Основы нефтегазового дела

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

КАСПИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ТЕХНОЛОГИЙ И ИНЖИНИРИНГА ИМЕНИ Ш. ЕСЕНОВА

ФАКУЛЬТЕТ «НЕФТЬ И ГАЗ»

КАФЕДРА «НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО И ГЕОЛОГИЯ»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА

Выполнил: ст.группы УВДНГД-15-1ДОТ

Абдуллаев М.

Проверила:доцент, Баямирова Р.О.

АКТАУ

2015

Введение

Водонагнетательные скважины, выполнения задач поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи к нагнетаемой воде предъявляются 6 видов. С середины 40-х годов разработка залежей в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах. Определение количества воды, необходимой для осуществления заводнения, давления нагнетания, приемистости и числа нагнетательных скважин.

Подземный текущий ремонт скважин - комплекс работ, связанный с поддержанием скважинного оборудования в работоспособном состоянии и заданного режима работы скважин.

К текущему ремонту относятся работы: 1) оснащение скважины подземным оборудованием при вводе в эксплуатацию или изменении способа эксплуатации, 2) обеспечение оптимизации режима эксплуатации; 3) восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования; 4) очистка и промывания подъемной колонны и забоя от парафиновых вид кладив, солей, гидратных и песчаных пробок.

Продуктивности скважины К и осреднённое значение Гидропроводности пласта e в её р-не при известном значении приведённого радиуса скважины r0 и приближённо задаваемом радиусе условного контура питания

Для обеспечения надлежащей приемистости водонагнетательных скважин, выполнения задач поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи к нагнетаемой воде предъявляются следующие основные требования.

1. Вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами, так как при этом может происходить выпадение осадка и закупорка пор пласта.

Количество механических примесей в воде должно быть небольшим, так как это может приводить к засорению призабойной зоны пласта и потере приемистости воды скважинами.

Вода не должна содержать примесей сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию наземного и подземного оборудования.

При использовании для нагнетания воды поверхностных источников она должна подвергаться обработке на биологическую очистку от микроорганизмов и спор водорослей. Попадая вместе с нагнетаемой водой в поры пласта, микроорганизмы и споры водорослей могут оказаться в благоприятных температурных условиях для размножения, что приведет к закупорке пор пласта. Особую опасность представляет попадание в поры пласта анаэробных бактерий, способных восстановить серу из ее соединений в минералах, составляющих пласт. Это обусловливает появление в пластовых водах сероводорода со всеми вытекающими из этого неблагоприятными последствиями -- сероводородная коррозия подземного оборудования, засорение нефти и газа сероводородом и т. д.

5. Нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинистых пропластков внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта. Это может привести к закупорке пор и разрушению призабойной зоны скважины с нарушением целостности эксплуатационной колонны. Вопрос взаимодействия воды с глинами пласта изучается на стадии подготовки геолого-промысловых материалов по месторождению и проектированию разработки. Тогда же отрабатываются мероприятия по подготовке воды, не приводящие к разбуханию глин.

6. Нагнетаемая вода должна обладать хорошей способностью отмывать нефть от породы. Это достигается добавлением к воде поверхностно-активных веществ.

Опыт показал, что устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещинноватости пород до 5-50 мг/л, причем с увеличением трещинноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3-6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории (анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт.

Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.

С середины 40-х годов разработка залежей в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах. И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50-70%.

Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами заводнения, требует ускорения и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на четыре группы:

гидродинамические методы - циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости;

физико-химические методы - заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);

* газовые методы - водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления, вытеснение сжиженными газами;

* тепловые методы - вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовое горение.

Данные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35% от балансовых запасов) и разными факторами их применения. Для месторождений с маловязкой нефтью, разрабатываемых с использованием заводнения к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: гидродинамические; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкой нефтью - использование пара, внутрипластовое горение.

В целом по стране на физико-химические методы приходится 50, на тепловые - 40 и на газовые - 10% от общего объема применения по охвату запасов нефти. Практика показала, что использование методов повышения нефтеотдачи пластов в 7-10 раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой на нефть. Определение количества воды, необходимой для осуществления заводнения, давления нагнетания, приемистости и числа нагнетательных скважин.

Суммарный объем закачки воды зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, давления на линии нагнетания, а в большинстве случаев также от коллекторских и упругих свойств пластов и насыщающих жидкостей в законтурной области. При заводнении любого типа необходимо поддерживать такой режим закачки воды, при котором объем воды, нагнетаемой в пласт, будет равен объему жидкости и газа, извлеченных из пласта.

Для условий внутриконтурного заводнения при установившемся жестководонапорном режиме и площадных систем суммарное количество нагнетаемой воды равно количеству извлекаемой нефти и воды.

При законтурном заводнении часть нагнетаемой воды уходит в

водяную часть залежи.

Количество воды, утекающей в законтурную область, зависит от давления на линии водонагнетательных скважин и среднего пластового давления в законтурной зоне. Ориентировочно считают, что потеря воды при этом составляет 15-20% от объема закачиваемой воды.

- коэффициент, учитывающий загрязнение прифильтровой зоны водонагнетательных скважин, определяется по результатам опыта нагнетания воды и представляет собой отношение начальной приемистости нагнетательной скважины к средней приемистости за межремонтный период.

- давление на забое нагнетательной скважины

Давление нагнетания определяется типом насосного оборудования с учетом технического состояния скважин и трубопроводов, а также количеством закачиваемой воды.

Подземный ремонт скважин

1) Прикладная научная и учебная дисциплина, изучающая основы, технологию, техническое и материальное обеспечение процессов ремонта подземного (эксплуатационного внутрискважинного) оборудования и скважин как сооружений.

2) Ремонтные работы , осуществляемые в скважинах и направлены на установление скважинного (подземного) оборудования и поддержания скважин в исправном состоянии. В зависимости от сложности работ Р.с.п. подразделяют на текущий и капитальный. В промышленной практике часто под термином "ремонт скважин подземный" понимают только текущий ремонт.

Подземный текущий ремонт скважин

ПОДЗЕМНЫЙ текущий ремонт скважин - комплекс работ, связанный с поддержанием скважинного оборудования в работоспособном состоянии и заданного режима работы скважин.

К текущему ремонту относятся работы: 1) оснащение скважины подземным оборудованием при вводе в эксплуатацию или изменении способа эксплуатации, 2) обеспечение оптимизации режима эксплуатации; 3) восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования; 4) очистка и промывания подъемной колонны и забоя от парафиновых видкладив, солей, гидратных и песчаных пробок. Среди этого комплекса можно выделить работы: 1) планово-предупредительные - ревизия и замена насоcив, клапанов и другого оборудования, ликвидация негерметичности насосно-компрессорных труб, песчаных и гидратных пробок, вид кладив парафина и солей, 2) вынуждены-ликвидация обрывов или вид гвинчувань штанг, полированного штока, повреждений кабеля, 3) технологические - изменение оборудования на другой типоразмер, перевод на другой способ эксплуатации, установки нового или опытного оборудования.

Сегодня из каждых 100 подземных ремонтов на фонтанные скважины приходится 2, на штанговых-насосные - 58 (из них через обрыва штанг - 30, из-за выхода из строя штангового насоса - 25), на вид центровонасосни скважины - 40, на остальные - 2 ремонты. Средняя продолжительность ремонтов в часах составляет: при изменении електровидцентрового насоса - 45, штангового насоса - 40, при ликвидации обрыва или отвинчивания штанг - 24, обрыва труб - 86, при переводе на другой способ эксплуатации - 48. Средняя продолжительность подземного ремонта составляет 21 час. Текущие ремонты в зависимости от глубины, на которую опущен в скважину оборудование и видов выполняемых работ разделяют на две категории сложности ремонта. Первая категория в отличие от второй включает простые виды ремонта, а также сложные работы при небольших глубинах опускания оборудования (до 700 - 1600 м в зависимости от вида работ). Текущий ремонт скважин представляет собой часть технологии добычи и газа, затраты на которую включаются в себестоимость продукции.

3.Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации - метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах - методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления(КПД), кривой восстановления - уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притокапластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительность периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора(второй цикл).

ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважинах, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:

в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,

при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,

при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.

Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами(несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласталишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

Кривая восстановления давления (КВД)

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной). скважина вода гидродинамический источник

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния "после притока" (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искаженывлиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.

Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР - газожидкостногораздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривойпритока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замерстатического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровняжидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям "с учётом притока" с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние "послепритока" существенно на всём протяжении КВУ, а методики "учёта притока" часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния "после притока" применяют изоляцию интервалаиспытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).

Индикаторные диаграммы (ИД)

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).

Гидропрослушивание Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отборажидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседнейскважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

Использованная литература

1. Адонин А.Н. Процессы глубинно- насосной нефтедобычи. М.:Недра, 1964,

2. А.А.Коршак; А.М.Шаммазов «Основы нефтегазового дела»; Уфа ДизайнПолиграфСервис 2002г.

3. В.И. Ксензенко «Общая химическая технология и основы промышленной экологии», Москва «КолосС» 2003г.

4. Г.С. Лутошкин; И.И. Дунюшкин «Сборник задач по сбору и подготовке нефти , газа и воды на промыслах» Издательство «Недра», 1985г.

5. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. Под редакцией Е.И.Бухаленко М.: Недра, 1990.

Размещено на Allbest.ru