Материал: Нефтегазовое дело направленности (профиля) программы Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти всех форм обучения Альметьевск 2019
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
Практическое занятие - 10
Гидравлический расчет вызова притока
Цель практического занятия: изучить принципы расчета технологического процесса свабирования скважин. Иметь навыки выполнения расчетов вызова притока жидкости свабированием.
Пример 10.1 Выполнить расчет свабирования скважины, выбора величины депрессии на пласт при следующих условиях: пластовое давление 8,9МПа, давление насыщения нефти газом 7,12МПа, пластовое давление в прилегающем водоносном пласте 9,3МПа, толщина перемычки между пластами 2м, глубина залегания пласта 1654,0м, свабирование по НКТ диаметром 73мм при толщине стенки 5,5мм, плотность скважинной жидкости 879кг/м3, диаметр эксплуатационной колонны 146мм при толщине стенки 7мм.
Давление насыщения нефти газом – давление, при котором из нефти начинается выделение газа, т.е. если забойное давление в скважине будет ниже давления насыщения, то создаются условия для выделения газа и образуется разрыв потока жидкости или срыв подачи глубинного насоса.
В зависимости от давления газонасыщения нефти допустимая депрессия
(∆Р) определяется по формуле:
∆Р=Рпл –0,6 ∙Рнас,МПа (10.1)
где:
Рпл– пластовое давление в зоне отбора, МПа; Рнас– давление насыщения нефти газом, МПа; 0,6 – коэффициент.
∆Р=8,9– 0,6∙7,12=4,628МПа
Допустимая депрессия в зависимости от толщины разобщающего прослоя между продуктивным и водоносным пластами,
а также допустимым градиентом перепада давления на цементное кольцо определяется по формуле:
∆Р=Рпл.н– (Рпл.в – Р∙h),МПа (10.2)
где:
Рпл.н–пластовое давление в продуктивном пласте, МПа;
Рпл.в– пластовое давление в водоносном пласте, МПа;
Р– допустимый градиент перепада давления на цементное кольцо (при наших условиях принимается равным 2,5МПа/м. Определяется экспертно);
h– толщина разобщающего прослоя между продуктивным и водоносным пластами.
∆Р=8,9– (9,3– 2,5 ∙2,0)=4,6 МПа
В зависимости от прочности эксплуатационной колонны перепад давления не должен превышать значений, предусмотренных «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин». В таблице 10.1 приведены допустимые депрессии, определенные по прочности эксплуатационной колонны.
Величина допустимой депрессии на пласт при вызове притока определяется наименьшей величиной из трех параметров: давления насыщения нефти газом, прочности эксплуатационной колонны и цементного кольца ∆Р = 4,6МПа
При определении производительности процесса свабирования пренебрежем в первом приближении притоком жидкости из пласта в скважину за время снижения уровня в ней от начального до заданного конечного в каждом цикле откачки, а также утечками при свабировании.
∆Р=Рпл.н– (Рпл.в – Р∙h),МПа (10.2)
где:
Рпл.н–пластовое давление в продуктивном пласте, МПа;
Рпл.в– пластовое давление в водоносном пласте, МПа;
Р– допустимый градиент перепада давления на цементное кольцо (при наших условиях принимается равным 2,5МПа/м. Определяется экспертно);
h– толщина разобщающего прослоя между продуктивным и водоносным пластами.
∆Р=8,9– (9,3– 2,5 ∙2,0)=4,6 МПа
В зависимости от прочности эксплуатационной колонны перепад давления не должен превышать значений, предусмотренных «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин». В таблице 10.1 приведены допустимые депрессии, определенные по прочности эксплуатационной колонны.
Величина допустимой депрессии на пласт при вызове притока определяется наименьшей величиной из трех параметров: давления насыщения нефти газом, прочности эксплуатационной колонны и цементного кольца ∆Р = 4,6МПа
При определении производительности процесса свабирования пренебрежем в первом приближении притоком жидкости из пласта в скважину за время снижения уровня в ней от начального до заданного конечного в каждом цикле откачки, а также утечками при свабировании.
Таблица 10.1 – Допустимые депрессии по прочности эксплуатационной колонны.
| № п/п | Диаметр э/к, мм | Группа прочности | Толщина стенки, мм | Критическое. наружное давление, МПа | Допустимое снижение давления в колонне, МПа | |
| В интервале перфорации [К=1,3] | В остальных интервалах [К=1] | |||||
| 1 | 146 | Д | 7 | 22,4 | 17,2 | 22,4 |
| Д | 7,7 | 26,7 | 20,5 | 26,7 | ||
| Д | 8,5 | 31,4 | 24,2 | 31,4 | ||
| Д | 9,5 | 37,1 | 28,5 | 37,1 | ||
| 2 | 168 | Д | 7,3 | 21,9 | 16,8 | 21,9 |
| Д | 8,9 | 26,9 | 20,7 | 26,9 | ||
| Д | 10,6 | 35,4 | 27,2 | 35,4 | ||
Определим глубину снижения уровня жидкости в скважине:
Ндин.кон
Нкр
-
Рзаб
g
(10.3)
где:
Нкр– расстояние до кровли;
;
4,6 106
Ндин.кон 1654,0 (879 9,81) 1111м
Объем жидкости, который предполагается отобрать из скважины:
d2
Vотб (Нкон Ннач) ( 4 )
(10.4)
Vотб (1111 0) (
где:
3,14 0,1322
4
) 15,2 м3;
Нкон – конечный уровень в скважине, м;Ннач–начальный уровень в скважине, м',dкол–внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
При использовании в качестве тягового органа геофизического кабеля, его объем, погруженный в жидкость будет равен:
d2
Vт.о. (кол) Нпогр (
4
3,14 0,01252
4
) 300 0,037 м3
Нпогр – фиксированная глубина погружения сваба под уровень жидкости, м.
Объем жидкости в НКТ над свабом:
d2
Vж (т) Нпогр Vт.о. (
4
3,14 0,0622
4
) 300 0,03 0,868м3
где:
dm– внутренний диаметр НКТ, м;
Нпогр – фиксированная глубина погружения сваба под уровень жидкости, м;
Vmo–объем тягового органа, погруженного в жидкость, м3.
Число циклов, необходимое для снижения уровня с НначдоНкон, в квадратных скобках число округляется до ближайшего меньшего целого.
n (Vотб) 1
V
15,2
0,868
1 19
где:
Vотб– объем жидкости, который предполагается отобрать из скважины;
V – объем жидкости в НКТ над свабом. Расстояние, пройденное свабом за первый цикл Н1 2 (Ннач Нпогр) 2 (0 300) 600м
Ннач–начальный уровень в скважине, м;
Нпогр–фиксированная глубина погружения сваба под уровень жидкости,
м;
Площадь сечения кабеля, используемого в качестве тягового органа:
d2 3,14 0.01252
Fк
4
0.000122656м2
4
Тягового органа, погруженного в жидкость:
Vm.o.=Fл Нпогр=0,000122656300 =0,03680м3
С учетом того, что при снижении уровня с Hнач до Нконза п циклов во вре- мя последнего цикла объём жидкости над свабом может оказаться меньше, чем в предыдущих циклах, выражение для суммарного расстояния, проходимого свабом, имеет вид:
Н 2 Н1 а(n 2) (n1) H
2 n
(10.5)
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/138669