2017-12-14
1981
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ – это комплекс технологических мероприятий по снижению забойного давления и вызову притока из пласта.
Рзаб > Рпл при вскрытии пласта;
Рзаб = rжgH
Вскрытие пласта при депрессии Рзаб < Рпл.
2 ГРУППЫ МЕТОДОВ СНИЖЕНИЯ Рзаб:
УМЕНЬШЕНИЕ ПЛОТНОСТИ СРЕДЫ, ЗАПОЛНЯЮЩЕЙ СКВАЖИНУ;
‚ ПОНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ.
ПЕРВАЯ ГРУППА:
1. Замена на воду.
Глинистый раствор rгл.р.» 1400 кг/м3.
Соленая вода rсол.в.» 1100 кг/м3.
Заменой на пресную воду rпр.в.=1000 кг/м3 – можно снизить забойное давление на 15 – 40 %.
Прямая промывка – в НКТ
Обратная промывка – в затрубное
пространство.
1) После вскрытия пласта перфоратор извлекают на поверхность и в скважин спускают колонну НКТ.
2) Затем проводят замену жидкости глушения на воду.
Этот метод эффективен в тех скважинах, которые после некоторого снижения забойного давления начинают фонтанировать.
Если же фонтанирование не происходит, то можно применить 2ой метод – замена на нефть.
|
|
|
2. Замена на нефть.
rндегаз = 820 – 860 кг/м3, сниз. На 18% Рзаб.
3. Компрессорный метод освоения скважин.
Подъем жидкости на поверхность за счет энергии газа.
К – компрессор.
rгжс << rж
Рзаб ¯.
Выхлоп.газ ДВС ® в компрессор.
В последние годы закачка воздуха в скважины во многих районах запрещена, и там применяют азотные установки.
4. Закачка аэрированной жидкости.
5. Освоение скважин с помощью пен.
В жидкость добавляют пену (ПАВ - пенообразователь).
ВТОРАЯ ГРУППА МЕТОДОВ:
1. Тартание желонками.
2. Свабирование
Под уровень жидкости сваб опускается на 100 – 150 метров.
2’НКТ – 60 ´50 мм (60 – dнар., 50 – dвнутр.)
2,5’’НКТ – 73´62 мм
3. Понижение уровня с помощью глубинных насосов.
Наиболее распространенный метод освоения скважин.
DR=rg (Ндин - Нст).
Насос – погружной центробежный.
NEW THEME: ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН.
Проводят с целью получения информации о продуктивности скважин и свойствах пласта.
Исследования:
8) Гидродинамические
9) Геофизические
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШИХСЯ
РЕЖИМАХ РАБОТЫ:
Q – дебит скважины, м3/сут
DR - депрессия на пласт, Мпа. Депрессия: DR=Рпл – Рзаб.
1 – при соблюдении лин.закона фильтрации Дарси.
.
Q = Кпрод (Рпл - Рзаб) = Кпрод ×DR.
Кпрод<1 м3/сут×Мпа – мало
Кпрод>10 м3/сут×Мпа – нормальная скважина.
I – 1 уст. Режим
II – измен.режим рад.скв.(напр. штуцер).
III – 2ой уст. Режим
Достижение установления режима – 1 и более суток
|
|
|
для реальных нефтяных скважин.
Кпрод = 
.
ВИДЫ ИНДИКАТОРНЫХ ДИАГРАММ СКВАЖИН.
Рнас= 9 МПа (Ромашкино, Д1)
Рнас= 16МПа (Федоровское м/е)
Рнас= 20 – 25 МПа (Варьёган)
1) не дожд. Устан.режима – ошибка при исследовании.
2) Подключение низкопроницаемых интервалов, неработающих при
малых депрессиях.
ЗАВИСИМОСТЬ Кпр ОТ ОБВОДНЕННОСТИ.
NEW THEME: ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ РАБОТЫ.
К прод. 
Замеряют дебит добывающей скважины на установившемся режиме, затем скважину останавливают, и записывают динамику изменения забойного давления во времени.
В дальнейшем строят кривую восстановления и по ней определяют коллекторские свойства пласта.
В нагнетательных скважинах действуют аналогично, отличие только в том, что после остановки скважины записывают не кривую восстановления, а кривую падения давления на забое
скважины. Рзаб(t=0) – забойное давление в скважине при работе на установившемся режиме перед установкой.
- пьезопроводность пласта, 
,
где m – пористость пласта,
bж – коэффициент сжимаемости жидкости,
bп – коэффициент сжимаемости породы,
b* = mbж+bпороды,
b* - коэффициент упругости пласта.
NEW THEME: ДЕБИТОМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.
Дебитометрические исследования скважин проводят для изучения профиля притока добывающих и профилеприемистости в нагнетательных скважинах.
 |  | ||
По значению уровня можно рассчитать давление в скважине.
Vзв = 440 м/с (м/е МОНГИ)
.
THE NEW BIG THEME
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ
ПЗС – призабойная зона скважины.
1. Проникновение жидкости глушения (бурового раствора, соленой воды) в ПЗС.
Зона кольматации – где проницаемость скважины снижена (кольматация – образование эмульсий, закупорка порового пространства).
2. Выпадение твердой фазы при фильтрации (соли, парафин).
3. Чтобы улучшить коллекторские свойства призабойной зоны скважины, применяют различные
методы воздействия.
1. Механические методы.
2. Химические методы.
3. Тепловые методы.
Химические: кислотные обработки скважин, соляно – кислотная обработка (СКО):
.
Используют ингибиторы коррозии, так же используют ПАВ.
1. КИСЛОТНЫЕ ВАННЫ.
Очищают поверхность перфорирующих каналов.
2. Простые СКО.
3. СКО под давлением (низкопроницаемые коллекторы)
4. Поинтервальная СКО.
 |
· Термокислотные обработки (сочетание химического и теплового воздействия):
Mg + HCl = MgCl2 + H2 + тепло
· Кислотные обработки терригенных коллекторов.
Кремнезём. HCl и HF.
ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА – ПОЗВОЛЯЕТ РАСТВОРИТЬ ГЛИНУ В КИСЛОТЕ.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП) – метод воздействия на ПЗП:
Сущность ГРП состоит в создании новых и раскрытии имеющихся трещин в пласте. Трещины создаются путем закачки в ПЗС жидкости разрыва под большим давлением.
После создания трещины закачивают твердый наполнитель (песок, стеклянные шарики, пропант(широко распространен)). Пропант – propping agent – закрепляющий агент – керамические шарики высокой твердости – «9» по шкале Маоса, (выше только алмаз – «10»).
Наполнитель не позволяет трещинам сомкнуться после снятия давления. Проницаемость трещин с наполнителем существенно выше проницаемости песчаника, поэтому приведенный радиус скважины rп после ГРП может существенно превышать rскв (по долоту).
Область применения ГРП – плотные низкопроницаемые породы.
СХЕМА ПРОВЕДЕНИЯ ГРП В СКВАЖИНЕ:
 |
Якорь – нужен для того, чтобы закрепить пакер и предотвратить его страгивание из-за большей силы давления снизу.
|
|
|
На больших глубинах образуются вертикальные трещины.
 |
В качестве жидкости разрыва используют вязкую нефть или воду с добавкой загустителя.
1. Жидкость разрыва.
2. Жидкость песконоситель.
3. Продавочная жидкость.
ГРП имеет и негативные стороны. По трещинам может происходить быстрое обводнение с
скважин. Кроме того пропант, который выносится из трещин в процессе эксплуатации скважин приводит к катастрофическому износу и преждевременному отказу оборудования для добычи нефти.
ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС.
Их применяют в тех случаях, когда в призабойной зоне выпадают отложения парафина и асфальтена смолистых веществ.
Сущность теплового воздействия состоит в нагреве призабойной зоны и растворении отложений.
Наиболее часто применяют спуск электронагревателей на кабеле на забой скважины.
ПОДЪЕМ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ.
В настоящее время в России применяются следующие способы добычи нефти:
1) Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов. Добывается ~60% всей нефти.
2) Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами. ~20% всей нефти.
~12% всей нефти.
В подавляющем большинстве случаев эксплуатации скважин происходит движение газожидкостной смеси. Для того, чтобы разобраться в существе дела, рассмотрим принцип действия газожидкостного подъемника.
 |
.
ХАРАКТЕРИСТИЧЕСКАЯ КРИВАЯ ПОДЪЕМНИКА:
 |
Характеристические кривые подъемника при различных погружениях под уровень жидкости.
0 < e < 1.
 |
e = const.
 |
СТРУКТУРЫ ТЕЧЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ТРУБАХ.
В отличие от движения однородной жидкости, структура течения газожидкостных смесей характеризуется существенно большим многообразием форм.
Во многих случаях существуют основные структуры и несколько переходных.
3 ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРЫ:
|
|
|
1) Пузырьковая (эмульсионная) структура – при больших газосодержаниях.
2) Пробковая структура (снарядная и четочная) – при увеличении расхода газа.
3) Стержневая структура (кольцевая) – при высоких газосодержаниях.
Граница существования режимов течения зависит от скорости смеси, вязкости, поверхностного
Натяжения, абсолютного давления в потоке, пенообразующих свойств жидкости.
В фонтанных и насосных скважинах в основном наблюдается пузырьковое течение смеси в подъемных трубах.
Пробковый режим характерен для газлифтных скважин.
Стержневая структура наблюдается в основном в газоконденсатных скважинах.
21.03.02. УРАВНЕНИЕ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ПОДЪЕМНИКЕ.
dp = rсмg×dh + dpтрения.
Разделим правую и левую части на dh:
.
Так как теоретическому расчету движение гжс в подъемнике не поддается, то для нахождения 
существуют различные эмпирические и полуэмпирические формулы.
По А.П. Крылову, 
.
q,V – измеряются в м3/с, d – в метрах, а1, а2, а3 – эмпирические коэффициенты.
РАСЧЕТ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ.
Поскольку характеристики ГЖС по мере подъема из скважины непрерывно меняются, распределение давления в скважине не будет линейным.
 | |||
 |
Расчеты берут либо снизу вверх, либо сверху вниз.
1. сверху вниз(необходимо найти Рзаб по известному Ру).
Используется численный метод.
·Задаемся перепадом DР.
·Находим Рср =Pi + DP/2.
·Для Рср расчитываем свойства нефти – Гр, Гскв, r, m, вн.
·Расчитываем 
- объемное расходное
газосодержание. j - истинное газосодержание, j£b.
V (расход)=Vгаза×Fгаза.
j = 0,833b.
rсм = rг j + rж (1 – j)
DР = rсмgDh + DPтр.
Т.е. из DР находим Dh.
 |
По Рзаб расчитать Ру. В этом случае расчеты ведутся снизу вверх. Задаются величиной DР, находят среднее давление Рср = Рзаб – (DР/2), считают свойства нефти: r, j и находят D h.
 |
28.03.2002. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН.
Под Фонтанным способом эксплуатации скважин понимается подъем нефти н поверхность за счет природной энергии. Различают Артезианское фонтанирование и фонтанирование за счет энергии выделяющегося из нефти газа.
1. АРТЕЗИАНСКОЕ ФОНТАНИРОВАНИЕ.
Рпл > rgH.
Pу >Pнас.
Œ Самарская область – Яблоневый овраг
Калининградская область – Кравцовское месторождение
Рнас = 2,5Мпа.
Ру = 3 – 4 Мпа.
2. ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ВЫДЕЛИВШЕГОСЯ ИЗ НЕФТИ ГАЗА.
Рпл>rсрГЖС×g×H.
 |
Продукция скважины поднимается по НКТ. Штуцер 16 необходим для регулирования работы фонтанной скважины. Устьевая арматура предназначена для управления эксплуатации скважины и проведения различных технологических операций (глушение освоения и т.д.).
Воронка на нижнем конце НКТ служит для того, чтобы предотвратить обрыв глубинных приборов, опускаемых на проволоке при их подъеме с забоя скважины.
Через кран 18 отбирают пробу продукции на обводненность.
СХЕМЫ ФОНТАННЫХ АРМАТУР ДЛЯ ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЙ (применяется при наличии песка в добываемой продукции и при добыче коррозионно-активной продукции):
ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ.
Пакер применяется для того, чтобы изолировать эксплуатационную колонну от воздействия агрессивной среды.
Клапан – отсекатель перекрывает проходное сечение НКТ в аварийных ситуациях (например, при разрушении устьевой арматуры).
Циркуляционный клапан предназначен для проведения технологических операций по глушению и освоению скважины.
Через ингибиторный клапан подают реагенты – ингибиторы корррозий.
ДОСТОИНСТВА, НЕДОСТАТКИ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ФОНТАННОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ.
ДОСТОИНСТВА:
1) Простота и надежность
2) Высокий межремонтный период работы скважины
3) Возможность проведения комплекса гидродинамических исследований на забое скважины.
НЕДОСТАТКИ:
Невозможность фонтанирования с требуемыми дебитами при увеличении обводненности продукции.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ:
Скважины с хорошими значениями проницаемости призабойной зоны, высокими пластовыми давлениями, средним и высоким газовым фактором.
ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН.
В тех случаях, когда фонтанные режимы не обеспечивают требуемы дебитов, можно дополнительно подавать газ в скважину и увеличить за счет работы газа дебит жидкости. Такой способ эксплуатации называют газлифтом.
КОНСТРУКЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ.
Двухрядный подъемник позволяет вести эксплуатацию газлифтной скважины с эксплуатационной колонной. Недостаток – высокая металлоемкость. Наименьшей материалоемкостью обладает однорядный подъемник.
НЕДОСТАТОК ОДНОРЯДНОГО ПОДЪЕМНИКА:
На эксплуатационную колонну действует высокое давление закачиваемого газа, кроме того, в этом газе могут накапливаться H2S и другие агрессивные компоненты.
1,5 – рядный подъемник является своеобразным компромиссом между одно- и двухкомпонентным подъемниками.
Хвостовик меньшего диаметра – для избавления от излишней металлоемкости.
НЕДОСТАТОК 1,5 – РЯДНОЙ СХЕМЫ – невозможность изменения относительного погружения подъемника при необходимости изменения режима работы.
С Л Е Д У Ю Щ А Я С Х Е М А О Б О Р У Д О В А Н И Я С К В А Ж И Н П Р И М Е Н Я Е Т С Я Н А П Р А К Т И К Е (ОДНОРЯДНАЯ СХЕМА):
Затрубное пространство перекрыто пакером,
газ подают через специальный клапан.
Схема позволяет избежать нежелательных
пульсаций при работе газлифтной скважины.
29.03.2002.
ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВЫХ ДАВЛЕНИЙ.
Pгmax = rжgH + Pу.
H = 2000м, rж = 1000кг/м3.
Ру = 0,1 МПа.
Ргmax = 20,1 МПа,
Рграб = rгжсср ×gh + DРтр +Ру.
Ргmax = 20 МПа. Рграб = 8 – 9 МПа.
Требуется применение специальных пусковых компенсаторов
высокого давления.
МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ.
1. Последовательный допуск НКТ в скважину.
2. Переключение с кольцевой системы на центральную.
 |
3. Задавка жидкости в пласте – эффективен только в высокопродуктивных пластах с низким пластовым давлением.
 |
4. Применение пусковых отверстий: в муфтах НКТ сверлят отверстия для подачи газа.
5. Использование пусковых клапанов.
При использовании клапанов газ сначала вводится через первый клапан, затем
уровень отжимается до второго клапана. После того, как газ начинает поступать в НКТ через второй клапан, первый клапан закрывается. Затем уровень отжимается до третьего клапана, закрывается клапан №2 и так далее.
Закрывают клапан
Рк×f к+ Рс ×fс.
Открывает клапан сила Рт×fк.
Откр.клапана Рк×fк + Рс×fс<Рт×fк.
При разгазировании столба жидкости в НКТ
Рт падает и клапан закрывается.
 |
УКПН – установка комплексной подготовки нефти.
УПГ – установка подготовки газа.
ГПЗ – газоперерабатывающий завод.
КС – компрессорная станция.
РГ – распределительная гребенка (на устье скважины).
БЕЗКОМПРЕССОРНЫЙ ГАЗЛИФТ.
 |
ГАЗЛИФТ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ.
