USD ЦБ — 59,35 +0,17
EUR ЦБ — 63,18 −0,04
Brent — 54,48 +0,42%
четверг 19 января 17:59

Наука и технологии // Разведка и разработка

Контроль пластового давления и температуры при разработке залежей

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рплтек.

С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления.

В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем - важнейшая часть контроля за разработкой залежи.

Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта - оно увеличивается с возрастанием глубины.

В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других - стабилизироваться, на третьих - возрастать.

Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.

Приведенное пластовое давление - это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи - плоскость, делящая объем залежи пополам.

Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:

Рпл.пр=Рпл.з±rgh

где Рпл.з - замеренное в скважине пластовое давление; h- расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r - плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине - нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой - сделан замер), g - ускорение свободного падения

Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис 80 в законтурных водяных скв.

1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины.

В водяной законтурной скважине 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления.

В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скважине 4, где пласт обводнен в процессе разработки, - воды, по скважине 5 - нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля.

На рис 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг

Контроль пластового давления и температуры

Контроль пластового давления и температуры

скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления.

В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным.

Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением P заб.

По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом.

Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис 81, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи.

Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае - при разрезании залежи на блоки) показан на рис 82. Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15-20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе).

Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового - после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более).

Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД)

Контроль пластового давления и температуры

рис 82. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды.

Скважины: 1 - нагнетательные, 2 - добывающие; части пласта: 3 - нефтенасыщенные, 4 - промытые водой, 5 - динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давления); 6 - локальные воронки депрессии (репрессии); Р пл.нач - начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давление: Р заб.д - в нагнетательной скважине, Р заб.наг. - в добывающей скважине

Контроль пластового давления и температуры

от забойного до динамического пластового.

Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины.

Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин.

В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.

Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату.

Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала.

В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие.

Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях - при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.

Контроль пластового давления и температурыПри построении карты используют данные о приведенном пластовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динамического пластового давления.

При построении карты на установленную дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате.

На практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени - до 1-2 месяцев, и более.

При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время.

Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис 84, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия).

Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.

Карта изобар (рис 85) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям).

Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.

Контроль пластового давления и температуры

рис 85 Карта изобар

1- внешний контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины; 3 - законтурные (пъезометрические); 4 - изобары, атм; 5- элемент залежи между соседними изобарами

Среднее взвешенное давление по площади Контроль пластового давления и температуры находят по формуле

Контроль пластового давления и температуры

где pi - среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами; fi - площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; F -площадь залежи; n - количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи Контроль пластового давления и температуры-последовательно выполняют следующие операции.

1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пластаh и по ней определяют значения fi, и hi, для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведения ph, где р - приведенное пластовое давление.

Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов s, между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)i

4. Находят среднее значение Контроль пластового давления и температурыпо формуле

Контроль пластового давления и температуры

где V - нефте(газо)насыщенный объем залежи; n - количество элементов площади с разными средними значениями ph; т - количество элементов площади залежи с разными средними значениями h.

По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине

продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему - при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров).

Залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.

Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей.

Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки.

Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.

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 DРскв.д, применительно к нагнетательной скважине -репрессией на забое скважины DРскв.д. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют терминперепад давления в скважине.

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

Контроль пластового давления и температуры

Контроль пластового давления и температуры

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

Контроль пластового давления и температуры

Здесь К' и К- коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 MПа и в (м3/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты К' и К. 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 qж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:

Контроль пластового давления и температуры

Контроль пластового давления и температуры

где kпр - проницаемость пласта; h - толщина пласта; DРскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине; Rк - радиус условного контура питания скважины: rпр - приведенный радиус скважины; и m,- соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины Rк принимают равным половине расстояния между скважинами.

Приведенный радиус скважины rпр - радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Соответственно : коэффициенты продуктивности и приемистости
представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

Контроль пластового давления и температуры

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.

Контроль пластового давления и температуры

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

q" - дебит скважин по нефти; W - приемистость скважин; Др - депрессия (репрессия) на забое скважины

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.

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

Контроль пластового давления и температуры

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K'(K")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) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) К' ( К) на 1 м работающей толщины пласта h:

Контроль пластового давления и температуры

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

Дебит газа qг в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P2пл - P2заб

Контроль пластового давления и температурыКонтроль пластового давления и температуры

где kпр - коэффициент проницаемости; h - эффективная толщина; Тст = 273 К; Тст
- (273 - tпл); Pат = 105
Па; m -вязкость пластового газа; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа; Rк - условный радиус контура питания; rпр - приведенный радиус скважины.

В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа 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 может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах qг и (P2пл.тек - Р2заб)/ qг (рис 87). Уравнение индикаторной линии имеет вид

Контроль пластового давления и температуры

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 (P2пл.тек - Р2заб)/ qг в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.

Контроль пластового давления и температуры

По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов)оценивается основная фильтрационная характеристика пласта -коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Наиболее применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.

1. Коэффициент гидропроводности

Контроль пластового давления и температуры

где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h -работающая толщина пласта; m - вязкость жидкости или газа. Размерность коэффициента м5/(Н×с).

Коэффициент e - наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

2. Коэффициент проводимости

a= kпр/m

Размерность коэффициента м4/(Н×с): он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

3. Коэффициент пьезопроводности

Контроль пластового давления и температуры

где kп - коэффициент пористости пласта; bж и bс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; kпbж - bс - коэффициент упругоемкости пласта b*.

Размерность коэффициента пьезопроводности м2/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

Основными источниками пластовой энергии являются: напор краевой и подошвенной вод, давление газа газовой шапки и растворенного газа в нефти после его выделения из раствора, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его флюидов (нефти, воды, газа). Эти силы проявляются совместно или раздельно.
Таким образом энергетические ресурсы пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем оно выше, тем полнее может быть использована залежь нефти.
В процессе эксплуатации для рационального использования энергии пласта необходим постоянный контроль распределения пластового давления в залежи.

Осуществляется это путем систематических замеров забойных и пластовых давлений и построением карт изобар.

Изобара - это линия, соединяющая точки с одинаковыми значениями пластовых давлений, приведенных к условной уровенной поверхности.

Под забойным давлением понимается давление на забое скважины, которое замеряется во время установившейся работы скважины.

Ему соответствует динамический уровень в скважине.

Под пластовым давлением понимают давление в пласте между скважинами, установившееся во время работы всех скважин.

Это давление берется за основу при вычислении коэффициента продуктивности скважины и проницаемости пласта, а также используется при анализе разработки месторождения и в гидродинамических расчетах.

Значения Рпласт. в различных точках залежи неодинаковы.

Они меняются во времени и в процессе разработки.

За начальное пластовое давление принимают статистическое забойное давление 1й скважины, вскрывшей пласт, замеренное до отбора из пласта какого-нибудь значительного количества пластовой жидкости.

Эти единичные замеры, возможные лишь в определенных точках залежи не могут быть приняты для всей залежи в целом.

Поэтому для определения среднего Р пласт. , полученные замеры по первым скважинам пересчитывают на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности .

Когда размеры залежи значительны - желательно иметь данные о начальном Р пласт. по скважинам , расположенным в центральной ее части и замеры Р пласт. по каждой скважине , пробуренной в период пробной эксплуатации.

При извлечении из залежи нефти или газа Р пласт. падает и оказывается ниже начального ( в случае естественной разработки, без воздействия на пласт).

Поэтому, чтобы определить Р пласт. на любую дату определяют текущее пластовое давление, т.е. статистическое забойное давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине, в которой после ее остановки установилось относительное статистическое давление.

Все другие скважины являются рабочими, в пласте не устанавливается относительное статистическое равновесие.

Поэтому в качестве текущего пластового давления замеряют динамическое пластовое давление.

Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовое давление в эксплуатационных скважинах.

Эти замеры производятся глубинными манометрами.

Их использование (когда измерение идет манометром по стволу скважины ) дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водонефтяной смеси.

При фонтанном или компрессорном способе эксплуатации, когда невозможно применять глубинный манометр, Р пласт. определяют по формулам расчетным путем.

22 июля 2014 г., 22:59Neftegaz.RU

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context