СКАЧАТЬ: tekhnologia_i_raschety.zip [565,73 Kb] (cкачиваний: 149)

Расчет гидродинамического давления на пакер и оценка правильности подбора пакера для нагнетательных скважин Илькинского месторождения

Как известно, основным средством защиты эксплуатационной колонны являются пакеры, которые отделяют ее от агрессивной жидкости и защищают от воздействия высокого давления. Кроме того, они должны надежно разобщать два участка скважины при значительных перепадах давления, должны работать в агрессивной среде. Конструкция должна быть простой, управляться с поверхности путем несложных операций: вращения или спуска труб, закачки жидкости под повышенным давлением и др. Срок службы должен исчисляться годами, поскольку от этого напрямую зависит экономическая целесообразность эксплуатации скважин. [16]

На всех нагнетательных скважинах Илькинского месторождения установлены пакеры. Распределение скважин по типу пакера приведено в таблице 3.5.

Таблица 3.5 – Распределение скважин Илькинского месторождения по типу пакера

         Для оценки правильности подбора пакера выполним расчет гидродинамического давления на пакер для каждой скважины. Исходные данные приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 – Исходные данные по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения

Продолжение таблицы 3.6

         При  подборе  пакера  гидродинамическое  давление на пакер скважины № 1612 рассчитывается по формуле:

,                                                                                                               (3.2.1)

где

 – давление на пакер снизу, Па;

 – давление на пакер сверху, Па;

 – максимальное давление, воспринимаемое пакером, Па.

         Давление на пакер снизу (, Па) определяется по формуле:

         ,                                                                         (3.2.2)

где

 – забойное давление, Па;

 – ускорение свободного падения, м/с²;

 – плотность воды, кг/м³ (1150 кг/м³);

 – геодезическая отметка (альтитуда) пакера, м;

 – геодезическая отметка (альтитуда) продуктивного горизонта, м.

         Забойное давление (, Па) определяется по формуле:

,                                                                                                        (3.2.3)

где

 – пластовое давление, Па;

 – объемный секундный расход закачиваемой воды, м³/с;

 – коэффициент приемистости, м³/(с∙Па).

         Давление на пакер сверху (, Па) определяется по формуле:

,                                                                                (3.2.4)

где                             

 – затрубное давление, Па (= 0, т. к. пакер герметичен);

 – ускорение свободного падения, м/с²;

 – плотность буферной жидкости, кг/м³ (в качестве буферной жидкости применяется АКЖ – Марвелан плотостью 850 кг/м³);

 – геодезическая отметка (альтитуда) пакера, м;

 – геодезическая отметка (альтитуда) уровня буферной жидкости, м. В нашем случае буферная жидкость доходит до устья, т.е. = 0 м.

.

.

         Результаты расчетов по всем скважинам сведем в таблицу 3.7.

Таблица 3.7 – Результаты расчетов по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения

Продолжение таблицы 3.7

         Итак, оценив разницу между гидродинамическим давлением на пакер при режимной подаче и максимальным давлением, воспринимаемым пакером, можно сделать вывод о том, что 100 % пакеров подобраны правильно, т. к. во всех случаях .

         Проведем анализ необходимости подбора пакера для нагнетательных скважин Илькинского месторождения. Для эксплуатирующихся нагнетательных скважин оценку целесообразности внедрения эксплуатационных пакеров необходимо осуществлять на основе оценки технического состояния и условий эксплуатации конкретной нагнетательной скважины при помощи системы нескольких критериев (таблица 3.8).

Таблица 3.8 – Критерии внедрения пакеров в нагнетательных скважинах

Необходимость внедрения пакера оценивается суммой коэффициентов по всем критериям, указанным в таблице 3.8, по формуле:

Таблица 3.9 – Расчетные данные по критериям внедрения пакеров в нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

3.3 Расчет технологической эффективности применения кислотных обработок нагнетательных скважин на Илькинском месторождении

Так как применение метода ГКО было выполнено на нагнетательных скважинах, расчет технологической эффективности произведем по изменению добычи по участкам реагирующих добывающих скважин. Расчет производится по характеристикам вытеснения [17,18].

Технологическая эффективность применения методов ПНП определяется в соответствии с «Методическим руководством по оценке технологической  эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», утвержденным Минтопэнерго РФ 15.02.1994 г. Согласно этой методике дополнительная добыча нефти за счет применения методов ПНП определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто при базовом режиме разработки (то есть без применения методов ПНП), из объема фактически добытой нефти с объекта за анализируемый период.

Базовая добыча нефти определяется путем экстраполяции кривых вытеснения (если объект разрабатывается при применении заводнения и обводненность продукции более 20-30 %) или по зависимостям падения дебита нефти  во времени  (при естественном режиме разработки).

Кривые вытеснения и падения добычи нефти строятся на основе анализа и математической обработки фактических промысловых данных (добыча нефти. воды и жидкости) разработки объекта базовым методом за 18 месяцев, предшествующих применению метода ПНП. При этом накопленная добыча нефти, воды и жидкости считается с момента, предшествующего применению метода четыре года (то есть добыча нефти, жидкости и воды в этот момент принимается равным нулю, что означает перенос начала координат в точку по времени за 4 года до начала применения метода).

Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между величинами отборов нефти, воды и жидкости.

Как показали исследования, наиболее адекватны рассматриваемым явлениям следующие 8 интегральных зависимостей между накопленными добычей нефти, жидкости и воды:

         - Борисова: Q_в/Q_н = В*(Q_н – А)/(С- Q_н );

         - Давыдова: Q_н =А + В*(Q_в/ Q_ж );

         - Максимова: Q_н = А + В*L_n (Q_в);

         - Сазанова: Q_н = А + В*L_n (Q_ж);

         - Казакова: Q_н = А + В* (Q_ж) **С;

         - Назарова: Q_ж/ Q_н = А + В* Q_в;

         - Пирвердяна: Q_н = А + В/SORT (Q_ж) ;

         - ТатНИПИнефть: Q_н = С*(1-А*е**(В- Q_ж )),

где

Q_ж ,Q_н ,Q_в - соответственно накопленные добыча жидкости, нефти и воды;

А, В, С – коэффициенты, которые определяются с использованием метода наименьших квадратов или методом наискорейшего спуска.

Кривые падения добычи нефти - это зависимость среднего дебита скважин объекта применения ПНП или ОПЗ по нефти от времени. Приняты следующие зависимости:

- qн = а*ехр(-кt);         

- qн = 1/(а + кt);

- qн = аt**(-b);    

- qн =а + bt;                 

- qн = а,

где

qн - среднесуточный дебит нефти скважин объекта;

t - время;

а, b, к – коэффициенты.

Расчет ведется по каждой зависимости. Для каждой зависимости определяется критерий Тейла, который имеет следующий вид:

U = (SORT/SUM от 1 до n(Уф-Ур)**2)/n)/

(SORT(SUM от 1 до n(Уф**2)/n*( SUM от 1 до n((Ур**2)/n)),

где

n – количество точек в выборке (n = 18 для кривых вытеснения и не менее 4-х для кривых падения);

Уф и Ур – соответственно фактическое и расчетное значения параметра.

Критерий Тейла представляет собой нормированную дисперсию и изменяется в пределах от нуля до единицы и чем ближе к нулю, тем математическая модель (зависимость) более адекватна рассматриваемому явлению.

По наименьшим значениям критерия Тейла для каждого объекта выбираются три характеристики вытеснения. Подставляя в выбранные таким образом математические зависимости фактические значения накопленной добычи жидкости (или воды) или время после применения метода ПНП, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти, которые могли бы быть получены, если бы не был осуществлен метод ПНП или ОПЗ.

Вычитая эти расчетные значения накопленной добычи из фактически накопленной добычи на ту же дату, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти за счет закачки реагента.

Среднеарифметическое из этих трех значений принимается за фактически накопленную добычу нефти.

Выполним расчет технологической эффективности для наиболее эффективных методов по увеличению приемистости скважин на Илькинском месторождении. Рассчитаем эффективность применения технологии ГКО на скважине № 1852. На участке реагирующих скважин эксплуатируется 6 добывающих скважин. Выполним расчет в целом по участку скважин.

За базовый вариант расчета принимаем добычу жидкости и нефти за предыдущие 12 месяцев эксплуатации реагирующих добывающих скважин. Определим эффективность проведенной обработки в течение года после воздействия. В таблице 3.8 приведены данные по накопленной добыче нефти, жидкости и воды по реагирующим скважинам.

Таблица 3.8 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1852

Для расчета технологической эффективности используем наиболее общепринятые для расчетов характеристики вытеснения: Назарова, Первердяна, Сазонова.

Расчеты выполнены с использованием программы Exсel. Результаты расчетов по скважине № 1852 приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9  –  Результаты  расчетов  характеристик вытеснения  по скважине № 1852

Как видно по данным таблицы 3.3.2 наименьшими значениями критерия Тейла характеризуются кривые вытеснения по Назарову - 0,000266, Первердяну - 0,0001084 и по Сазонову - 0,000176. Следовательно, дальнейшие расчеты выполним по данным характеристикам.

Используем характеристику вытеснения Назарова:

.                                                                                          (3.3.1.)

Для определения коэффициентов А и В уравнения из данных таблиц 3.3.1 и 3.3.2 выбираем две точки М и N на произвольном расстоянии друг от друга.

В точке М: Q_н.= 115,7 тыс.т;  Q_в.= 1743,4 тыс.т;      Q_ж. = 1859,1 тыс.т;

В точке N: Q_н.= 116,8 тыс.т;  Q_в.=3598,6 тыс.т;        Q_ж. = 3715,5 тыс.т.

Согласно (3.3.1.1) для этих точек запишем два уравнения:

,                                                                                   (3.3.2)

.                                                                                  (3.3.3)

Из уравнения (3.3.2):

.                                                                                     (3.3.4)

Выражение (3.3.4) подставляем в уравнение (3.3.3) и получаем:

.                                                               (3.3.5)

откуда:

.                                                                        (3.3.6)

Подставляя значение коэффициента В в уравнение (3.3.4) получим:

.

Таким образом, уравнение прямой базового варианта (3.3.1) будет иметь вид:

.                                                                            (3.3.7)

Рассчитаем дополнительную добычу нефти:

 т. 

Дополнительная добыча по скважине № 1852 составила 490 тонн за 12 месяцев.

Рисунок 3.1 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1852

Таблица 3.10 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1627

Продолжение таблицы 3.10

Таблица 3.11 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине    № 1627