Депрессия давления в скважине

15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти

Nav view search

Понижение давления на забое скважины с помощью испытателей пластов

Понизить давление на забое скважины можно с помощью испытателей пластов. Комплект испытательных инструментов (КИИ) на трубах предназначен для испытания перспективных объектов (пластов) на нефть и газ в открытом стволе или в обсадной колонне поисковых и разведочных скважин. Основными узлами КИИ являются пакер, испытатель пластов, система клапанов, глубинные манометры. При спуске испытатель пластов закрыт, поэтому скважинная жидкость не попадает в бурильные трубы, на которых спускается КИИ. Пакер устанавливается над испытуемым пластом и, герметично перекрывая обсаженный или необсаженный ствол, изолирует подпакерный объем от остальной части ствола скважины. Путем соединения подпакерного пространства с полостью бурильных труб создается депрессия и происходит приток нефти или газа из испытуемого интервала пласта в бурильные трубы. Этот период испытания называется периодом притока. Он может длиться от нескольких минут до нескольких часов. После окончания притока испытатель пластов закрывается без нарушения герметичности пакеровки и происходит восстановление давления на забое скважины. Изменение давления в периоды притока и восстановления регистрируется глубинными манометрами.

КИИ позволяет создавать мгновенную высокую депрессию на испытуемый пласт, что оказывает в отдельных случаях благоприятное воздействие на процесс очистки порового пространства призабойной зоны. Причем периоды притока и восстановления давления могут повторяться неоднократно. Эти факторы, а также относительная простота спуска и надежность герметизации способствовали широкому использованию КИИ для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении скважин.

В Ивано-Франковском институте нефти и газа была разработана технология освоения скважин с очисткой призабойной зоны путем воздействия на пласт цикличными управляемыми депрессиями. Эта технология реализуется при помощи установленного на колонне НКТ пакера и смонтированного над ним струйного аппарата. Подачей насосным агрегатом рабочего агента к соплу струйного насоса понижается давление в подпакерной части скважины до требуемой величины. Соответствующим режимом работы насосного агрегата необходимое время поддерживается величина депрессии. После прекращения подачи рабочего агента гидростатическое давление на забое скважины восстанавливается. Циклы снижения-восстановления забойного давления повторяются многократно до появления устойчивого притока из пласта.

Создание управляемых циклических депрессий на пласт способствует извлечению упруго расширяющейся жидкости, попавшей в пласт. Практика применения этого метода освоения скважин показала, что за несколько десятков циклов удается извлечь из пласта на поверхность многие кубометры бурового раствора. Струйный аппарат также может быть применен для повышения эффективности кислотных обработок призабойных зон, поскольку обеспечивает быстрое и надежное удаление из породы остаточного раствора кислоты и продуктов реакции.

Струйные аппараты способны обеспечивать практически любую депрессию, так как на приеме струйного аппарата может быть получен даже вакуум. Эти устройства способны обеспечивать отборы из скважин до 1000 м3/сут. жидкости и более.

www.15rosneft.ru

Petroleum Engineers

Отрицательная депрессия на доб.скв. в модели. Глюк?

Добрый день, коллеги!
В модели отображается низкая депрессия, иногда даже отрицательная, при этом скважина добывает. Как такое может быть?
При этом если дебит поделить на Кпрод, то депрессия будет другая, не та, что в модели.
Модель двойной пористости. Может в этом дело, есть какие-то особенности отображения значений давления для таких моделей?

Я думаю Вам лучше написать в RFD и спросить напрямую =)
Может и вправду в двойной пористости должен быть другой вектор давления?
А может реально просто глюк.. Какая версия у Вас?

Тут не в симуляторе дело, в эклипсе такая же фигня.
Понятно, что арифметически такое может быть из-за различного давления в разных блоках, которые протыкает скважина. Но как тогда Кпрод расчитывается, если не LRAT/(WBP9-WBHP)?

У тебя залежь много пластовая? В 3D кубе тоже самое? Такое возникает из-за осреднения или глубины приведения давления. В темпесте например, есть функция считать давления только в активной перфорации и для каждой скважины приводить давление на определенную глубину, в эклипсе тоже что то подобное должно быть…

кпрод в симуляторе рассчитывается с другого конца т.е. через проницаемости и т.д.

Еще в Навигаторе давление в блоке — скользая величина. Это давление в ячейках на первую перфорацию скважины, если была переперфорцая (интервалы добавили например), то смотреть на нее уже нет смысла.

А забойное давление считается по верхней отметке перфорации, если интервал перфорации значитальный, то могут быть ошибки осреднения.
Чтобы забойное давление считалось не по верхней отметке — смотри wellspec — BHP datum BHP reference

Полезная инфа, спасибо.

Помимо всего перечисленного еще может быть из-за разных фаз вода-нефть. Обычно давление берется по нефтяной фазе, но градиент нефти и воды разный так что осреднение может получится разным.

С разными давлением в фазах я не встречал проблем. Описание поведение встречается часто. Причины — это условность модели скважины, точно помню что при сильном различии в давлении по стволу отрицательные депрессии были. Но и с другой стороны не забывайте, что симуляторы выдают отчеты на конец расчетного периода и никогда на начало, поэтому q = PI * (p-pw) не будет работать, т.к. это забойное после месяца работы. А вот что касается навигатора там отрицательные депрессии на каждом шагу, мне кажется это баг расчета пластового давления, точнее баг в показываемых таблицах, так как на расчет это не влияет. Не разбирался так как это произошло когда подрядчик нам презентовал модель. Посмеялись.

Может ли это быть связано с тем, что включена возможность заколонных перетоков? Я не знаю насчет Навигатора, но в Темпесте такое может наблюдаться, там по умолчанию включена возможность заколонных перетоков. Чтобы ее отключить надо поставить ALLX OFF если для всех скважин, или XFLOW OFF если надо для конкретной скважины(в формате событий).
Думаю, что в Навигаторе должно быть что-то подобное.

www.petroleumengineers.ru

ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА. КОМПЛЕКСНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ

Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давле­ния — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депресси­ей на забое скважины , применительно к нагнетатель­ной скважине — репрессией на забое скважины . В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнета­тельных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление меньше текущего пластового давления на величину депрессии, в нагнетательной скважине больше на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями

(XIII.4)

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнета­тельной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости и приемистостью W:

(XIV.5)

Здесь и коэффициент продуктивности и коэф­фициент приемистости скважины,выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 и в (м 3 /сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу из­менения перепада давления в скважине. Коэффициенты и для одной и той же скважины обычно имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершен­ствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закач­ке рабочего агента. Дебит скважины по жидкости и при­емистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям

(XIII.6)

Где — проницаемость пласта; h — толщина пласта; в добывающей (нагнетательной) скважине; RK радиус условного контура питания скважины; — приве­денный радиус скважины; и — соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины RK принима­ют равным половине расстояния между скважинами. Приве­денный радиус скважины — радиус условной совершен­ной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реаль­ной скважины, несовершенной по качеству и степени вскры­тия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Из сопоставления (XIII.5) и (ХШ.6) следует:

(XIII.7)

т.е. коэффициенты продуктивности и приемистости пред­ставляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом устано­вившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выра­жают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 86). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямо­линейны по всей длине или на начальном участке. По добы­вающим скважинам при больших значениях дебита они мо­гут быть изогнутыми в результате нарушения линейного за­кона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницае­мости в связи со смыканием трещин при значительном сни­жении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий явля­ется раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:

— дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; — депрес­сия (репрессия) на забое скважины

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добываю­щей нефтяной скважины имеет вид

(XIII.8)

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент остается постоянным в интервале иссле­дованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.

На искривленном участке индикаторной кривой коэффи­циент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемис­тости) к соответствующему перепаду давления.

Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых гео­логических и технических условиях.

В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) , характеризующим значение коэффициента продуктивно­сти (приемистости) на 1 м работающей толщины пла­ста h:

(XIII.9)

Этот показатель используют при обосновании кондицион­ных значений параметров продуктивных пластов, при срав­нении фильтрационной характеристики пластов разной тол­щины и в других случаях.

Дебит газа в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давле­ния .

(XIII.10)

Где коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; = 273 К; = (273 — ); = 10 5 Па; -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемо­сти газа; то же, что в (XIII.6).

В отличие от уравнения притока нефти к скважине (XIII.6) в уравнении притока газа (XIII. 10) дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности в формуле (XIII. 10) может быть определен с помощью индикаторной линии, по­строенной в координатах и (рис. 87).

Уравнение индикаторной линии имеет вид

(XIII.11)

где А и В — коэффициенты фильтрационного сопротивле­ния, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).

Коэффициент А численно равен значению в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части (XIII. 10) соответствует 1/А, т.е.

(XIII.12)

Рис. 87. Индикаторная диа­грамма газовой скважины:

— дебит скважины по газу; давление: — пла­стовое текущее, — за­бойное

Выражения (XIII.7) и (XIII. 12) используют для оценки по данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) основной фильтрационной характеристики плас­та — коэффициента проницаемости. Для этого коэффициент продуктивности (для нефтяной скважины) или коэффици­ент фильтрационного сопротивления (для газовой скважи­ны) определяют по соответствующей индикаторной линии, другие необходимые параметры получают геофизическими и лабораторными методами.

Указанные выражения используют также для определения комплексных характеристик пластов, учитывающих одно­временно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Ниже приводятся наиболее широко применяемые ком­плексные характеристики продуктивных пластов.

1. Коэффициент гидропроводности

Где — прицаемость пласта в районе исследуемой сква­жины; h — работающая толщина пласта; — вязкость жид­кости или газа. Размерность коэффициента м 5 /(Н·с). Коэф­фициент ε — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

2. Коэффициент проводимости

Размерность коэффициента м 4 /(Н·с); он характеризует по­движность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

3. Коэффициент пьезопроводности

где коэффициент пористости пласта; и — коэф­фициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; — коэффициент упругоемкости пласта β. Размерность коэффициента пьезопроводности м 2 /с. Коэф­фициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содер­жащейся в ней жидкости).

Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают дру­гими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследова­ния скважин и пластов. Теоретические основы гидрогазоди­намических методов, технические средства, методика прове­дения замеров и обработки полученных результатов излага­ются в курсе «Разработка нефтяных и газовых месторождений».

Значения комплексных характеристик и проницаемости можно получить и путем определения входящих в них пара­метров геофизическими и лабораторными методами. Гидро­газодинамические методы имеют свои преимущества: они базируются на результатах непосредственного наблюдения движения жидкостей и газов в пласте, позволяют характери­зовать пласты как вблизи исследуемых скважин, так и на значительном от них расстоянии, не затронутом при буре­нии. Вместе с тем геофизические и лабораторные методы дают возможность охарактеризовать пласт послойно.

Общая для залежи воронка депрессии , образующаяся при эксплуатации залежи большим количеством скважин, характеризуется перепадом давления между контуром пита­ния залежи и зоной отбора:

(XIII. 13)

где — пластовое давление на контуре питания залежи; — среднее забойное давление в действующих добыва­ющих скважинах (давление в зоне отбора).

При естественном водонапорном режиме прини­мается равным начальному пластовому давлению. При искус­ственном воздействии на пласт в качестве контура питания принимают расположение нагнетательных скважин. При рас­положении нагнетательных скважин рядами контуром облас­ти питания будут линии, соединяющие забои нагнетательных скважин. За принимают среднее динамическое пластовое давление на этих линиях (пластовое давление в зоне нагнета­ния).

При естественном водонапорном режиме значение можно изменить только путем изменения . Одно из пре­имуществ искусственного воздействия на пласт состоит в том, что в условиях его применения значение можно изменить путем изменения как , так и .

Депрессия на забое скважины и перепад давления между контуром питания и зоной отбора находятся в прямой связи друг с другом и с дебитом скважины. Изменение одного из этих трех параметров влечет за собой изменение двух других в ту же сторону и на столько же процентов. Это можно по­казать на примере одной из добывающих скважин с коэф­фициентом продуктивности К’, равным 1 (т/сут)/0,1 МПа, эксплуатирующейся в условиях законтурного заводнения.

В табл. 9 приведены показатели трех последовательно ус­танавливаемых режимов работы одной из добывающих скважин и залежи в целом.

mydocx.ru

Депрессия давления в скважине

G0 — вес инструмента на крюке до пакеровки, кН;
G1 — вес инструмента на крюке при пакеровке, кН;
Gx — вес труб, размещенных в компоновке ИГГГ ниже пакера (хвостовика), кН;
Gтр — потери нагрузки на трение колонны труб о стенки скважины, кН.
7.3.2 Нагрузка, расходуемая на преодоление сил трения и сопротивления движению колонны труб в вязкопластичной среде бурового раствора в стволе скважины, рассчитывается из выражения

Gтр = G — 2Gр, (7.3.2)

где G — разность показаний по индикатору веса при ходе колонны труб вверх Gв и вниз Gн,

G = Gв — Gн;

Gp — нагрузка, требуемая на преодоление сил сопротивления,

Gр = · S,

где — статическое напряжение сдвига, Н/;
S — поверхность контакта труб с буровым раствором в стволе скважины, .

7.3.3 При передаче осевой нагрузки длина сжатой части колонны труб рассчитывается по формуле

l = / f · ln l / (l — Gп · f / g · ), (7.3.3)

где — радиус кривизны касания нижней секции труб по пространственно изогнутому стволу скважины, м,

,

где rc — радиус скважины, м;
Е — модуль упругости труб, Н/;
J — момент инерции поперечного сечения труб, ;
g — вес одного погонного метра труб, Н/м;
f — коэффициент трения, f = 0,2.

7.3.4 Угол закручивания колонны труб (обороты) для передачи вращения на клапаны ИПТ (ЗПКМ, ИПВ) с целью преодоления сил трения при частично разгруженной на забой колонны труб должен рассчитываться по формуле

, (7.3.4)

где rт — наружный радиус трубы, м;
М — модуль сдвига;
Jp — полярный момент инерции поперечного сечения труб, ;
L -общая длина колонны труб (включая длину сжатой части труб), м;
— угол наклона ствола скважины к вертикали (зенитный угол).

В случае применения комбинированной колонны труб, составленной из секций труб разного диаметра, и с учетом зенитного угла расчетная формула усложняется, что приводит к увеличению числа оборотов инструмента для управления клапанами.
7.3.5 Суммарные нагрузки на пакер складываются из осевых нагрузок от веса труб и гидравлических нагрузок (от перепада давления на пакер) и должны быть не более указанных в таблице 7.3.1.
7.3.6 Трубы опорного хвостовика в момент открытия впускного клапана ИПТ испытывают максимальные нагрузки (от веса труб плюс гидравлическая), поэтому хвостовик собирают из толстостенных бурильных и утяжеленных труб с учетом критических сжимающих нагрузок (приложение Г).
7.3.7 Приведенные расчеты должны выполняться при планировании испытания в сложных геолого-технических условиях бурения глубоких скважин и позволят выбрать оптимальную компоновку ИПТ, провести технологические операции по многократному вызову и перекрытию притока пластового флюида и технически успешно завершить испытание объекта.
7.3.8 При планировании испытания в обсадной колонне с учетом глубины скважины и удельного веса скважинной жидкости необходимо в испытателе пластов в комплексе КИОД-110М установить соответствующую пару «цилиндр — поршень», характеристики которых приведены в таблице 7.3.2.

Диаметр скважины, мм

Диаметр резинового элемента, мм

Перепад давления на пакер, МПа

Площадь неуравновешенности, с

Глубина установки пакера, м

Шифр цилиндра и поршня

Номограмма для определения величины нагрузки для открытия приемного клапана испытателя пластов ИПМ-110 приведена на рисунке 7.3, где 1 — пара № 1; 2 — пара № 2; 3 — пара № 3.

7.4 Режим испытания
7.4.1 Режим испытания, как основной технологический этап, оказывает решающее влияние на техническую успешность работ в скважине, объем притока флюида и качество регистрируемых диаграмм давления, по которым рассчитываются гидродинамические параметры удаленной и призабойной зоны пласта.
Режим испытания устанавливают при планировании работ и указывают в плане по испытанию (см. приложение А.2) в зависимости от решаемых геологических задач, типа коллектора, ожидаемого по данным ГИРС и ГТИ насыщения и активности проявления пласта, технической оснащенности ИПТ, конструкции и состояния ствола скважины. Режим испытания корректируют в процессе выполнения технологических операций с учетом продолжительности безопасного нахождения инструмента на забое скважины.
Режим испытания включает:

— депрессию на пласт;
— время открытого и закрытого периодов испытания в, цикле;
— количество циклов и соотношение продолжительности между ними при многоцикловом испытании;
— объем притока флюида.

7.4.2 Депрессия на пласт (разность между пластовым давлением и давлением на забое скважины при испытании) и характер ее изменения в процессе притока (открытый период) и восстановлении давления (закрытый период) влияют на количество отбираемой жидкости (газа) и достоверность оценки насыщенности пласта.
В плане работ по испытанию указывается депрессия максимально возможная для каждого конкретного объекта на основании расчетов и накопленного опыта по испытанию скважин. Максимальное значение депрессии (перепада давления на пласт) может быть равно пластовому давлению Рд max = Рпл, т.е. противодавление на пласт полностью снято.
Минимальная величина депрессии на пласт не может быть менее противодавления столба промывочной жидкости в стволе скважины при его вскрытии бурением

Pд min = Pг.ст — Рпл, (7.4.1)

где Рг.ст — гидростатическое давление, Мпа;
Рпл — пластовое давление, Мпа.
Величину депрессии на пласт с учетом репрессии бурового раствора при вскрытии коллектора рекомендуется рассчитывать по выражению

, (7.4.2)

где Рд иРр — расчетная депрессия и фактическая репрессия на пласт, МПа;
и — динамическое и статическое напряжение сдвига бурового раствора, Н/;
K1 и К2 — проницаемость в призабойной зоне пласта естественная и сниженная при его вскрытии.
Для практического пользования выражение (7.4.2) с удовлетворительной точностью может быть упрощено Рд = (2,8 — 4,2) Рр, поскольку отношение напряжений сдвига бурового раствора изменяется в скважине в пределах 2-3 раз, а проницаемость в призабойной зоне при его вскрытии принята сниженной в 2 раза.
7.4.3 При вскрытии интервала с хорошими коллекторскими свойствами с репрессией на пласт 10 МПа) репрессиями вскрытия интервала, особенно на утяжеленном буровом растворе, расчетная депрессия может оказаться выше допустимой для испытательного оборудования, бурильных труб и перепада на пакер. В таких случаях депрессия на пласт должна быть уменьшена ( 35 МПа) с учетом вышеуказанных факторов.
7.4.5 Величины перепада давления на ИПТ указаны в технических характеристиках комплексов. Допустимая депрессия с учетом прочности бурильных труб на смятие от внешнего давления (гидростатического столба) буровой жидкости не должна превышать значений, указанных в таблице 7.3.1 и приложении Г.
Перепад давления на пакер рассчитывается с учетом устойчивости труб хвостовика

, (7.4.3)

где Gкр — критическая допустимая нагрузка на хвостовик, кН;
Gп — нагрузка, необходимая для установки пакера, кН;
Fскв — площадь кольцевого сечения скважины, с.

base.safework.ru