Здраствуйте. Интересует Ваше экспертное мнение по данному вопросу.
Известно, что:
1. Фонтанирование нефтяной скважины происходит, когда давление на забое превышает давление столба флюида в НКТ.
2. Давление столба флюида в НКТ для нефтяной скважины пропорционально высоте столба и его плотности. Для нефти, не содержащей растворенный газ, плотность флюида равна плотности нефти. Для нефти, содержащей растворенный газ, давление столба флюида Ро равна сумме давлений столба нефти без выделившегося газа и столба смеси нефти и газа, где газ увеличивается в объёме с уменьшением глубины. Приняв, что увеличение объема пузырьков происходит по линейному закону, получаем:
Pо = R(oil)×G×(Hз – Нгаз) + (R(oil) + Rустье(oil+gaz)×G×Hгаз/2,
где R – плотность флюида, Нз – глубина забоя, Нгаз – глубина выделения газа.
В динамике еще необходимо учитывать потери давления на гидравлическом сопротивлении НКТ.
Для обводненной фонтанирующей скважины необходимо учитывает физическую картину ее работы. В такой скважине от забоя до определенной глубины нет «насоса», откачивающего воду. И на этом протяжении медленно движется, поднимается столб воды, в котором всплывают глобулы нефти. Только, начиная с глубины Нгаз начинается интенсивный захват и подъем жидкости (и нефти, и воды) стремительно поднимающимися пузырьками газа. Поэтому вышеприведенная формула переходит к виду:
P(o+w) = R(water)×G×(Hз – Нгаз) + (R(oil+water) + Rустье(oil+water+gaz)×G×Hгаз/2.
Видно, что первый член формулы, да и второй значительно «потяжелели».
Иным словами, в обводненной фонтанирующей скважине необходимо иметь давление на забое больше, чем в нефтяной. Насколько? До 30 %. Это определяется разностью плотностей нефти и воды.
Что делать?
Надо откачивать воду, тогда условие фонтанирования будет определяться по первому уравнению.
Возможное решение приведено в , .
В изобретении описан способ откачки воды в принимающий пласт непосредственно в скважине, но это не существенный признак. Откачка может производиться и на поверхность, например, двухтрубной системой НКТ.
Возникает вопрос. Чем определяется величина Нгаз? Ответ понятен: количеством растворенного газа в нефти. Можно ли определить или, хотя бы, приблизительно оценить это количество.
Представляется, что можно. Для этого обратимся к присутствующему в скважинах эффекту послепритока при снятии КВД.
Что такое послеприток? Почему насос остановлен, откачка прекращена, а давление на забое не растет, как будто кто-то или что-то продолжает откачку? А, может быть, действительно продолжается откачка?
Выше было показано, что с глубины Нгаз в любой (!) скважине начинается газлифтный подъем жидкости. Предположительно, именно этот механизм и качает какое-то время флюид из скважины, хотя насос остановлен. Тогда, вычитая кривую КВД из теоретической кривой Хорнера, можно получить числовое значение характеристики послепритока, а, для нас еще и оценку количества газа в добываемой нефти.
Известно, что:
1. Фонтанирование нефтяной скважины происходит, когда давление на забое превышает давление столба флюида в НКТ.
2. Давление столба флюида в НКТ для нефтяной скважины пропорционально высоте столба и его плотности. Для нефти, не содержащей растворенный газ, плотность флюида равна плотности нефти. Для нефти, содержащей растворенный газ, давление столба флюида Ро равна сумме давлений столба нефти без выделившегося газа и столба смеси нефти и газа, где газ увеличивается в объёме с уменьшением глубины. Приняв, что увеличение объема пузырьков происходит по линейному закону, получаем:
Pо = R(oil)×G×(Hз – Нгаз) + (R(oil) + Rустье(oil+gaz)×G×Hгаз/2,
где R – плотность флюида, Нз – глубина забоя, Нгаз – глубина выделения газа.
В динамике еще необходимо учитывать потери давления на гидравлическом сопротивлении НКТ.
Для обводненной фонтанирующей скважины необходимо учитывает физическую картину ее работы. В такой скважине от забоя до определенной глубины нет «насоса», откачивающего воду. И на этом протяжении медленно движется, поднимается столб воды, в котором всплывают глобулы нефти. Только, начиная с глубины Нгаз начинается интенсивный захват и подъем жидкости (и нефти, и воды) стремительно поднимающимися пузырьками газа. Поэтому вышеприведенная формула переходит к виду:
P(o+w) = R(water)×G×(Hз – Нгаз) + (R(oil+water) + Rустье(oil+water+gaz)×G×Hгаз/2.
Видно, что первый член формулы, да и второй значительно «потяжелели».
Иным словами, в обводненной фонтанирующей скважине необходимо иметь давление на забое больше, чем в нефтяной. Насколько? До 30 %. Это определяется разностью плотностей нефти и воды.
Что делать?
Надо откачивать воду, тогда условие фонтанирования будет определяться по первому уравнению.
Возможное решение приведено в , .
В изобретении описан способ откачки воды в принимающий пласт непосредственно в скважине, но это не существенный признак. Откачка может производиться и на поверхность, например, двухтрубной системой НКТ.
Возникает вопрос. Чем определяется величина Нгаз? Ответ понятен: количеством растворенного газа в нефти. Можно ли определить или, хотя бы, приблизительно оценить это количество.
Представляется, что можно. Для этого обратимся к присутствующему в скважинах эффекту послепритока при снятии КВД.
Что такое послеприток? Почему насос остановлен, откачка прекращена, а давление на забое не растет, как будто кто-то или что-то продолжает откачку? А, может быть, действительно продолжается откачка?
Выше было показано, что с глубины Нгаз в любой (!) скважине начинается газлифтный подъем жидкости. Предположительно, именно этот механизм и качает какое-то время флюид из скважины, хотя насос остановлен. Тогда, вычитая кривую КВД из теоретической кривой Хорнера, можно получить числовое значение характеристики послепритока, а, для нас еще и оценку количества газа в добываемой нефти.