Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ»)

Институт нефти, газа и энергетики

Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна

Направление подготовки: 21.03.01 Нефтегазовое дело

Профиль: Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: « Скважинная добыча нефти»

на тему «Расчёт при скважинной добыче»

Выполнил студент Мба Ален М.

курса 4 группы № 17-НБ-НД2

Руководитель работы, доцент С.Г. Фурсин

Краснодар 2020 г.



Реферат

Курсовой проект содержит 30 страниц, 4 рисунок, 4 таблицы, 14 источников.

Ключевые слова и словосочетания: СВАБИРОВАНИЕ; КВУ; КВД; ГДИ; ГИДРОВПРОВОДНОСТЬ; СКИН-ФАКТОР; ОбОРУДОВАНИЕ; ПРОЧНОСТЬ; ДЕБИТ.

Цель курсовой работы - объяснение технологии освоения скважины с помощью свабирования, разработка проекта свабирования скважины, обработка КВУ.

В курсовом проекте приведен расчет свабирования, исследование нефтяной и газовой скважины методом снятия кривой восстановления давления.



Содержание

нефтяной скважина свабирование пласт

1. Теоретическая часть

1.1 Освоение нефтяных скважин

1.2 Технологии свабирования нефтяных скважин

1.3 Свaбирoвaниe кaк спoсoб вoздeйствия нa ПЗП

1.4 Освоение скважин гидросвабированием

1.5 Особенности ГДИ по технологии КВУ

1.6 Обработка данных

1.7 Выводы

2. Проектирование свабирования и исследование нефтяной и газовой скважины методом снятия кривой восстановления давления

2.1 Расчет времени притока жидкости из пласта в скважину при свабировании

2.2 Рекомендации по расчету канатов на прочность

2.3 Исследование нефтяной скважины методом снятия кривой восстановления давления

2.4 Исследования газовой скважины методом снятия кривой восстановления давления

Заключение

Список источников



Введение

В настоящее время для исследования малодебитных скважин применяются такие методы как свабирование, компрессирование и отработка скважины струйным насосом. Каждый из данных методов имеет свои особенности. Проведение исследований и интерпретация полученных результатов не учитывают особенности процесса работы пласта и скважины, что часто приводит к ошибочным результатам при определении фильтрационно-емкостных параметров пласта.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности. Этот метод применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями или неустойчиво фонтанирующих.

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

В своей работе я рассматривала возможность одновременного определения скин-фактора и гидропроводности по данным кривой притока при свабировании.

Актуальность работы. Большие объемы гидродинамических исследований выполняются при освоении скважин методом свабирования. По данным КВУ после периода свабирования можно определить коэффициент продуктивности, дебит и пластовое давление. В своей работе я рассматриваю возможности одновременного определения значений гидропроводности и скин-фактора по данным кривым притока.



1. Теоретическая часть

1.1 Освоение нефтяных скважин

Свабирование - способ освоения скважин методом снижения уровня жидкости. При свабировании уровень жидкости в скважине понижается с помощью поршня (сваба) с одной или несколькими манжетами, работающими по принципу обратного клапана. Сваб спускают на канате в колонну труб НКТ с помощью геофизического подъемника типа ПКС-5. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне (НКТ).

Современные методики освоения буровых включают в себя свабирование нефтяных скважин. Процесс проводится, как самостоятельное освоение методом уменьшения уровня жидкости в буровой. Основной элемент системы - сваб (поршень), имеющий одну или несколько манжет, которые функционируют, как обратный клапан. Уровень жидкости в нефтяной скважине понижается за счет этой комплектующей.

Процесс представляет собой специфический дренаж, направленный на освоение нефтеносной области. Технология используется при разработке водяных или нефтяных скважин. Метод может применяться и для нагнетательных буровых. Сваб оборудован обратным клапаном, грузовыми штангами и манжетами для уплотнения.

Технология заключается в том, что сваб помещают в пространство насосно-компрессорных труб. Он погружается в жидкость за счет конструктивных особенностей. При вынимании сваба обратный клапан закрывается, а столб жидкости, который находится над поршнем, поднимается вместе с ним. Это приводит к образованию низкого давления в нефтяных скважинах, что вызывает приток углеводородного сырья, увеличивая дебит действующей буровой.

Процесс свабирования нефтяных скважин проводится для решения следующих задач:

· уменьшение уровня жидкости;

· освоение буровой скважины;

· максимализация эффективности добычи;

· промывка призабойной области нефтяного пласта;

· относительно быстрый вызов притока из нефтеносного пласта.

Для процесса характерна цикличность. В перерывах ответственные специалисты проводят контроль динамического уровня, чтобы определить состав притока сырья. Наличие цикличности напрямую зависит от преследуемой цели, а соответственно и промышленной задачи. При этом стоит понимать, что уровень жидкости в скважине уменьшается поэтапно, что позволяет плавно вводить ее в эксплуатацию.

Свабирование может проводиться на максимальную глубину погружения или же под определенный уровень. В первом случае стоит отталкиваться лишь от прочности используемого троса или каната. Второй вариант зависит от других факторов - диаметра колонны НКТ, плотности среды, в которую помещается сваб и прочности каната. За один цикл каждый отдельно работающий поршень может поднять наружу столб высотой порядка 300 м.

1.2 Технологии свабирования нефтяных скважин

Свабирование - многогранная технологи, которая позволяет осваивать нефтяные скважины различными способами. Стоит рассмотреть каждый из них. Итак, свабирование нефтяных скважин может проводиться следующим образом:

При помощи двух свабов без монтажа пакера. Здесь роль главного тягового оборудования играет каротажный кабель. В качестве альтернативы может применяться трос или стальная лента. Приводом служит подъемник или же лебедка. На колоннах НКТ имеются ограничители (муфты или клапаны).

Ступенчатое свабирование. Такой вариант заключается в установке пакера вместе с колонной НКТ, которая опускается в эксплуатационный элемент до необходимой отметки.

Методика свабирования при помощи двух поршней с монтажом пакера. Такая технология мало чем отличается от подобной, но без установки пакера, но все же имеет свои нюансы. Главная особенность технологии в том, что пакерный узел, который устанавливается в эксплуатационную колонну, полностью герметизирует колонны НКТ. Выкачивание жидкости проводится исключительно из задействованных колонн НКТ. При этом существенно уменьшается количество повторений операции, что является бесспорным преимуществом технологии.

Методика с однонаправленным перемещением поршней в двух НКТ, но с условием опережения подъема одного из свабов. Это позволяет создавать динамичность воздействия на область. При этом каждый из поршней должен опускаться до того же уровня, что и другой. Высота, на которую должен подняться первый элемент, пока второй еще находится на нижней точке, задается перед началом работы. Тяговые детали работают за счет подключения к независимым приводам. Более редкий вариант - использование одного привода с откорректированным режимом работы.

Каждая технология характеризуется своими преимуществами. Считается, что свабирование нефтяных скважин двумя поршнями, каждый из которых перемещается в отдельной колонне НКТ, обладает большим числом преимуществ.

В частности, это:

· сокращение времени, необходимого для притока сырья;

· существенное повышение интенсивности цикла, что увеличивает производительность отбора жидкости;

· рост перечня возможностей при выборе максимально доступного и эффективного режима отбора;

· точный контроль депрессии на определенный пласт;

· уменьшение энергозатрат на процесс подъема поршней в НКТ за счет применения технологии балластных нагрузок.

1.3 Свaбирoвaниe кaк спoсoб вoздeйствия нa ПЗП

Oдним из нoвых мeтoдoв для вoздeйствия нa призaбoйную зoну плaстa являeтся свaбирoвaниe. Кaк мeтoд oсвoeния сквaжин свaбирoвaниe испoльзуeтся дoстaтoчнo дaвнo, a вoт кaк спoсoб вoздeйствия нa ПЗП стaл примeняться нeдaвнo.

Вызoв притoкa из плaстa свaбирoвaниeм являeтся oдним из нaибoлee эффeктивных и тeхнoлoгичных мeтoдoв oсвoeния сквaжины пoслe бурeния или кaпитaльнoгo рeмoнтa, oбeспeчивaющим, oднoврeмeннo, вoзмoжнoсть исслeдoвaния гидрoдинaмичeских хaрaктeристик плaстa и нeгeрмeтичнoсти oбсaжeннoй сквaжины. В нaстoящee врeмя eгo тaкжe испoльзуют кaк мeтoд вoздeйствия нa призaбoйную зoну плaстa (ПЗП).

Oблaдaя oпрeдeлeннoй унивeрсaльнoстью пo пaрaмeтрaм вoздeйствия нa ПЗП свaбирoвaниe, в тo жe врeмя, нe мoжeт быть нaибoлee рaциoнaльным нa всeх стaдиях рaзрaбoтки мeстoрoждeния. И в зaвисимoсти oт пaрaмeтрoв плaстa и рeaльнoй сквaжины, услoвий и спoсoбa пeрвичнoгo и втoричнoгo вскрытия дaжe нa oднoй стaдии рaзрaбoтки свaбирoвaниe мoжeт сoчeтaться с другими мeтoдaми вызoвa притoкa.

Oтличитeльнoй oсoбeннoстью свaбирoвaния являeтся сoчeтaниe эффeктивнoсти oчистки ПЗП с высoкoй тeхнoлoгичнoстью (лeгкoстью упрaвлeния скoрoстью измeнeния дeпрeссии нa плaст) и oтнoситeльнoй дeшeвизнoй прoцeссa (высoкий КПД зaтрaт при свaбирoвaнии нa кaбeлe, нaмaтывaeмoм нa бaрaбaн лeбeдки), с oтсутствиeм дoпoлнитeльнoй нaгрузки нa плaст oт гидрaвличeских пoтeрь или дaвлeния нa кoллeктoр при зaкaчивaнии жидкoсти или гaзa в сквaжину.

К нaибoлee рaспрoстрaнeнным видaм рeзинo-мeтaлличeских свaбoв, сoпрoтивляющихся пoд вoздeйствиeм скoрoстнoгo пoтoкa жидкoсти, oтнoсится пeрeвeрнутaя oтнoситeльнo зaбoя сквaжины цилиндричeскaя рeзинoвaя «eлoчкa», привулкaнизирoвaннaя к aлюминиeвoму или чугуннoму сeрдeчнику (рисунoк 1.3,в) и сaмoрaсширяющaяся «кoрзинкa» с прoвoлoчным кaркaсoм из нeскoльких дeсяткoв прoдoльнo рaзмeщeнных зaгуммирoвaнных прoвoлoчeк (рисунoк 1.3,г).

Пoд вoздeйствиeм нaпoрa гибкиe рeзинoвыe рeбрa «eлoчки» или «юбкa» кoрзинки прижимaются к внутрeннeй стeнкe кoлoнны. Нo мaксимaльнaя вeличинa пeрeпaдa дaвлeния нa свaбe oгрaничивaeтся жeсткoстью рeбeр или юбoчки. Пoэтoму эксплуaтaция тaких свaбoв с сoздaниeм пeрeмeннoй дeпрeссии нa плaст путeм пeриoдичeскoгo пeрeмeщeния их «ввeрх-вниз», т.e. эксплуaтaция свaбoв в рeжимe «глубиннoгo нaсoсa», мaлoэффeктивнa.

Рисунoк 1.3 Кoнструкции свaбoв

a- щeлeвoй свaб с сaмoуплoтняющeйся мaнжeтoй: I- мaнжeтa, 2-мeтaлличeский сeрдeчник, 3-рeзинoвaя oбoймa; б - щeлeвoй свaб с лaбиринтными тoрoидaльными уплoтнитeльными кaнaвкaми: I - мeтaлличeский сeрдeчник, 2 - oбoймa рeзинoвaя (пoршeнь), 3 - кaнaвкa тoрoидaльнaя; в - мнoгoступeнчaтый мaнжeтный свaб: 1 -- мeтaлличeский сeрдeчник, 2 -- oбoймa; г -- свaб с гибкoй сaмoуплoтняющeйся юбкoй: 1 - стoпoрнoe кoльцo, 2 - пружинный прoвoлoчный кaркaс, 3 - юбкa, 4 - кaркaс юбки.

б) - в зaпaкeрoвaннoй кoлoннe НКТ; в) - в кoлoннe НКТ бeз пaкeрa; г) - в кoлoннe НКТ склaдывaющимся свaбoм, пaкeрoм или.бeз пaкeрa; д) - в oбсaднoй кoлoннe с импульсным прeдвaритeльным зaпoлнeниeм НКТ. 1-НКТ; 2 - oбсaднaя кoлoннa; 3 - свaб (щeлeвoй, мaкeтный); 5 - кaнaт (кaбeль); 6 - пaкeр; 7,8 - свaб, склaдывaющийся при спускe; 9 - клaпaн

Рисунок 1.4 Схема расположения оборудования при свaбирoвaнии скважины: 1 - Обсaднaя кoлoннa; 2,3 - глубинный мaнoмeтр; 4 - свaб (2шт.); 5 - НКТ; 6 -eмкoсть сбoрa флюидa; 7 - зaдвижкa; 8 - кaбeль (кaнaт); 9 - вeрхний рoлик; 10- устьeвaя гoлoвкa; 11 - нижний рoлик; 12 - рeгистрaтoр нaтяжeния кaбeля; 13- лeбeдкa пoдъeмникa



1.4 Освоение скважин гидросвабированием

Гидросвабирование, или метод переменных давлений, осуществляется путем периодического надавливания на пласт жидкостью, не допуская гидроразрыва, с последующим быстрым сбрасыванием давления в скважине. Знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространении в пласт волны "репрессия-депрессия", разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах призабойной зоны, а большие скорости обратного излива способствуют выносу загрязнений в ствол скважины. Для освоения гидросвабированием трудноосваемые, малодебитные и сухие скважины с призабойной зоной, закупоренной эмульсией, глинистыми и другими загрязняющими материалами, оборудованные преимущественно зксплуатационной колонной диаметром 146 мм для создания необходимого давления без применения пакера. Гидросвабирование рекомендуется производить после предварительного вызова притока из пласта другими методами с обратной кислотной ванной или без нее. Перед гидросвабированием жидкость в скважине должна быть замещена на совместную с пластовой водой и слагающим пласт материалом. Для этого могут быть использованы 1,5-3% раствор хлористого кальция, нефть, а также 0,1-0,2% раствор неиногенного ПАВ ( если пласт не заглинизирован ). НКТ необходимо спустить ниже перфорационных отверстий.

1.5 Особенности ГДИ по технологии КВУ

При исследовании методом КВУ после снижения уровня свабом устье скважины остается открытым. В стволе скважины происходит подъем уровня жидкости. Сжатие жидкости в стволе скважины играет несущественную роль, изменение давления (т.н. кривая притока или КВУ) в скважине в основном определяется изменением гидростатического давления вследствие подъема уровня. Для регистрации данных, используют несколько способов измерения забойного давления.

Способ 1. Прекращают отбор жидкости из скважины. В ствол скважины опускают дистанционный или автономный манометр, устье скважины после свабирования оставляют открытым. Регистрируют кривую изменения давления во времени, т.н. кривую притока (КП).

Способ 2. При проведении ПГИ в свободное время ожидания между потокометрическими измерениями скважинный прибор устанавливают на одну и ту же глубину и регистрируют фрагменты изменения давления во времени. Затем эти фрагменты сшиваются при обработке в одну кривую изменения давления и обрабатываются.

Способ 3. При подготовке скважины для освоения свабом, при спуске колонны НКТ в специальном контейнере за НКТ спускают автономный манометр. Он регистрирует всю историю изменения давления в скважине при освоении свабом. После подъема НКТ извлекают манометр и получают КИД, которая содержит зависимость давления от времени для всех периодов и циклов свабирования.

Длительность кривой изменения давления зависит от продуктивности скважины, плотности жидкости, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и наклона ствола скважины к вертикали. При регистрации КП дистанционным прибором достаточная длительность регистрации может быть оценена в процессе измерений. Для этого достигнутое время регистрации делят пополам и находят отношение приращения давления р2 к приращению давления р1 за первую половину времени. Если это отношение меньше 2/3, то такая КП может быть обработана с целью определения гидродинамических параметров пласта. При использовании автономных манометров такой возможности нет. Для предварительной оценки минимального времени регистрации КП можно воспользоваться формулой:



(1)

Где V--объем жидкости, который должен поступить в ствол скважины для установления статического уровня;

Q0 -- дебит в момент остановки скважины.

Объем V можно оценить как произведение S на H, где S- площадь сечения поднимающегося в стволе остановленной скважины потока, а H -- разница между динамическим и статическим уровнями жидкости в стволе скважины.

За указанное время не произойдет полного восстановления давления в пласте и скважине, а ожидается примерно трехкратное уменьшение первоначального дебита. Поэтому целесообразно, по возможности, реальное время регистрации КП выбрать больше t0.

При регистрации КП автономным манометром определяют не менее 4 -5 положений динамического уровня и глубины НВР в стволе скважины, равномерно распределив измерения на весь интервал исследований. При регистрации КП дистанционной комплексной аппаратурой измерение давления в точке прерывается, определяется положение ДУ и НВР, затем прибор возвращается на прежнюю глубину измерения и продолжается запись изменения давления во времени.

1.6 Обработка данных

Гидропроводность -- это способность пласта-коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры (способность пласта-коллектора пропускать газ называется проводимостью) и выражается формулой:

(2)

Где -- гидропроводность пласта;

k -- проницаемость;

h -- толщина пласта;

м -- вязкость жидкости, насыщающей поры пласта.

Есть методы обработки данных КВУ позволяющие определить гидропроводность пласта и оценить состояние призабойной зоны через скин-фактор. Среди методов линейной анаморфозы это операционный метод Баренблатта и обобщенный дифференциальный метод Мясникова. Для их корректного использования необходим учёт всей истории изменения дебита и забойного давления в скважине.

Скин-фактор -- это гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению дебита по сравнению с совершенной скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение прискважинной зоны и прочие нелинейные эффекты. Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине:

(3)

где K -- коэффициент продуктивности;

Q -- дебит; -- изменение давления;

?P-- изменение давления.

S -- скин-фактор.

Получаем выражение для скин-фактора:

(4)

где S--скин-фактор;

K₀ -- потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора);

K-- фактическая продуктивность реальной скважины;

Rк -- радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами);

r_c -- радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

1.7 Выводы

По результатам обзора технологий освоения малодебитных скважин и гидродинамических исследований в процессе освоения скважин можно сделать следующие выводы:

? свабирование является самым распространенным способом освоения скважин; ? геофизические и гидродинамические исследования удачно вписываются в технологию освоения скважин свабом;

? при освоении скважин свабом ГДИ обычно реализуются по технологии КВУ, в результате этого определяют только коэффициент продуктивности и пластовое давление;

? гидродинамические поля -- источник дополнительной информации, часто получаемой при освоении скважин попутно. Интерпретация и обработка данных ГДИ и геофизических исследований должна быть комплексной. ГДИ легко вписываются во все известные технологии освоения нефтяных скважин.



2. Проектирование свабирования и исследование нефтяной и газовой скважины методом снятия кривой восстановления давления

2.1 Расчет времени притока жидкости из пласта в скважину при свабировании

Исходные данные

Dвн, м	, м	, м	, м	h, м	, с
0,1332	3843	0,055	0,011	100	6	11

(2.1)

Где:

D_ВН - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

- статический уровень жидкости, м.

= 0,785 3843 = 53,52

Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс сваба, определяется по формуле:

= (2.2)

Где:

- внутренний диаметр НКТ, м;

- диаметр каната, м;

h - среднее погружение сваба под уровень скважинной жидкости, м.

(2.3)

Средняя глубина спуска сваба:

(2.4)

3843 + 0,5 100 = 3893 м (2.5)

При средних скоростях спуска и подъема поршня соответственно v₁ = 2 м/с, v₂ = 5 м/с найдем необходимое время на спуск поршня:

Необходимое время на спуск сваба :

= = = 648,8 с (2.6)

- скорость спуска сваба, м/с.

Необходимое время на подъем сваба:

= = = 353,9 с (2.7)

- скорость подъёма сваба, м/с.

Время на один рейс с учетом времени на процессы замедления скоростей в начале пуска поршня вниз и при подходе поршня к устью скважины:

t = + + = 648,8 + 353,9 + 40 = 1042,7 с (2.8)

Общее время на откачку всего столба жидкости до статического уровня:

T = t = 1042,7 = 122649 c = 2045 мин 34 часа (2.9)

Только после этого начнется движение жидкости из пласта в скважину. Для стабильности дебита необходимо создать определенную депрессию путем дальнейшего понижения уровня ниже статического.

Расчет скорости подъема сваба и производительности комплекса свабирования скважины

Скорость подъема крюка агрегата Азинмаш-37 на первой скорости равно 0,34 м/с, на второй скорости -0,72 м/с, на третьей -1,45 м/с. Оснастка талевой системы агрегата Азинмаш -37 четырехструйная 3х2. При этом линейная скорость каната при свабирования на соответствующих скоростях коробки переключения передач равно:

І - 0,34 м/с 4=1,36 м/с ( 11 )

ІІ - 0,72 м/с 4=2,88 м/с ( 12 )

ІІІ - 1,42 м/с 4=5,8 м/с ( 13 )

При условии, что скважина полная и утечек через своб исключена производительность комплекса свабирования скважин равна:

Q_i = q V_i ; ( 14 )

где Q_i - производительность комплекса при соответствующей скорости коробки переключения передачи, м³/с;

q - удельный объем внутренней полости НКТ, л/м;

V_i - скорость подъема сваба на соответствующей скорости коробки переключения передачи, м/с.

Подставляя значения по формуле ( 14 ) получим:

Q_І = 3 1,36 = 4,08 л/с = 244,8 л/мин = 14688 л/час = 352512 л/сут.

Q_ІІ = 3 2,88 = 8,64 л/с = 518,4 л/мин = 31104 л/час = 746496 л/сут.

Q_ІІІ = 3 5,8 = 17,4 л/с = 1044 л/мин = 62640 л/час = 1503360 л/сут.

При этом надо учесть:

1.) При ходе сваба вниз производительность равна 0;

2.) При каждом ходе вверх сваба, уровень жидкости в НКТ и затрубье снижается и холостой пробег сваба вверх и вниз увеличивается (при 400 м уровне жидкости холостой ход вверх и вниз увеличивается в 4 раза, а при 800 м в 12 раз);

3.) КПД подземной части комплекса оборудования в реальных условиях зависит от состояния НКТ и утечек через сваб и ее конструкции и равна приближенно 0,5;

4.) В реальных скважинах НКТ имеет большой наклон от вертикали, что существенно снижает КПД подземной части за счет увеличения нагрузки на лебедку комплекса оборудования для свабирования скважины от трения каната внутри НКТ и снижения скорости подъема сваба; В реальных условиях объем отбираемой жидкости колеблется от 20 - 70 м³/сут.

Выводы и предложения

Снижение уровня жидкости свабированием и создание депрессии для вызова притока из пласта в процессе освоения скважин позволяет предотвратить создание дополнительной репрессии на пласт и тем самым уменьшить количество поглощаемой пластом технологической жидкости. Свабирование позволяет плавно в широком диапазоне регулирования создавать депрессию на пласт. Следует отметить простоту реализации метода свабирования и его дешевизну. Вызов притока из пласта свабированием при герметичном устье делает процесс освоения безопасным и экологически чистым. Кроме того, метод отличается высокой производительностью, не требующей большой номенклатуры технических средств, совместимостью с различными методами интенсификации потока.

В скважинах, имеющих высокий начальный уровень жидкости ( Н_Н ), когда Н_Н < Н_Д, для увеличения производительности свабирования может быть принята технология, когда S поперечного сечения затрубного пространства в 4-5 раз больше S подъемного лифта, при высоком уровне в скважине можно заглубиться на значительную величину, а,значит, поднять из скважины за 1 ход сваба больше жидкости.

Утечки жидкости через сваб обусловлены рядом факторов, в том числе конструкцией сваба, высотой столба поднимаемой жидкости, плотности и вязкости ее, шероховатостью внутренней поверхности НКТ и др. Увеличение скорости подъема сваба сокращает время подъема жидкости, соответственно и объем утечек.

При ходе сваба вниз через систему управления сальником давление поджима уплотнительного элемента сальника для облегчения хода вниз может быть снижено. При ходе вверх и подъеме - увеличено, исключая при этом утечки!

Для реализации насосного режима работы на седло устанавливается клапан. Спускают сваб на глубину Н_Д, совершая возвратно-поступательные движения в 10 - 100-ни метров, откачивают жидкость из скважины. За счет исключения холостых пробегов сваба (при ходе вверх практически отсутствует газовая фаза над свабом, и жидкость подается из скважины, а при ходе вниз отсутствует движение сваба в газовой среде, и идет сразу погружение сваба под уровень жидкости) увеличивается производительность технологического процесса, становится возможным дальнейшее снижение уровня и соответственно увеличение депрессии на пласт.

2.2 Рекомендации по расчету канатов на прочность

Расчет по прочности стальных канатов, применяемых, в качестве гибких несущих элементов, а также напрягаемых элементов предварительно напряженных конструкций следует выполнять по формуле:

189190 (2.10)

Где:

где - расчетное сопротивление каната;

- коэффициент общих условий работы канатного элемента, принимаемый по табл. 1;

- коэффициент условий работы, учитывающий влияние на прочность каната концевых анкерных закреплений и промежуточных концентраторов напряжений, принимаемый по табл. 2;

- коэффициент надежности по назначению, учитывающий степень ответственности и капитальности сооружения, принимаемый в соответствии с действующими нормативными документами, заданиями и специальными техническими условиями для конкретных сооружений.

Расчетное сопротивление для канатов из параллельных проволок следует определять по формуле:

= 0,63= 0,63 300 = 189 (2.11)

Где:

- наименьшее временное сопротивление проволоки разрыву по государственным стандартам или техническим условиям. Расчетное сопротивление

- для витых спиральных (в т.ч. закрытых) канатов и канатов двойной свивки с металлическим сердечником определяется по формулам

= (2.12)

Или

= K (2.13)

Где:

где - значение разрывного усилия каната в целом указанное в государственном стандарте или технических условиях, либо полученное на основании статически обоснованных результатов испытаний образцов;

- 1,6 - коэффициент надежности по материалу;

- сумма разрывных усилий всех проволок в канате, указанная в государственном стандарте или технических условиях;

K- коэффициент агрегатной прочности витого каната по табл. 3.

Расчет по формуле (2.13) следует выполнять в тех случаях, когда в стандарте или технических условиях отсутствует значение разрывного усилия каната в целом .

Исходя из расчетов, которые были сделаны, прочность каната подходит для проведения процесса свабирования.

Таблица 1

Коэффициент общих условий работы канатного элемента

	Элементы конструкций	Коэффициенты условий работы
1.	Кабели, ванты, шпренгели и другие канатные элементы линейно-протяженных конструкций.	0,8
2.	Канатные элементы пространственных висячих и вантовых покрытий.	0,9
3.	Затяжки, оттяжки, обратные кабели и другие канатные элементы предварительно напряженных конструкций. Предварительно напрягаемые усилиями, превышающими усилия от внешних нагрузок.	1,0
4.	Оттяжки мачт и несущие элементы канатных полотен антенно-мачтовых	0,8…0,9



Таблица 2

Коэффициент условий работы, учитывающий влияние на прочность каната концевых анкерных закреплений и промежуточных концентраторов напряжений

	Узлы и детали канатных конструкций	Коэффициенты условий работы
1.	Концевые крепления с заливкой сплавом ЦАМ9-1,5 на длине не менее 5 диаметров каната
	а) закрытых канатов	0,9
	б) спиральных канатов и канатов двойной свивки с металлическим сердечником	1,0
2.	Концевые крепления:
	- с заливкой в конической полости корпуса эпоксидным компаундом на длине не менее 4 диаметров каната;
	- при клиновых анкерах с алюминиевыми прокладками и заполнением пустот эпоксидным компаундом;
	- со сплющиванием или высадкой концов круглых параллельных проволок, закреплением их в анкерной плите и заполнением пустот эпоксидным компаундом со стальной дробью	1,0
3.	Концевые крепления гильзоклинового типа	0,9
4.	Перегибы или отклонения каната вокруг жесткого основания по круговой кривой
	а) при отношении r/d (где r - радиус конвой, d - диаметр каната) не менее: 25 - для спиральных (в т.ч. закрытых) канатов, 20 - для канатов двойной свивки с металлическим сердечником	1,0
	б) при отношении r/d не менее:20 - для закрытых канатов, 15 - для спиральных канатов из круглых проволок,12 - для канатов двойной свивки с металлическим сердечником	0,9
5.	Узлы с перегибом и поперечным обжатием закрытых канатов усилием q, не превышающим 25 кН/см (2500 кг/см):
	q=+ где N -расчетное усилие растяжения каната; - суммарное усилие предварительного натяжения всех прижимных болтов в узле, отнесены к одному канату; l - длина контакта каната с основанием



Таблица 3

Коэффициент агрегатной прочности витого каната

Тип каната	Коэффициент К
1. Канаты из параллельных проволок	1,0
2. Спиральные закрытые и из круглых проволок при кратности свивки: до 6	0,85
8	0,89
10	0,92
12	0,93
14	0,94
При отсутствии сведений о кратности свивки	8,8
3. Канаты двойной свивки с металлическим сердечником	0,83

2.3 Исследование нефтяной скважины методом снятия кривой восстановления давления

Кривая восстановления давления обрабатывается по формуле:

?Р = А + i Ч lg t. (2.14)

1. По полученным данным строят систему координат, в которой на оси ординат откладывают величины ?Р, а на оси абсцисс откладывают величины lgt для каждой точки.

2. Наносят точки в полулогарифмических координатах.

3. Последние точки, образующие прямолинейный участок соединяют между собой прямой и продолжают ее до пересечения с осью ординат.

В данном случае на прямолинейном участке находятся точки 18-14 (рис. 2.1).

Отрезок, отсекаемый на оси ординат этой прямой, будет равен величине А, а тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс будет равен величине i.



Рис. 2.1 Зависимость ??? = ??(???? ??)

4. Аналитически величина:

i= tga = = = 2,14 (2.15)

5. Коэффициент проницаемости определяют по формуле:

k = 0.183 = 0.183 = 1,31 Дарси (2.16)

Где h' = h*102 = 1050 см;

Q' = = = 2466 см3/с (2.17)

6. Параметр гидропроводности:

= = = 316,6 (2.18)

7. Коэффициент пьезопроводности:



?? = = = 4346 см2/сек (2.19)

7. Приведённый радиус скважины:

= = = 14,46 = 0,144 м (2.20)

9. Коэффициент продуктивности:

K = = 5,23 тонн/(суткг) (2.21)

10. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины:

= = = 1,05 (2.22)

2.4 Исследования газовой скважины методом снятия кривой восстановления давления

Если скважина перед исследованиями эксплуатировалась длительное время, то кривая восстановления давления обрабатывается по формуле:

= (2.23)

1. По полученным данным строят систему координат, в которой на оси ординат откладывают величины P_2заб, а на оси абсцисс откладывают величины lg t для каждой точки (рис. 2.2).

2. Наносят точки в полулогарифмических координатах.

3. Последние точки, образующие прямолинейный участок соединяют между собой прямой и продолжают её до пересечения с осью ординат. В данном случае на прямолинейном участке находятся точки 17-7. Отрезок, отсекаемый на оси ординат этой прямой, будет равен величине б, а тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс будет равен величине в.

Рис. 2.2 Зависимость от lgt

4. Аналитически величину в определяют по формуле:

= tg = = = 849 (2.24)

5. Для = 0,57 критические параметры:

= 47 кг с/; = 198К (2.25)

Рассчитывают приведённые давление и температуру и находят Z по графику (рис. 2.2):



= = = 4,9 (2.26)

= = = 1,7 (2.27)

= 0,91 (2.28)

6. Параметр гидропроводности:

= = = 21,45(Дарси)/сПз (2.29)

7. Из выражения mh = определяют коэффициент пьезопроводности:

?? = = = 884,13 /с (2.23)



Заключение

В теоретической части настоящего курсового проекта были рассмотрены и детально проанализированы следующие вопросы:

1 Свабирование нефятных скважин;

2 Оборудование для свабирования скважин;

3 Особенности ГДИ по технологии КВУ;

И сделаны выводы.

Так же в курсовом проекте были проведены расчеты и исследования такие как:

1 Расчет времени притока жидкости из пласта в скважину при свабировании;

2 Исследование нефтяной скважины методом снятия кривой восстановления давления;

3 Исследования газовой скважины методом снятия кривой восстановления давления.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, не дают однозначной интерпретации КП. Кривая притока зависит от текущего дебита, а дебит, в свою очередь, зависит от значений гидропроводности и скин-фактора

Необходимо знать интервал временного изменения одного из этих параметров, чтобы иметь возможность однозначно определить другой из них.



Литература

1. Рамазанов А.Ш. Исследование алгоритмов обработки кривых притока малодебитных скважин // НТВ Каротажник. 2000. Вып. 74. С. 69-80.

2. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов: учебник. М.: Недра, 1974. 200 с.

3. Самохин О.Н., Зарипов Р.Р., Хакимов В.С. Эффективный способ гидродинамических исследований пластов с применением модуля гидродинамических исследований МГДИ-54. Патент РФ № 2341653 от 09.03.2007г.

4. Вольпин С. Г., Мясников Ю. А.Исследование малодебитных скважин в России // Нефтяное обозрение. Весна, 1999 г. С. 4-10.

5. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ Регулярная и хаотическая динамика: Институт компьютерных исследований, 2005. 780 с.

6. Кулагина Г.Е., Камартдинов М.Р. Гидродинамические исследования скважин: учебник. Томск, 2004. 340 с.

7. Иктисанов В.А., Байгушев А.В., Мусабирова Н.Х., Хуснутдинов А.А., Идиятова В.Р. Руководство по интерпретации КВД для различных типов скважин и геолого-промысловых условий. РД 153-39.0-536-07. Бугульма, 2007. 64 с.

8. Акчурин Р.З. Модель изменения давления в скважине для комплекса МГДИ-54. Сб. тр. IX молодежной науч.-практ. конф. «Разведочная и промысловая геофизика: теория и практика» - ОАО «Башнефтегеофизика» - Уфа, 2014. С. 118-120.

9. Рамазанов А.Ш., Мухутдинов В.К. Гидрозонд плюс: описание алгоритмов системы автоматизированной обработки данных гидродинамических исследований пластов. Уфа, 2002 год. 20 с.

10. Рамазанов А.Ш., Валиуллин Р.А., Осадчий В.М. Особенности гидродинамических исследований при освоении скважин // НТВ Каротажник. 2002. Вып. 94. С. 13-19.

11. Зарипов Р.Р., Хакимов В.С., Адиев А.Р. Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования. Патент РФ № 2341653 от 09.03.2007.

12. Усовершенствование методов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов при освоении скважин: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17 / Исмагилов Р.Ф.; [Место защиты: Всерос. нефтегазовый науч.-исслед. ин-т им. А.П. Крылова]. Москва, 2010. 200 с.: ил. РГБ ОД, 61 10-5/2245.

13. Хасан Акрам, Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Дияшев И.Р., Джон Ли У, Шандрыгин А.Н. Исследование малодебитных скважин в России // Нефтегазовое обозрение, Т. 4. Шлюмберже. Весна 1999. № 1. С. 4-13.

14. ЛандауЛ.Д., Лифшиц Е.М. Гидродинамика.Теоретическая физика, том VI. Издание 6-е. М., 2006. 736 с.

Размещено на Allbest.ru

...