63405

Обоснование режимов работы добывающих скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом

Лекция

География, геология и геодезия

Поэтому имеет место дополнительное снижение проницаемости системы по нефти жидкости которое определяется зависимостью фазовой проницаемости по нефти от газонасыщенности пласта в свою очередь зависящей от давления.

Русский

2014-06-20

391.5 KB

27 чел.

Лекция 6

Тема: «Обоснование режимов работы добывающих скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом»

При эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения пластовой нефти газом существует околоскважинная зона совместной фильтрации жидкости и газа. Поэтому имеет место дополнительное снижение проницаемости системы по нефти (жидкости), которое определяется зависимостью фазовой проницаемости по нефти от газонасыщенности пласта, в свою очередь, зависящей от давления.

При некоторых значениях забойного давления индикаторная линия может принимать характерный серпообразный вид: рис. 1-2.

Рис. 1. Индикаторная диаграмма скв. №14047 Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения (Рнас=9 МПа)


Рис. 2. Индикаторная диаграмма скв. №883/78 Варьеганского месторождения (
Рнас=16 МПа)

Опыт разработки месторождений с забойными давлениями ниже давления насыщения, но выше критических значений свидетельствует, что при установившемся движении газированной жидкости(нефти) справедлива следующая формула:

,        (1)

где  Vгр0(Р) – объем газа, растворенного при давлении Р в одном м3 дегазированной нефти, приведенный к нормальным условиям;

P0, T0 – соответственно давление и температура при нормальных условиях;

Г – газовый фактор;

,  - относительные фазовые проницаемости газа и жидкости от насыщенности жидкостью;

z(Р, Т) – коэффициент сверхсжимаемости газа.

Для получения зависимости относительной фазовой проницаемости по жидкости от давления при заданном газовом факторе и насыщенности пласта по жидкости решается нелинейное уравнение (1) любым из численных методов и находится давление в пласте. Если известна эмпирическая зависимость относительной фазовой проницаемости по жидкости, можно сначала определить насыщенность пласта по жидкости при различных давлениях, а затем по эмпирической зависимости – относительную фазовую проницаемость по жидкости.

Оценку добывных возможностей скважины в установившемся режиме разработки при забойном давлении ниже давления насыщения, но выше критических значений можно приближенно получить по следующей формуле:

,     (2)

При оценке добывных возможностей при забойных давлениях ниже давления насыщения пластовой нефти газом на основе адаптации гидродинамических моделей необходимо построение расчетных зависимостей относительных фазовых проницаемостей системы «газ-жидкость».

Следует отметить, что техногенные процессы носят комплексный характер, т.е. при увеличении эффективного давления одновременно могут проявляться деформационные процессы, процессы кольматации и облитерации, рост газонасыщенности пласта при работе скважин с забойным давлением ниже насыщения и др.

Ниже приводятся результаты оценки добывных возможностей скважин с применением гидродинамического моделирования на примере фрагмента карбонатной залежи пласта Фм. Озерного месторождения Пермской области. Общая характеристика залежи представлена в табл. 1.


Таблица 1

Характеристика залежи

Пласт

Пределы значений нефтенасыщенной толщины по скважинам, м

Абсолютная отметка залегания пласта в своде, м

Абсолютная отметка

ВНК, м

Площадь водонефтяной зоны,

% от общей

Тип залежи

от

до

ср.взв.

Фм

0.6

58.2

12.35

-1576.4

-1699

100

Массивная

Рифовый массив фаменского яруса сложен известняками и доломитами. Коллекторы фаменского пласта имееют сложное строение. Наряду с основным поровым типом, присутствует порово-каверновый и, возможно, порово-трещинный тип коллектора. Общая толщина отложений фаменского возраста изменяется в пределах 126-163 м. Толщина эффективной нефтенасыщенной части варьирует от 0.6 (скв. 35) до 58.2 м (скв. 421), составляя в среднем 12.35 м. (табл. 1). 

Пласт Фм характеризуется высокой неоднородностью (как по площади, так и по разрезу), низким коэффициентом песчанистости залежи, в среднем 0.18, при изменении его от 0.04 до 0.56 и высоким коэффициентом расчлененности, в среднем 14.1, в интервале изменения 1-32. Проницаемые прослои в пределах нефтенасыщенной части массива, как правило, маломощные (в 72% случаев до 1,4 м толщиной), но встречаются в 4% случаев и более 4 м.

Керном охарактеризована нефтенасыщенная часть. Представлена известняками сгусткового и детритового типов (детритово- и сферово-комковатыми, комковато-сгустковыми, комковато-детритовыми и известняковыми раковинными песчаниками), слабо пористыми, иногда кавернозно-пористыми. Породы сцементированы кальцитом от микро- до тонкозернистого, порового (5-15%), регенерационного и крустификационного типов. Поры различной формы, меж- и внутриформенные величиной от 0.04 до 0.5 мм. Средние значения пористости и проницаемости составляют 12% и 23.9*10-3 мкм2, соответственно. Водонасыщенность продуктивных коллекторов лежит в диапазоне – 0.07-0.36 д.ед., составляя в среднем 0.23.

Плотность нефти, пересчетный коэффициент, газовый фактор при оценке запасов нефти и растворенного газа приняты по данным дифференциального разгазирования глубинных проб нефти. Физико-химические свойства пластовой нефти приведены в таблице 2.

Таблица 2

Физико-химические свойства пластовой нефти

Наименование

Пласт

Фм

Давление насыщения, МПа

10.28

Пластовое давление, МПа

18.2

Газосодержание, м3

136.7

Пластовая температура, оС

29.8

Плотность нефти, кг/м3

- в пластовых условиях

727

- в стандартных условиях

831

Вязкость динамическая, мПа*с

1.02

По результам исследования поверхностных проб нефть легкая (плотность в среднем 831 кг/м3, интервал изменения 822 - 854 кг/м3), маловязкая (6.36 мПа·с в среднем, интервал изменения 4.8-11.5 мПа·с), смолистая (9.3%, интервал изменения 6.8–15.7%), парафинистая (4.6%, при изменении от 2.0 до 6.6%) и сернистая (0.62%, интервал изменения 0.2 – 1.1%).

Растворенный в нефти газ дифференциального разгазирования имеет различие по составу в разных скважинах и разных частях разреза. Газ относится к категории низкоазотных (2.906%), содержит 54.15% метана, высокожирных (высокомолекулярных углеводородов в среднем 41.6%), характеризуется отсутствием серы.

Получены зависимости вязкости, плотности, растворимости и объемного коэффициента нефти от давления, которые представлены на рис. 3.

Рис. 3. Зависимость свойств пластовой нефти Озерного месторождения от давления

При адаптации геолого-гидродинамической модели по скважинам задавались фактические интервалы перфорации, в качестве граничных условий по добывающим скважинам задавались фактические суточные дебиты нефти и минимальные забойные давления за время эксплуатации. В результате адаптации получена хорошая сходимость динамики фактических и расчетных забойных и пластовых давлений (ошибка расчетов в пределах 10 %).

Для получения хорошей сходимости динамики фактических и расчетных забойных и пластовых давлений при пластовом давлении выше давления насыщения пластовой нефти газом использовалась зависимость (3.20) и были получены интервалы изменения параметров: 0.015<<0.036 , 0.22<η<0.38. При снижении пластового давления ниже давления насыщения имеет место дополнительное снижение проницаемости системы по жидкости (нефти) за счет роста газонасыщенности пласта. Относительные фазовые проницаемости системы «газ-нефть» рассчитывались на основе ранее построенной зависимости при Р>Рнас проницаемости системы от пластового давления. Расчетные фазовые проницаемости системы «газ-нефть» определялись по степени снижения проницаемости системы по жидкости при пластовом давлении ниже давления насыщения с использованием данных мониторинга.

На рис. 4 представлены данные мониторинга и расчетная зависимость дебита от депрессии по скв. 39 при начальном пластовом давлении.

Рис. 4. Индикаторная диаграмма скв. № 39 пласта Фм


Методика построения прогнозной индикаторной диаграммы в области рациональной депрессии скважины при ее работе с забойным давлением ниже давления насыщения.

  1.  Допущения:
  •  Объем дренирования моделируется поровой гидродинамической моделью; давление на контуре питания поддерживается постоянным;
  •  Начальное пластовое давление близко к давлению насыщения пластовой нефти газом;
  •  В области рациональной депрессии индикаторная линия является выпуклой к оси дебитов; флюид - газированная нефть; газовый фактор скважины постоянный.  

2. Приток газированной жидкости (нефти):

, (1)

где (интеграл) – депрессия, выраженная в функциях Христиановича.

Если пренебречь зависимостями от давления вязкости и объёмного коэффициента формула (1) примет вид:

(2),

где k, h – соответственно проницаемость призабойной зоны пласта и вскрытая толщина пласта;

k – половина расстояния между скважинами;

– относительная фазовая проницаемость по нефти.

  1.  Исходными данными для расчетов являются фильтрационно-емкостные и физические свойства участка пласта, дренируемого скважиной (указанные свойства осреднены в объеме дренирования). Поскольку забойное давление ниже давления насыщения пластовой нефти газом, в качестве основных исходных данных используются ОФП системы “нефть-газ”, а также зависимости физических свойств системы от давления.
  2.  При указанных допущениях постоянный газовый фактор скважины определяется по формуле (3):

  ,                                                                                                                                        

, (3)

где P0, T0 – соответственно давление и температура при стандартных условиях;

qг0  (qнд) – производительность скважины по газу при нормальных условиях (дебит нефти дегазированной).

z(Р, Т) – коэффициент сверхсжимаемости газа,

                     ,                                           (4)

По формуле (3) для каждого в соответствии с исходными зависимостями ОФП рассчитывается соответствующее давление (с уменьшением давления растет газонасыщенность в околоскважинной зоне). Таким образом, строится кусочно-линейная зависимость  (с различным шагом  по давлению), которая используется при оценке добывных возможностей скважины по формуле (2). Значение интеграла может быть определено методом трапеций или методом Симпсона /       /.   

  1.  При необходимости учета зависимости свойств нефти и газа от давления и температуры (PVT) проводится расчетпо формуле (3) для различных давлений Р<Рнас, причем шаг по давлению может быть задан постоянным, исходя из необходимой точности расчета дебита (например, 0,5 МПа). В этом случае для каждого значения идентифицируется нефтенасыщенность , , i- номер шага. Для указанной идентификации может быть построена вспомогательная зависимость на основе исходных данных по ОФП, причем зависимость может быть графическая или эмпирическая (формула).  

Таким образом, строится кусочно-линейная зависимость  (с различным шагом  по давлению), которая используется при оценке добывных возможностей скважины по формуле (2). Значение интеграла может быть определено методом трапеций или методом Симпсона.   

5. На каждом шаге расчетов может быть оценена околоскважинная область двухфазной фильтрации жидкости и газа, Rнас, для случая, когда давление на контуре питания скважины Рк больше Рнас:

,  (9)

. (10)

Формула (9) выводится на основе материального баланса: приток жидкости к изобаре с давлением насыщения под действием депрессии (Ркнас) должен быть равен притоку жидкости (нефти) к забою под действием депрессии (Рнасс).

При работе скважины в области рациональных депрессий величина Rнас не превышает нескольких метров. При критических забойных давлениях этот размер резко увеличивается и может быть соизмерим с размером контура питания.

6. На каждом шаге расчетов дебита происходит оценка его прироста с заданной точностью. Поскольку с увеличением депрессии предпосылки применения формулы (3) (постоянство газового фактора) могут нарушиться, не следует стремиться к достижению максимально возможного дебита.   


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

45785. Маркетинговые исследования: понятие, предмет, объект и направления 17 KB
  Исследование рынка как такового наиболее распространенное направление маркетинговых исследований. Без информации о рынке практически невозможно принять правильные принципиальные решения по таким вопросам как выбор целевого рынка определение объема продаж прогнозирование и программирование рыночной деятельности. Объекты рыночных исследований конъюнктура тенденции и перспективы развития рынка; исследуются емкость рынка ее динамика структура география рынка уровень конкуренции барьеры вхождения на рынок и выхода возможности и риски....
45786. Маркетинговая информация: понятие, виды и методы сбора 24.81 KB
  Маркетинговые исследования это первичная маркетинговая информация которая собирается под определенную цель. МИ исследования могут быть проведены: Собственными силами компании Путем обращения в исследовательскую компанию к специалистам Частично собственными силами частично при помощи привлеченных специалистов. По соответствию целям исследования: первичная вторичная 7. Виды маркетинговых исследований: кабинетные исследования; полевые исследования.
45787. Поведение покупателей. Модели поведения индивидуальных покупателей и покупателей-организаций 28.15 KB
  На совершаемые конечными потребителями покупки большое влияние оказывает факторы культурного социального личного и психологического порядка. Факторы влияющие на поведение потребителя. потребитель выражая свои симпатии и антипатии покупательские предпочтения может решать судьбу фирмыпроизводителя как продавца фирма стремится в максимальной степени задействовать все свои возможности всестороннего и углубленного изучения потребителя потенциального покупателя включая вопросы мотивации покупательского оповещения потребителей принятие...
45788. Этапы развития маркетинга. Концепции маркетинга. Современная концепция маркетинга 30.78 KB
  Концепции маркетинга. Современная концепция маркетинга. Функции маркетинга: Аналитическая это изучение и оценка внешней и внутренней среды фирмы; Продуктовопроизводственная это создание новых товаров которые соответствуют требованиям потребителей.
45790. Ценовая политика фирмы. Методы ценообразования. Ценовые стратегии 23.26 KB
  При этом фирма должна учитывать множество факторов при выборе оптимального метода и стратегии ценообразования: издержки производства объемы и характер спроса тип рынка цены конкурентов и др. Именно в этой ситуации актуально звучит маркетинговое определение цены как суммы денег которую готов уплатить потенциальный потребитель. существует определенный алгоритм методика установления исходной цены на товары. При определении цены прежде всего фирме предстоит решить каких именно целей она стремится достичь с помощью конкретного товара.
45791. Сегментация рынка, отбор целевых критериев рынка. Критерии сегментации 17.76 KB
  Сегментирование рынка представляет собой разбивку рынка на четкие группы покупателей для каждой из которых могут потребоваться отдельные товары и или комплексы маркетинга. Какогото единого метода сегментирования рынка не существует: используются варианты включающие от отсутствия сегментирования до полного сегментирования. Для того чтобы целевой рынок с помощью маркетингового исследования сделать более доступным для продавца остается выяснить: нет ли внутри существующего рынка как целого сегментов со специфическими требованиями к...
45792. Товарная политика фирмы: цели и основные составляющие 51.33 KB
  Котлеру: Три уровня товара: Классификация товаров широкого потребления: товары повседневного спроса товары которые потребитель обычно покупает часто без раздумий и с минимальными усилиями на их сравнение м у собой товары импульсивной покупки товары для экстренных случаев сигареты мыло газеты; товары предварительного выбора товары которые потребитель в процессе выбора покупки как правило сравнивает м у собой по показателям пригодности цены качества и внешнего оформления мебель одежда подержанные автомобили и основные...