Расчёт забойного и пластового давления в рядовых скважинах («См»)

Пренебрегая весом столба газа, будем считать давление на глубине динамического уровня Hдин равным буферному давлению Pбуф. Полагая содержание воды в стволе скважины равным содержанию воды в добываемой продукции, примем среднюю плотность нефтяной и водной части столба . Модель динамического столба флюидов (рис. 2) опишем системой уравнений:

.

Здесь P_буф, P_заб – буферное и забойное давления, МПа;

P_нас – давление насыщения, например: 3,8 МПа;

H_пл – глубина кровли пласта по вертикали, м;

H_нас – глубина разгазирования по вертикали (где давление равно Pнас), м;

H_дин – глубина динамического уровня по вертикали, м;

W – объёмная обводнённость продукции, %;

_г+н – средняя плотность газожидкостной смеси, например: 0,5 г/см³;

_н.дин – средняя плотность пластовой нефти в динамическом столбе, например: 0,75 г/см³;

_в – средняя плотность пластовой воды, например: 1,02 г/см³;

1 МПа = 102 метрам водного столба.

Опуская несложные математические выкладки, направленные на исключение неизвестной Hнас, получаем формулу для приблизительного расчёта забойного давления по динамическому уровню:

   .      (1)

Эта формула (1) справедлива, если соблюдается условие . Когда , из модели (рис. 5.3) исключается фаза «нефть с газом (пена)» и расчётная формула приобретает следующий вид:

.                                 (2)

А если случится, что рассчитанное забойное давление окажется , то весь столб жидкости (рис. 5.3) будет представлен фазой «нефть с газом (пена)». Тогда забойное давление следует пересчитать по формуле:

                                                                      (3)

Аналогичным образом, для модели статического столба (рис. 5.4) получаем формулу для расчёта пластового давления по статическому уровню:

                                                    (4)

где    P_пл – пластовое давление, МПа;

H_ст – глубина статического уровня по вертикали, м;

_н.ст – средняя плотность дегазированной нефти в статическом столбе, например: 0,85 г/см³;

Ещё раз напомним, что хотя рассмотренные модели учитывают распределение фаз по стволу скважины, тем не менее, полученные расчётные формулы следует считать весьма приблизительными и применять только в тех случаях, когда невозможно спустить прибор на забой скважины и выполнить прямое измерение давления.

Таким образом, плотность жидкости в стволе скважины может быть определена двумя способами:

1. Фактическими замерами плотностомером или обработкой интервальных замеров (манометрии), пример на рис. 5.2.

2. По результатам статистической обработки данных по тестовым скважинам (рис. 5.3 и 5.4).

Результаты статистической обработки рекомендуется использовать для приблизительного расчёта забойного и пластового давления по динамическому и статическому уровню (формулы 1-4) в рядовых скважинах механизированного фонда, где проводятся только замеры уровней без спуска манометра до забоя. При расчёте по динамическому столбу (формулы 1-3) следует использовать плотность нефти в пластовых условиях (с растворённым газом), а при расчёте по статическому столбу (формула 4) – в поверхностных условиях (дегазированная нефть).