Последовательность расчета параметров при вызове притока на депрессии

• 1 слайд

  Последовательность расчета параметров пен при вызове притока на депрессии
  • Вызов притока из продуктивного пласта в условиях депрессии п.453 – Параметры при вызове притока:
  Рпл> Рз + Р доп.(1)
  Рпл – пластовое давление;
  Рз – забойное давление;
  Рдоп. – дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивлений, при перемещении жидкости или газа к забою скважины. Эти сопротивления создаются природными и искусственными причинами, возникающими в процессе бурения – загрязнение призабойной части пласта. Если в скважине есть столб жидкости плотностью ρ и высотой Н, то это неравенство (1) можно записать в виде:
  Рпл > ρgH + Pдоп.(2)
  В идеале Рпл – параметр остающийся без изменения в процессе освоения скважины.
  Поэтому, чтобы удовлетворить неравенство (2) могут изменяться параметры ρ, Н, Рдоп.
  Слайд 1
  

• 2 слайд

  Допустимое значение депрессии на пласт при вызове притока выбирают
  с учетом прочности цементной оболочки:
  
  ΔР ≤ Рпл – (Рпл' – ah)(3)
  где: Рпл – давление в продуктивном пласте;
  Рпл' – давление в водоносном горизонте либо в водно-нефтяном контакте (ВНК);
  h – высота цементной оболочки между водоносным горизонтом или ВНК и наиболее близким перфорационным каналом;
  а – допустимый градиент давления на цементную оболочку за обсадной колонной
  а ≤ 2,5 МПа/м
  Слайд 2
  

• 3 слайд

  Допустимая депрессия: исходя из устойчивости призабойной части пласта эти условия выполняются при соотношении:
  Р ≤ σсж/2 – k(Pгд – Рпл)(4)
  где: σсж – предел прочности породы на сжатие с учетом ее изменения при насыщении фильтратом бурового раствора;
  Pгд – вертикальное горное давление;
  K – коэффициент бокового распора (λ=μ/1-μ);
  Горное давление определяется средней (средневзвешенной) плотностью верхних пород ρср с учетом жидкости содержащиеся в них и глубиной залегания пласта:
  Pгд = g ρср H * 10-6, МПа(5)
  если g м/c2
  ρср кг/м3 , ρср = (2300-2500) кг/м3 коэффициент бокового распора
  λ=K= ν/1- ν(6)
  (Вызов притока из пласта в условиях депрессии)
  Значения модуля упругости Е и коэффициента Пуассона (ν) для горных пород
  Слайд 3
  

• 4 слайд

  Допустимая депрессия на пласт из условия недопущения смыкания трещин (для трещиноватых коллекторов) определяется по формуле:
  ΔР≤δЕ/4L(1- ν2), МПа(7)
  Где: δ – раскрытие трещин, м.
  L – длина трещины, м.
  Е – модуль упругости породы пласта, МПа.
  
  Слайд 4
  

• 5 слайд

  Минимальная депрессия на пласт должна также обеспечивать перепад давления, необходимые для преодоления сопротивления движению жидкости в призабойной части пласта (Рдоп):
  ΔР≤Рдоп(8)
  Принимают, что дополнительное давление:
  Рдоп = 2-5 МПа
  7) Чтобы предотвратить выделение газа призабойной части пласта и его прорыв в ствол скважины, депрессию ΔР ограничивают условием
  ΔР = Рпл – 0,6 Рнас.г.(9)
  При обводнении флюида более 3%, а для остальных случаев
  ΔР = Рпл – Рнас.г.(10)
  Где: Рнас.г. – давление насыщения нефти газом
  Известно около 20 технологических процессов вызова притока из пласта
  Основные из них:
  - вызов притока путем замещения жидкости в эксплуатационной колонне;
  - вызов притока из пласта при помощи воздушной подушки (закачивается газ);
  - вызов притока из пласта с помощью пусковых клапанов;
  - вызов притока с помощью струйных аппаратов
  
  Слайд 5
  

• 6 слайд

  Методы освоения скважин и вызов притока жидкости или газа из пласта в скважину, базируются на трех способах снижения противодавления на пласт:
  Уменьшение плотности жидкости, заполняющей скважину;
  Снижение уровня жидкости в скважине.
  (Например если после воздействия на пласт, например ГРП, проницаемость пласта увеличивается, жидкость из скважины уходит в пласт – уровень снижается – вызывается приток на депрессии).
  Снижение забойного давления после предварительного воздействия на продуктивные пласты.
  Приток флюида из пласта начинается в том случае, если давление столба жидкости в скважине (эксплуатационной колонне) становится меньше пластового, т.е. при создании депрессии на пласт.
  
  Слайд 6
  

• 7 слайд

  Способы вызова притока флюида из пласта
  - снижение уровня жидкости в скважине – за счет поршневания, свабирования
  - замена на легкую жидкость т.е. жидкость в эксплуатационной колонне заменяют на более легкую;
  - погружными насосами – за счет снижения уровня в колонне вызывается приток
  - освоение с применением газообразных агентов.
  
  Слайд 7
  

• 8 слайд

  Вызов притока методом замещения жидкости в эксплуатационной колонне, с целью снижения ее плотности и снижение противодавления на пласт – способ 1.
  При вызове притока этим способом жидкость большей плотности в эксплуатационной колонне замещается на жидкость меньшей плотностью. Для этого:
  - спускают НКТ до уровня перфорационнх отверстий;
  - затрубное (между эксплуатационной колонной и НКТ) падают жидкость (или ГЖС) меньшей плотности, вытесняя в НКТ раствор с большей плотностью;
  - при попадании жидкости с меньшей плотностью в НКТ начинает снижаться забойное давление, и когда оно становится меньше пластового т.е. создается депрессия на пласт, начинается приток флюида из пласта;
  - если продуктивный горизонт сложен трещиноватыми породами, то замещение жидкости в скважине ведут в несколько этапов, причем плотность жидкости замещения на каждом последующем этапе меньше, чем на предыдущем.
  
  Слайд 9
  

• 9 слайд

  Максимальное давление на устье скважины отвечает моменту времени,
  когда жидкость с меньшей плотностью ρл.ж. достигнет забоя:
  
  При этом: Руст.= ρт.ж.*gH - ρл.ж.*gH + ΔРзп + ΔРк
  Максимальное давление на устье скважины отвечает моменту времени, когда жидкость с меньшей плотностью ρл.ж. достигнет забоя:
  Руст.=( ρт.ж. - ρл.ж. ) gH + ΔРзп + ΔРк(11)
  Где: ρт.ж в НКТ и ρл.ж. между эксплуатационной колонной и НКТ – плотность тяжелой и легкой жидкости соответственно;
  Н – длина колонны труб НКТ
  ΔРзп и ΔРк – потери давлений в затрубном пространстве и в колонне труб (НКТ);
  9
  

• 10 слайд

  Давление на устье:
  Руст. не должно превышать значение давления опрессовки эксплуатационной колонны. Это учитывают при определенной производительности насосных агрегатов, так как потери давления ΔРзп и ΔРк зависят от расхода жидкости в системе циркуляции.
  
  Значение пластового давления (Pпл) сравняется с величиной давления на забое при определенном соотношении высоты столбов тяжелой и легкой жидкостей в колонне:
  
  Рпл=[ρл.ж∙hл.ж+(hпл-hл.ж)ρт.ж]g+∆Рз.п+∆Рк (12)
  
  Слайд 10
  
  

• 11 слайд

  Так, как приток флюидов из коллектора происходит при условии, что Pпл > Р г.ст., то это условие можно получить при определенном значении высоты столба легкой жидкости hл.ж.
  Преобразуем формулу (12)
  Рпл=ρл.ж∙hл.ж+hпл∙ρт.ж∙g-hл.ж∙ρт.ж∙g+∆Рз.п+∆Рк
  Упростив получим:
  hл.ж.=(Рпл-hпл∙ρт.ж∙g- ∆Рз.п-∆Рк)/ g(ρл.ж- ρт.ж)=(Рпл -∆Рз.п- ∆Рк-hпл∙ρт.ж.∙g)/ g(ρл.ж- ρт.ж);
  Таким образом:
  hл.ж.=((Рпл -∆Рз.п- ∆Рк)/ g)-hпл∙ρт.ж./ ρл.ж.- ρт.ж.
  Если в соответствии с принятой технологией тяжелая жидкость с ρт.ж. – это жидкость, используемая в технологическом процессе (вторичные вскрытия, капитального ремонта и т.п.), то необходимо принимать плотность жидкости ρр, используемой в технологическом процессе до вызова притока. Тогда
  hл.ж.=((Рпл -∆Рз.п- ∆Рк)/ g)-hпл∙ρр/ ρл.ж.- ρр.
  
  11
  

• 12 слайд

  После подстановок значений
  SH=Vлжм.т. – объем легкой жидкости в межтрубе;
  Sнкт * hлж= Vлжнкт – объем легкой жидкости внутри НКТ;
  Vлж = SH + Sнкт * hлж= Vлжм.т. + Vлжнкт
  и ряда преобразований, получена формула для определения величины объема легкой жидкости, соответствующего режиму депрессии при вызове притока флюида из пласта
  Vлж = SH + Sнкт[ 𝑃пл−ΔРз−ΔРк 𝑔 −ℎпл∗ρт.ж ρл.ж. − ρт.ж. ] (13)
  
  Где:hлж
  S=π4(Dэ2-Dн.к.2), м2
  Sнкт=π4Dв.к.2, м2
  
  Слайд 11
  

• 13 слайд

  Тогда:
  
  Слайд 12
  

• 14 слайд

  Целесообразно использовать полученную формулу (13) для определения плотности легкой жидкости для вызова притока из пластов с аномально низким пластовым давлением – т.е. плотность ГЖС (пены):
  Vлж = SH + Sнкт[ 𝑃пл−ΔРз−ΔРк 𝑔 −ℎпл∗ρт.ж ρл.ж. − ρт.ж. ];
  Vлж - SH = Sнкт[ 𝑃пл−ΔРз−ΔРк 𝑔 − ℎ пл ∗ ρ т.ж. ρ л.ж. − ρ т.ж. ]; 𝑃пл−ΔРз−ΔРк 𝑔 − ℎ пл ∗ ρ т.ж. ρ л.ж. − ρ т.ж. = 𝑉лж−𝑆𝐻 𝑆нкт
  ( ρ л.ж. − ρ т.ж. )( 𝑉 лж −𝑆𝐻)= Sнкт( 𝑃пл−ΔРз−ΔРк 𝑔 − ℎ пл ∗ ρ т.ж. )
  ρл.ж.= 𝑆нкт( 𝑃пл−ΔРзп−ΔРк 𝑔 −ℎпл∗ρт.ж.) 𝑉лж−𝑆𝐻 + 𝜌 т.ж. (14)
  можем провести замену
  𝜌 л.ж. = 𝜌 р - плотность бурого раствора
  𝜌 л.ж. = 𝜌 п –плотность пены
  Для решения по этой формуле необходимо принять:
  𝑉 л.ж. = 𝑉 п – он не известен и какой объем пена займет внутри НКТ – неизвестно т.к. исходят из расчетной схемы она занимает часть высотой ℎ л.ж. , а если принять, что
  Vлж = SH + Sнкт*H, (15)
  т.е. пена занимается весь объем внутри НКТ и за колонной НКТ - межтрубном пространстве эксплуатационной колонны и НКТ (наружной поверхности) – как частный случай (1)
  
  Слайд 13
  

• 15 слайд

  Пример:
  С учетом изменений (см. выше) рассчитать величину плотности пены (ГЖС) при вызове притока из продуктивного пласта, с учетом того что:
  Vлж = SH + Sнкт*H, получим
  𝜌п= 𝑆нкт( 𝑃пл−ΔРзп−ΔРк 𝑔 −ℎпл∗ 𝜌 р ) 𝑆𝐻− 𝑆 нкт 𝐻−𝑆𝐻 + 𝜌 р ; 𝜌п= 𝑆нкт( 𝑃пл−ΔРзп−ΔРк 𝑔 −ℎпл∗ 𝜌 р ) 𝑆 нкт 𝐻 + 𝜌 р ;
  Тогда: 𝑃пл−ΔРзп−ΔРк 𝑔Н − ℎпл∗ 𝜌 р Н + 𝜌 р .(16)
  Для принятых решений получаем:
  𝜌п= 18∗ 10 6 − 1,65∗10 6 − 1,2∗10 6 9,81∗2100 − 2130∗1120 2100 +1120= 1,54∗ 10 6 9,81∗2100 − 2,4∗10 6 2100 +1120=
  = 1,54∗ 10 6 2,06∗10 4 − 1,14∗10 3 +1120= 0,74∗10 2 − 1,14∗10 3 +1120=740-1140-1120=
  = -400+1120=720 кг/м3.
  По формуле (16) плотность пены реальная, т.к. примере на стр. 9-8 взята 𝜌п=500 кг/м3, и для условий задачи на стр.1-3 по формуле (16) взято исходно, что пена заполняет внутри НКТ до устья, т.е. плотность 𝜌п увеличилась до 720 кг/м3, т.к. тяжелая жидкость полностью из НКТ вытеснена.
  
  Слайд 14