Эксплуатация нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Историю нефтедобывающей промышленности России и СССР условно можно разделить на следующие этапы

Первый этап -- с 1863 по 1920-е годы

В этот период добыча нефти в России связана, в основном, с полуостровом Апшерон и Северным Кавказом, хотя бурение на

нефть ведется и в других регионах России. Этап характеризуется неравномерным развитием. Преобладает ударное бурение; добыча, в основном, желонкой. С именем Шухова связано использование газа для подъема нефти из скважин (газлифт). Впервые в мире он предложил и реализовал использование труб для транспорта нефти (нефтепровод), им обоснована перевозка нефти по воде специальными нефтеналивными судами -- танкерами, а по суше -- цистернами. В.Г. Шухов предложил форсунки для сжигания нефти, а также крекинг нефти. В этот период появляется фонтанная арматура, исключившая открытое фонтанирование и пожары. В 1914 г. профессор М.М. Тихвинский впервые в мире реализовал замкнутый цикл газлифтной добычи скважина порода перфорация насос

Второй этап -- с 1921 по 1950-е годы

В этот период совершенствуется бурение скважин, а также создается новая техника для эксплуатации. Этап характеризуется организацией высших учебных заведений нефтегазового профиля, а также созданием сети научно-исследовательских и проектных институтов, что дало мощный толчок развитию нефтегазовой отрасли. Существенное влияние на освоение новых нефтяных регионов, в частности, Урало-Поволжья. Ударное бурение заменяется роторным, а затем и турбинным. Разрабатываются новые способы породоразрушения: электробур, взрывное бурение. Освоено производство штанговых глубинных насосов, другого оборудования для добычи нефти. Создаются новые направления в нефтегазопромысловом деле, на базе которых формируются мощные научные коллективы. На этом этапе закладываются и формируются новые науки: физика нефтяного и газового пласта; подземная гидрогазодинамика; разработка нефтяных и газовых месторождений; технология и техника добычи нефти и другие.

Если в 1901 г. Россия занимает первое место в мире по добыче нефти (11,6 млн.т), то к 1921 г. добыча упала до 3,85 млн. т. К 1926 г. она превышает 7 млн.т, а к началу Великой Отечественной войны до-стигает 31 млн.т (для сравнения США в 1940 г. добыли более 185 млн.т). К концу войны (1945) добыча нефти в СССР упала до 19,43 млн.т, а к 1951г. она возросла до 37,3 млн. т.

Третий этап -- с 1951 по 1990-е годы

СССР восстанавливает позицию крупнейшей в мире нефтедобывающей державы. В целом, этап характеризуется автоматизацией и диспетчеризацией объектов добычи и подготовки нефти, широким промышленным использованием последних достижений нефтяной науки в виде различных систем искусственного регулирования процесса выработки запасов, таких, как: поддержание пластового давления заводнением; различные технологии увеличения нефтеотдачи пластов, связанные как с воздействием в целом на залежь, так и на призабойные зоны скважин. Современная вычислительная техника расширила возможности поиска рациональных решений сложнейших задач нефтегазового комплекса. В этот период освоен мощный нефтегазовый регион страны -- Западная Сибирь

Четвертый этап -- с 1991 года по настоящее время

Объективно этап характеризуется акционированием в значительной степени нефтяного комплекса страны, падением годовой добычи нефти, значительным фондом простаивающих эксплуатационных скважин, коммерциализацией научных учреждений нефтяного комплекса и существенным снижением доли фундаментальных научных исследований вследствие практически полного прекращения их финансирования.

2. Технология и техника первичного вскрытия пластов. Оценка влияния технологий вскрытия пласта на состояние ПЗП

Первичное вскрытие - процесс разбуривания продуктов интервала залежи долотом.

Технологические требования:

1) исключение открытого фонтанирования

2) сохранение природных фильтрац. св-в пород ПЗП

3) обеспечение надлежащей величины поверхности вскрытия пласта, гарантирующей длительную безводную эксплуатацию и максимальное облегчение притока нефти и газа к забою скважины

Для предотвращения открытого фонтанирования в процессе вкскрытия пласта создается противодавление на пласт, т.е. заб. давление > пл. давл. на 5-10%. путем выбора плотности ПЖ. При вскрытии прод. пластов с давл. выше гидростатического рекоменд-ся исполь-ть промыв. растворы 2100-2200 кг/м3. при вскрытии пластов с давл. ниже гидрост-го - 300 кг/м3. Для утяжеления ПЖ испльз-ся барит, гематит, магнетитовый концентрат и др. Плотность уточняется индивидуально с учетом всех геолого-физич. особенностей

Снижение k пород ПЗС в результате воздействия ПЖ происходит за счет:

мех. загрязнения

· проникновение тв. фазы бур. р-ра и зерен разрушенной породы до 20 мм,

· возможна закупорка пор тонкой глиной или тампонажным р-ром

физико-литологических процессов и физ.-хим. процессов

· набухание глин от пресной воды,

· перенос слабоминерализ. вод с вышележащих горизонтов и их контакт с некторыми минералами с образованием солей,

· попадание в бур. раствор из вышележ. горизонтов глинистых частиц высокой разбухаемости и их дальнейщее вдавливание в породу полное разбухание и закупоривание пор;

· увеличение водонасыщенности -> гидрофилизация увеличение капил. сил, уменьшение проницаемости по нефти

· образование высоковязких эмульсий, гидратация глин, флокуляция коллидно-дисперсных частиц и их оседание

термохим. процессы в пластовой системе.

· образование АСПО

· выпадение солей из-за охлаждения ПЖ прод. пласта, а также нижних высокотемпер. высокоминерализ. вод

стат. и дин. нагрузки из-за СПО и цементирования

(изменение объема образца горной породы (дилатансия)

После первичного вскрытия в необсаженной скважине проводится исследование пластоиспытателем, на основании которого могут быть рассчитаны фильтрационные характеристики призабойной зоны

()

3. Способы перфорации скважин с сохранением коллекторских свойств пород. ПЗП. Оценка состояния ПЗП по промысловым данным

Вторичное вскрытие - процесс связи внутр. полости скважины с прод. горизонтом.

· Взрывные (пулевая перфорация, торпедная, кумулятивная)

недостатки:

1. в ОК и ЦК - трещинообразование и межколонные перетоки

2. Перфорационные каналы, создаваемые при взрывных методах, имеют уплотненные стенки, а сами каналы засорены не только продуктами взрыва, но и различными разрушающимися деталями (герметизирующая резина, фрагменты ленты ленточных перфораторов и др.). При удачной пулевой перфорации в конце перфорационного канала находится пуля, что снижает эффективность фильтрации флюида. При неудачной пулевой перфорации пули застревают в колонне или цементном камне. В любом случае при взрывных методах перфорации на внутренней поверхности обсадной колонны образуются заусенцы, осложняющие или делающие невозможным проведение исследовательских работ в скважине спускаемыми измерительными приборами.

· Гидродин. (ГПП - до 1 м)

формирование каверны происходит за счет турбулентной затопленной струи, бьющей в тупик

Подготовленная жидкостно-песчаная смесь закачивается в НКТ и, выходя из насадок, производит перфорацию. Обычная конц-ция песка в жидкости составляет 80-100 кг/м3.

Основными требованиями к рабочей жидкости являются:

1. определенная плотность (чтобы в процессе ГПП не возникало фонтанных проявлений);

2. определенная вязкость (чтобы в процессе закачки не было оседания песка в любом элементе системы);

3. определенная фильтруемость (чтобы в образующихся кавернах не было сильного ее поглощения горной породой);

4. доступность в необходимых количествах и ее приемлемая стоимость.

Обычно для ГПП используют воду или нефть, 5%-ный раствор ингибированной соляной кислоты и другие жидкости, применяемые в процессе нефтедобычи; при необходимости жидкость утяжеляется специальными добавками: бентонитовая глина, мел и т.п

В процессе проведения ГПП вследствие высоких давлений нагнетания жидкостно-песчаной смеси и значительных гидравлических сопротивлений колонна НКТ подвержена значительным нагрузкам. Наиболее опасным сечением в колонне НКТ является верхнее сечение (на устье скважины). Необходимо перед осуществлением процесса провести проверку верхнего резьбового соединения на страгивающую нагрузку Fстр .

· Механические (сверлящая перф-я)

Недостатком сверлящего перфоратора является ограниченный выход сверла. Это не всегда обеспечивает эффективное вскрытие, особенно при эксцентричном расположении обсадной колонны в цементном камне, что характерно для наклонно-направленных скважин.

· Химич. (магниевые пробки)

Взаимодействие солянокислотного раствора с магниевыми пробками приводит к их растворению, и через определенное время магниевые пробки растворяются полностью, раскрывая просверленные в обсадной колонне отверстия и отверстия, образовавшиеся в цементном камне. В результате этого создается хорошая гидродинамическая связь призабойной зоны с полостью скважины

Показатели эффективности: надежность и пробивная способность, диаметр образующихся отверстий и глубина проникновения в пласт.

Регулируемые пар-ры: диам. (зависит от способа и типоразмера перфоратора) и число отв-тий на 1м толщины пласта(от св-в пласта, прочности колонны и способа перф-ции, выбираютиз зависимости - К_прод.(плотность перф-ции) опытным путем).

Оценка плотности перф-ции производится на основе использ-ния многофакторного корреляционного анализа.

После завершения всех работ в скважине (спуск и цементирование обсадной колонны, перфорация, вызов притока и освоение) коэффициент гидропроводности призабойной зоны может измениться и стать равным (kh/мю)2 .

4. Конструкции забоев нефтяных скважин

Требования к КЗ:

· обеспечение max прочности ПЗП без ее разрушения

· обеспечение возвожности избир. возд-вия на разл. части вскрытого прод. пласта

· обеспеч-е max коэф. гидродин. совершенства скважины

Типы забоя:

· скв-ны с перфор. забоем

· с. с заб. хвостовиками

· с. с заб. фильтрами

· с. с откр. забоем

5. Вызов притока и освоение нефтяной скважины

Вызов притока -- технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.

Освоение скважины -- комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.

Задача при вызове притока - снижение Pзаб. на опред. величину. Критерии выбора Рзаб. :

· Величина Рпл.

· k ПЗП

· мех. прочность коллектора

1. рыхлый слабо сцементированный

2. крепкий хорошо сцементированный3,

· фильтрационные характеристики ПЗП (подвижность, гидропроводность)

Методы вызова притока:

1. облегчение столба жид-ти (промывка)

· Промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями).

· Закачка газообразного агента (газлифт).

· Закачка пенных систем

2. понижение уровня

· Тартание желонкой.

· Свабирование.

· Понижение уровня глубинным насосом.

3. мгновенная депрессия

· Способ падающей пробки.

· Задавка жидкости глушения в пласт.

Все скважины, осваиваемые под нагнетание, условно можно разделить на 2 группы:

1. Легко- и быстроосваиваемые скважины.

2. Трудно- и долгоосваиваемые скважины.

К первой группе относятся скважины, вскрывшие хорошо проницаемые крепкосцементированные коллекторы большой толщины. При освоении промывкой с допустимым количеством взвешенных частиц (КВЧ) в 3-5 мг/л такие скважины имеют достаточно высокие удельные коэффициенты приемистости и при разумных забойных давлениях характеризуются высокими устойчивыми расходами воды. Как правило, не требуют специальных методов повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны.

Ко второй группе относятся скважины, вскрывшие коллекторы пониженной проницаемости, часто малоустойчивые и небольшой толщины. Успешное освоение таких скважин возможно только при использовании методов искусственного повышения фильтрационных характеристик ПЗС. Даже при этом удельные коэффициенты приемистости невысоки, а со временем приемистость снижается. Закачка воды в такие скважины сопряжена с ее тщательной подготовкой и с особыми требованиями по содержанию взвешенных частиц.

Обычно освоение нагнетательных скважин ведется многими из вышеописанных способов, но жестко контролируемым параметром остается содержание КВЧ.

Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов будем понимать совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, дебит, время и др.) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию. Зачастую при этом отбираются пробы продукции, направляемые в специальные исследовательские лаборатории.

Цели исследований:

1. Выделение продуктивных горизонтов с их качественной и количественной характеристиками.

2. Определение параметров призабойной зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами:

-- проницаемость системы;

-- послойная и зональная неоднородность;

-- глинистость, песчанистость и др.;

-- насыщенность.

3. Определение по отбираемым пробам свойств насыщающих

залежь флюидов:

-- физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости и др);

-- химический состав флюидов (нефти, газа и воды);

-- давление и температуру;

-- давление насыщения;

-- газонасыщенность и др.

4. Определение комплексных параметров, характеризующих

систему «коллектор--флюид»:

-- коэффициент проводимости (гидропроводности;

-- коэффициент подвижности;

-- коэффициент упругоемкости

-- коэффициент пьезопроводности

5. Получение сведений о режиме дренирования:

-- однофазная или многофазная фильтрация;

-- наличие газовой шапки;

-- расположение ВНК и ГНК.

6. Получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении).

7. Получение информации о термодинамических явлениях в призабойной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля-Томсона при течении продукции из пласта в скважину.

8. Контроль процесса выработки запасов углеводородов и прогноз этого процесса во времени.

9. Получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного горизонта (дебитометрические исследования).

10. Оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на ПЗС.

11. Определение основных характеристик скважин:

-- коэффициент продуктивности (приемистости);

-- приведенный радиус скважины;

-- максимально возможный и рациональный дебиты скважины;

-- коэффициенты обобщенного уравнения притока.

12. Получение необходимой информации для выбора рационального способа эксплуатации скважин

6. ГДИС на установившихся режимах работы

Данный вид исследований проводится методом установившихся отборов, кот. хар-ся стационар. режимом работы.

Сущность метода закл-ся в уст. режиме работы с-ны, ожидании его стационарности (постоянство во времени забойного и

устьевого давлений и дебита скважины) и инструментального замера дебита жидкости, Рзаб. и дебита по газу (ДИКТ или Пито).

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента -- давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеется собственная возможность изменения режима.

Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления).

Прямолинейная индикаторная диаграмма до точки А может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси. По мере возрастания депрессии прямая может начать искривляться (после точки А), что связано с нарушением закона Дарси вследствие роста скорости фильтрации и влияния на процесс сил инерции. Искривление может быть связано и с неустановившимся процессом фильтрации (переходным процессом) в связи с появлением свободного газа.

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2), характерны, как правило, для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными.

Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси дебитов (3), могут быть получены в следующих случаях:

-- увеличение притока при повышении ДР за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.;

-- самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин;

-- некачественные результаты исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Одной из причин серповидности индикаторной диаграммы скважины является облитерация, например, разрушающимся цементирующим веществом или мелкими частицами зерен терригенной породы. Подчеркиваем, что это -- только одна из возможных причин. Существуют и другие причины, связанные, например, с двухфазностью течения и относительными фазовыми проницаемостями. Аналогичные индикаторные диаграммы могут быть получены при фильтрации газированной жидкости, фильтрации смеси «нефть--вода» и др.

7. ГДИС на неустановившихся режимах работы

Изучение нестационарного режима работы скважины после остановки ее (или после пуска) дает информацию о среднеинтегральных характеристиках зоны реагирования. Всякое изменение режима работы скважины сопровождается перераспределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования. Исследование заключается в получении зависимости Рзаб = f(t) после изменения режима ее работы (пуска или остановки).

Данное решение справедливо для случая закрытия скважины на забое, когда дебит мгновенно становится равным нулю. Такого случая на практике встретить невозможно.

Перед исследованием скважины (при работе ее на стационарном режиме) замеряется дебит скважины. В работающую скважину спускают на забой глубинный манометр. После контроля стационарности режима работы скважину закрывают на устье. Манометр, находящийся на забое и зафиксировавший забойное давление при стационарном режиме работы, после остановки скважины регистрирует так называемую кривую восстановления забойного давления (КВД). Восстановление давления в скважине контролируется по манометрам на устье скважины и на затрубном пространстве. Стабилизация указанных параметров, наступающая через определенное время, свидетельствует о практически восстановленном забойном давлении до пластового и на этом исследование заканчивается. Глубинный манометр извлекается из скважины и на основании бланка регистрации забойного давления строится зависимость восстановления забойного давления в функции времени Рзаб = f(t)

В результате исследования скважины на нестационарном режиме работы вычисляются следующие характеристики зоны реагирования:

-- коэффициент гидропроводности;

-- коэффициент подвижности;

-- коэффициент пьезопроводности;

-- коэффициент проницаемости, а также приведенный радиус скважины.

В случае, когда период работы скважины до остановки Т соизмерим с периодом остановки t, использовать решение нельзя. Для этого случая Хорнером получено:

8. Определение продуктивных характеристик отдельных пропластков в добывающих и нагнетательных скважинах

Дебитометрия:

Необходимая для рационал. разработки информация может быть получена при дебитометрических исследованиях скважин. Этот вид исследований проводится специальными приборами: в добывающих скважинах -- дебитомерами, в нагнетательных -- расходомерами. Перемещение указанных глубинных приборов вдоль исследуемого перфорированного интервала скважины позволяет получить информацию о распределении по интервалам интенсивности притока или поглощения и о доле работающих интервалов от общей толщины пласта. Зависимость интенсивности притока (дебита) или поглощения (расхода) от глубины нахождения прибора в скважине называется дебитограммой.

9. Оборудование и приборы, применяемые при исследовании скважин и пластов

Для спуска глубинных приборов в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным (когда в скважину насосное оборудование спущено на колонне НКТ) способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины). Лубрикатор представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В

верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных -- до забоя.

Измерение давления осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого давления.

Геликсный манометр (рис. а). Измерительная часть его представлена сильфоном 1 и геликсной пустотелой многовитковой плоской пружиной 2, заполненных жидким маслом. Сильфон установлен в нижней изолированной части корпуса манометра 3. Эта часть через отверстие 4 сообщается со скважиной. Измеряемое давление действует на сильфон и передается геликсной пружине, последний заглушённый виток которой (считая от сильфона) поворачивается на определенный угол, пропорциональный давлению. На верхнем витке геликсной пружины закреплено специальное царапающее перо 5, которое также поворачивается на тот же самый угол, на который поворачивается и последний виток геликсной пружины. Регистрирующая часть манометра состоит из каретки 6, которая посажена на ходовом винте 7, а тот соединен с часовым механизмом 8. Часовой механизм вращает ходовой винт, а тот сообщает каретке 6 поступательное движение. Перед спуском манометра в скважину заводится часовой механизм; каретка при этом находится в верхней части. Начиная с этого момента, каретка перемещается вниз на расстояние, пропорциональное времени с начала работы часового механизма. В нижней части манометра в специальном кармане устанавливают максимальный термометр 9. Внутри корпуса манометра давление равно атмосферному. Регистрация давления осуществляется на специальном бланке в координатах «давление Р--время t», который закрепляется на внутренней стороне каретки.

Поршневой манометр (рис. б). Измерительная часть его представлена поршнем 1, один конец которого соединен с растягивающей пружиной 2, закрепленной в нижней камере В корпуса манометра 3. В камере В имеется отверстие 4, сообщающее эту камеру со скважиной. Поршень уплотнен в корпусе манометра сальником 5, который и делит корпус на две камеры: нижнюю В и верхнюю А. В верхней камере давление равно атмосферному. На верхнем конце поршня 1 закреплено специальное перо 6. Регистрирующая часть состоит из каретки 7, которая соединена с часовым механизмом 8. При работе часового механизма каретка поворачивается. На внутренней поверхности каретки закрепляется специальный бланк. Давление в нижней камере В воздействует на нижний торец поршня, вследствие чего поршень движется вверх, а перо при этом прочерчивает на бланке вертикальную линию, равную перемещению штока и пропорциональную давлению в нижней камере. Не останавливаясь на преимуществах и недостатках каждого из манометров, отметим, что они должны иметь небольшой диаметр. Для специальных исследований, например, через затрубное пространство, применяются малогабаритные манометры, диаметр которых не превышает 22 мм

Кроме глубинных манометров, при исследовании скважин применяются глубинные термографы, глубинные расходомеры, а также глубинные комбинированные приборы типа аппарата «Поток».

Современные механизированные установки для добычи нефти содержат в погружном агрегате встроенную постоянно действующую измерительную систему, передающую информацию на поверхность. При этом фиксируемые параметры измеряются на глубине спуска погружного агрегата, а не на забое.

ДЕБИТОМЕРЫ:

Простейшим глубинным дебитомером-расходомером является прибор, фиксирующим элементом которого служит турбинка, скорость вращения которой пропорциональна дебиту (расходу). Число оборотов турбинки преобразуется, например, в электрические импульсы с частотой «и», передаваемые на поверхность измерительному комплексу по электрическому кабелю, на котором дебитомер-расходомер спускается в скважину.

В измерительном комплексе, например, промысловой автоматической исследовательской станции «АИСТ», электрические импульсы фиксируются счетчиком импульсов и запоминаются. Одновременно на поверхности фиксируется и перемещение глубинного прибора. Как правило, глубинные дебитомеры оборудованы специальными легкими пакерами зонтичного типа, которые управляются электрическими импульсами с поверхности и в раскрытом положении перекрывают кольцевой зазор затрубного пространства (зазор между наружным диаметром дебитомера и внутренним диаметром обсадной колонны). К таким многофункциональным дистанционно управляемым с пакерующим устройством комплексным глубинным приборам относится прибор «Поток».

10. Установление норм отбора жидкости из скважин

При установлении рациональной нормы отбора продукции из скважины необходимо руководствоваться следующими основными положениями:

1. забойное давление Рзаб, как правило, не должно быть ниже давления насыщения Pнас. Для нефтей с определенными свойствами допускается снижение забойного давления, удовлетворяющего следующему условию:

Рзаб = 0,75Рнас ;

2. максимальное использование природной энергии, в том числе и газа, выделяющегося из нефти, что требует оптимизации давления на устье скважины Ру

3. минимизация количества выносимого песка из призабойной зоны с целью предотвращения ее интенсивного разрушения и потери герметичности заколонного пространства (между стенкой скважины и цементным стаканом);

4. предотвращение интенсивного обводнения продукции как можно дольше;

5. предотвращение возможного смятия обсадной колонны в нижней части скважины;

6. исключение, по возможности, условий отложения парафина (смол, асфальтенов) и солей как в скважине, так и в призабойной зоне;

7. исключение условий фонтанирования скважины по затрубному пространству с возможностью перехода работы скважины в пульсирующий режим (с явлением пульсации), а также образования гидратных (парафиногидратных) пробок;

8. дренирование по всей работающей толщине пласта;

9. обеспечение (при необходимости) индивидуальной системой транспорта продукции от устья скважины до сборного пункта (мультифазные насосы откачки);

10. ограничение дебита скважины в случае прорыва в нее закачиваемой через систему ППД воды или газа из газовой шапки.

Все существующие методы расчета распределения давления в подъемнике могут быть разделены на три группы:

I. Методы расчета на основе модели гомогенного течения без выделения структурных форм потока смеси.

П. Методы расчета на основе модели раздельного течения со скольжением газовой фазы без выделения структурных форм потока смеси.

III. Методы расчета на основе модели раздельного течения со скольжением газовой фазы и с выделением структурных форм потока смеси, определяемых с помощью специальных критериев.

Рисунок 9Рисунок 10

Зная давление на устье и имея кривую распределения давления при дебите Q₁, определяют давление у башмака колонны НКТ (р_б1), находящегося от устья на известном расстоянии L (рисунок 9). По координатам Q₁ и р_б1 на рисунке 10 строится точка 1. Затем находится давление на башмаке для дебита Q₂ (р_б2 на рисунке 9) и наносится точка 2 (рисунок 10). Таким же образом на рисунок 10 строят точки для дебитов Q₃, Q₄, Q₅. Соединяя точки, получают характеристическую кривую при давлении на устье р_у1. Подобные характеристические кривые строят при различных устьевых давлениях для НКТ разного диаметра.

Для определения диаметра колонны НКТ пользуются набором характеристических кривых (рисунок 11), построенных для диаметров колонн НКТ, которые предполагают использовать при эксплуатации данного месторождения. Кривые строятся для минимального устьевого давления, обеспечивающего транспортирование продукции скважин к сборному пункту.

Рисунок 11Рисунок 12

На этом же графике строятся индикаторные кривые продуктивного пласта. На оси ординат откладывается пластовое давление р_п, приведенное к уровню башмака НКТ, и приведенное забойное давление р_з, предусмотренное проектом разработки. На уровне р_з проводится горизонтальная линия. Точки пересечения индикаторных линий и характеристических кривых определяют условия совместной работы пласта и газожидкостного подъемника. Пусть для оборудования фонтанных скважин на данном месторождении планируется использование диаметров НКТ, указанных на рисунке 11. По данным исследования скважины определяется коэффициент продуктивности К. Если он меньше или равен K₁ (рисунок 11), в эту скважину нужно опускать колонну труб диаметрам 50 мм, если K₁<K?K₂, то диаметр НКТ нужно взять 63 мм. При K₂<К?K₃ d=76 мм. Если К больше K₃, то допустимый отбор не обеспечивается колонной труб диаметром 76 мм. Нужно опускать колонну трубы большего диаметра или эксплуатировать скважину по кольцевому пространству.

Колонну фонтанных труб диаметром, выбранным по изложенной методике опускают в скважину, подключают к системе обора и проводят ее исследование.

Полученная индикаторная кривая 1 скважины накладывается на семейство характеристических кривых 2, построенных для выбранного диаметра колонны НКТ при различных давлениях на устье (рисунок 12).

Если условиями разработки заданы депрессия или дебит из данной скважины Q₀, то определяют устьевое давление, обеспечивающее этот дебит р_у0 (рисунок 12).

Представляет интерес и обратная задача -- изучение зависимости изменения устьевого давления (вследствие изменения системы сбора) от дебитов отдельных скважин

11. Баланс энергий при подъеме жидкости в стволе скважины

При изучении движения ГЖС в реальных подъемниках можно выделить два подхода.

Первый подход базируется на исследовании баланса энергии движущейся в вертикальной трубе однородной газожидкостной смеси на расстоянии dh. Для 1 кг ГЖС запишем:

Таким образом, сумма изменения потенциальной энергии состояния, потенциальной энергии положения, кинетической энергии, необратимых потерь энергии и энергии на совершение внешней механической работы равна нулю

Процесс подъема может протекать:

1. за счет природной энергии Wп

2. за счет энергии искусственно вводимой в залежь или скважину Wи

3. за счет комплексного действия Wп+Wи

Основные виды потерь:

· потери на преодоление веса гидростат. столба жидкости Wгс

· потери на движение ж-ти по подъемным трубам и ч/з устьевое обор-ние Wтр

· потери за счет поддержания противодавления на устье Wу

Wп+Wи=Wгс+Wтр+Wу - БАЛАНС ЭНЕРГИИ

Wп>=Wгс+Wтр+Wу

УСЛОВИЕ ПОДЪЕМА Ж-ТИ НА ПОВЕРХНОСТЬ

Вопросами энергетического состояния скважинной системы занимается теория подъема жидкости вне зависимости от способа эксплуатации.

12. Работа газа при подъеме жидкости в стволе скважины. Структуры ГЖС

Рассмотрев существующие точки зрения на физическую сущность процесса подъема жидкости, приходим к выводу: основной причиной подъема жидкости является увеличение объема системы путем ввода любого рабочего агента желательно с меньшей плотностью, чем поднимаемая жидкость

Движение газожидкостных смесей по вертикальным трубам изучалось многими исследователями. Все они условно выделяют существование трех структур при движении газожидкостной смеси с плавными переходами между ними. Установлено, что структура ГЖС зависит от объемных расходов жидкой q и газовой V фаз, от газосодержания, диаметра лифта, физико-химических свойств фаз и т.д. Схематично структуры ГЖС показаны на рисунке 1.

Рисунок 1 - Схематичные структуры ГЖС:

а - эмульсионная (пузырьковая); б - четочная (пробковая); в - стержневая;

Эмульсионная (пенная, пузырьковая) структура

Газовые пузырьки различных размеров (но меньших, чем диаметр трубы) более или менее равномерно распределены в жидкости. Расстояния между пузырьками могут быть различны. Такая структура обычно проявляется при малой газонасыщенности (если она не создается искусственно) и характеризуется существованием малых относительных скоростей газа в жидкости при их значительном изменении.

Например, многие фонтанные скважины девонских месторождений восточных районов имеют эмульсионную структуру движения смеси. Диаметры газовых пузырьков колеблются от ОД до 0,3 мм, а относительная скорость их всплывания в жидкостях различной вязкости изменяется от 1 см/с до 30-40 см/с. Необходимо отметить, что на сохранение эмульсионной структуры и ее стабильность влияет физико-химический состав жидкости и газа.

1.1 Четочная (пробковая) структура

Образуется при повышении газосодержания смеси и характеризуется наличием газовых четок, перекрывающих практически все сечение трубы и чередующихся с четками жидкости. Четки газа содержат капельки жидкости, а четки жидкости - пузырьки газа. Размеры и взаимное расположение четок самое различное.

При такой структуре относительные скорости газа могут иметь самое различное значение, достигая значительных величин. Исследования показывают, что относительные скорости газа при такой структуре изменяются от нескольких см/с до нескольких м/с Средняя величина относительной скорости колеблется от 40 до 120 см/с.

1.2 Стержневая структура

Образуется при значительном увеличении газосодержания смеси. При такой структуре основная масса газа движется по центру трубы в виде стержня, а жидкость увлекается им и движется по стенкам трубы в виде тонкого слоя. В слое жидкости имеются малые пузырьки газа, а газовый стержень насыщен капельками жидкости. При такой структуре относительные скорости движения газа достигают больших величин.

1.4 Реальная структура ГЖС

В реальных условиях движение газонефтяных смесей в скважинах может иметь все три структуры. В нижней части лифта при больших давлениях движущаяся смесь имеет эмульсионную структуру. По мере подъема, а следовательно снижения давления, эмульсионная структура может переходить в четочную. Значительное снижение давления в верхней части лифта создает предпосылки для возможного перехода четочной структуры в стержневую.

Одна группа исследователей считает, что реальные подъемники работают при указанных чередующихся структурах смеси, другая группа - что большинство скважин работает при четочной структуре, а третья - что работа скважин происходит при эмульсионной структуре.

Рассмотренные выше структуры смесей можно наблюдать, когда жидкая фаза представлена одной жидкостью или раствором жидкостей.

В случае движения двух взаимно нерастворимых флюидов с различными плотностями механизм взаимодействия компонентов будет отличаться от такового для взаимно растворимых флюидов, при этом механизм взаимодействия будет различным в зависимости от того, откуда появляется свободный газ в газожидкостной смеси: выделяется из растворенного состояния (формы «г» и «д») или вводится извне (формы «е» и «ж»). На рисунке 2 представлены основные формы движения смесей.

Рисунок 2 - Основные формы движения смесей:

а - однофазное движение нефти; б - движение нефтеводяной смеси; в - движение водонефтяной смеси; г, е - нефтеводогазовой смеси; д, ж - движение водонефтегазовой смеси.;

Форма «а». Однофазное движение нефти.

Форма «б». Дисперсионной средой является нефть.

Капли воды, взвешенные в потоке нефти, движутся вверх только в том случае, если скорость восходящего потока нефти больше скорости оседания капель воды.

Форма «в». Дисперсионной средой является вода.

Капли нефти взвешены в воде и движутся вверх под действием силы Архимеда. Эта форма соответствует двум случаям: во-первых, когда вода неподвижна (барботаж нефти), во-вторых, когда нефть и вода движутся совместно.

Форма «г». Дисперсионной средой является нефть.

Капли воды и пузырьки газа распределены в нефти. Вероятность образования пузырьков газа на границе «твердое тело (колонна труб) - нефть» и «вода--нефть» существенно большая, нежели непосредственно в объеме нефтяной фазы. Пузырьки газа, формирующиеся на поверхности колонны труб, срываются потоком нефти и движутся в нефтяной фазе. Газовые пузырьки, формирующиеся на границе с каплями воды, образуют своеобразные конгломераты, состоящие из капли воды и пузырьков газа. В зависимости от разности плотностей воды и нефти, а также от количества и объема газовых пузырьков, образующих конгломераты, относительная скорость указанных конгломератов может быть положительной (конгломераты всплывают в потоке движущейся нефти), отрицательной (конгломераты осаждаются в восходящем потоке нефти) и нулевой (скорость осаждения конгломератов равна скорости восходящего потока нефти). В случае отрицательной скорости (осаждение капель воды) в нижней части колонны труб (подъемника) начинается накопление водной фазы. Отрыв газовых пузырьков из конгломерата может происходить в процессе их соударений, а также вследствие роста объема газовых пузырьков.

Форма «д». Дисперсионной средой является вода.

Капли нефти, внутри которых формируются газовые пузырьки, также представляют конгломераты, скорость которых возрастает. При определенных условиях газовые пузырьки разрывают поверхность нефтяной капли и попадают в водную фазу. Относительная скорость газовых пузырьков возрастает, что приводит к увеличению плотности смеси.

Форма «е». Дисперсионной средой является нефть, в которой движутся раздельно капли воды и пузырьки газа. Если скорость восходящего потока нефти меньше скорости оседания капель воды, то водная фаза будет скапливаться в нижней части подъемника, приводя к увеличению плотности смеси.

Форма «ж». Дисперсионной средой является вода.

Капли нефти и пузырьки газа движутся раздельно.

Анализ приведенных форм движения флюидов показывает, что они не являются стабильно существующими как по длине подъемника, так и во времени. Действительно, форма «е» является граничной для формы «г». При определенных условиях движения форма «е» может перейти и в форму «ж». Форма «ж» является граничной для формы «д».

Рассмотренные формы движения смеси относятся к типу эмульсионных структур (пузырьково-капельных).

Такое многообразие форм движения флюидов на рассматриваемом интервале (от забоя до устья скважины) существенно осложняет математическое описание самого процесса движения

Для осуществления движения жидкости по вертик. трубе, необходимо создать перепад давления между входом подъемника и выходом. Он будет обусловлен:

· гидростат. давл. столба смеси

· давл. затрачиваемым на преодоление сил трения

· давл., затрач. на ускоренное движение жидкости и газа - инерционные потери (можно пренебречь)

13. Характеристика ГЖС подъемника и факторы, влияющие на ее вид

Характеристикой подъемника называют графическую зависимость дебита жидкости q в функции объемного расхода газа V, т.е. q = f(V).

Для постоянного диаметра подъемника (d = const) его характеристика определяется постоянным значением о (суммарный градиент потерь в подъемнике).

На рисунке 3 представлены характеристики подъемника постоянного диаметра для различных значений градиентов давлений.

Рисунок 5 - Характеристика подъемника при (d, о) = const

Анализ этих зависимостей показывает, что дебит жидкости для данного диаметра подъемника при постоянном расходе газа определяется только параметром о, к тому же при возрастании о растет и дебит.

Влияние диаметра подъемника на его характеристику для постоянного значения о проследим по рисунку 4: по мере увеличения диаметра подъемника область его работы (дебит жидкости и расход газа) также увеличивается.

Для реальных длинных подъемников форма характеристики подъемника не изменяется. Рассмотрим более подробно характеристику подъемника, представленную на рисунке 5.

На ней можно отметить четыре характерные точки -- 1,2,3 и 4.

Точка 1 называется точкой начала выброса. Количество газа V в данном случае является тем минимально необходимым объемным расходом, при котором уровень смеси поднимается до устья (от точки 0 до точки 1 происходит процесс насыщения жидкости свободным газом).

Точка 2 называется точкой оптимальной работы подъемника (q_опт). Для рассматриваемого подъемника (d, о = const) условия подъема жидкости в любой точке характеристики одинаковы, однако энергетические затраты существенно различны.

Минимальное значение затраченной мощности на единицу объемного расхода поднимаемой жидкости (W₁) окажется в точке, для которой удельный расход газа (G_o) также является минимальным, т.е.

(1)

Касательная из начала координат к характеристике подъемника дает точку 2, при этом:

(2)

т.е. в данной точке энергетические затраты на подъем единицы жидкости минимальны (КПД максимален), а режим работы подъемника в этой точке оптимальный.

Точка 3 -- максимальная точка -- указывает ту максимальную производительность q_max, которую возможно получить на данном подъемнике.

Точка 4 называется конечной точкой; область между точками 2 и 3 -- рациональной областью работы подъемника.

Работа на режиме q > 0 осуществляется между точками 1 и 4. Начиная от точки 1, рост объемного расхода газа V приводит к росту объемного расхода жидкости q, что связано со снижением плотности смеси с_см и незначительным увеличением потерь на трение. При этом градиент суммарных энергетических затрат о снижается. В данном случае снижение плотности смеси с_см при увеличении V оказывается преобладающим по сравнению с ростом потерь на трение. Это явление наблюдается до точки 3, в которой суммарный градиент потерь о невысок, а объемный расход жидкости максимален. Начиная от точки 3, увеличение объемного расхода газа V приводит к снижению объемного расхода жидкости q, что связано со значительным ростом потерь на скольжение и трение, причем незначительное снижение плотности смеси не компенсирует их роста. Суммарный градиент потерь возрастает, что ведет к снижению дебита жидкости

Основными осложняющими факторами при эксплуатации добывающих скважин являются:

-- обводненность продукции скважин;

-- высокая вязкость продукции (водонефтяных эмульсий или чистой нефти);

-- содержание в продукции значительного количества свободного газа;

-- значительная искривленность добывающих скважин;

-- поступление механических примесей из пласта;

-- отложение в добывающей системе солей, смол, парафинов и др.

14. Работы А.П. Крылова по изучению особенностей работы фонтанных скважин

В 1934 г. А.П. Крыловым были выполнены экспериментальные исследования движения воздухо-водяных смесей в вертикальных трубах на специальной установке, схема которой представлена на рис. 6.21.

Установка состоит из вертикальной трубы 1 диаметром d и дли-ной 18-20 м, воспроизводящей элементарный подъемник, систем подачи воды и воздуха, устройства 5 для изменения противодавления, отсекателей потока 2, приемной системы 9 и комплекса контрольно-измерительных приборов.

Эта установка позволяет:

1. изучать движение смесей различных свойств по трубам различного диаметра;

2. воспроизводить реальные подъемники значительной длины;

3. замерять фактическую плотность движущейся смеси;

4. осуществлять процесс движения газожидкостной смеси с постоянным расходом жидкости q и газа V независимо от противодавления Р2;

5. производить точные замеры давлений P1 и Р2, или ДР в процессе установившегося движения газожидкостной смеси между сечениями 1--1 и 2--2.

Воспроизведение реальных подъемников значительной длины осуществлялось с помощью регулировочного устройства 5: при изучении каждого последующего элементарного подъемника давление Р2 в нем устанавливалось равным давлению Р1 в предыдущем элементарном подъемнике.

Методически исследование проводилось следующим образом. Для экспериментальной трубы заданного диаметра d устанавливали определенный режим движения смеси: q = const и V = const. Расход воздуха от поршневого компрессора 7 замеряли измерителем расхода газа 8, а расход воды от поршневого насоса 9 -- объемным способом в емкости 11. При установившемся движении воздухо-водяной смеси давления P1 и Р2 (ДР) определяли манометром 3. Затем с помощью быстродействующих отсекателей потока 2 отсекался объем воздухо-водяной смеси. После разделения смеси lифференциальным манометром 4 измеряли перепад давлений столба жидкости и газа в статических условиях. Затем движение смеси возобновлялось (после открытия отсекателей 2), давление Р2 в сечении 2--2 с помощью устройства 5 устанавливалось равным давлению Р1 в предыдущем случае и цикл повторялся. Исследования проведены при четочной структуре.

Одной из основных задач при фонтанной эксплуатации скважин (как, впрочем, и для других способов эксплуатации) является задача расчета проектных дебитов скважины, соответствующих режимам максимальной и оптимальной подач подъемника, что предопределяет устойчивую работу системы (пласт+подъемник) и высокий КПД подъемника.

Как уже отмечалось, со временем дебит скважины может снижаться. Именно поэтому, проектируя фонтанную эксплуатацию, необходимо рассчитывать фонтанный подъемник для режима максимальной подачи в начальный период работы скважины и для режима оптимальной подачи -- в период фонтанирования, когда дебит скважины снижается.

Характеристические кривые подъемника строят:

-- при постоянных диаметре подъемника и обводненности добываемой продукции, но при переменном давлении на устье;

-- при постоянных давлении на устье и обводненности добываемой продукции, но при переменном диаметре подъемника;

-- при постоянных диаметре подъемника и устьевом давлении, но при переменной обводненности продукции

В этих случаях длина подъемника может приниматься как постоянной, так и переменной.

15. Особенности эксплуатации скважин фонтанным способом

Эксплуатация скважин осуществляется при различных технологических условиях. Нередко фонтанные скважины эксплуатируются при забойном давлении, большем давления насыщения. В этих случаях, а также при проектировании способов эксплуатации скважин необходимо рассчитывать минимальное забойное давление фонтанирования. Процесс фонтанирования за счет растворенного газа, выделяющегося из нефти, возможен только при определенном соотношении удельного объема свободного газа в подъемнике (названного эффективно действующим газовым фактором G_эф) и удельного объема газа, потребного для работы подъемника на оптимальном режиме R_опт, кот. записывается в следующем виде:

Если забойное давление р_з меньше давления насыщения р_н, условие фонтанирования будет следующее:

(5)

где Г - газовый фактор, м3/т;

б - коэффициент растворимости газа в нефти, Па^-1;

с₁(с)- плотность нефти (жидкости), кг/м³;

р_у - устьевое противодавление, Па:

В - процентное содержание воды в добываемой продукции;

L - длина колонны НКТ.

Колонну НКТ обычно спускают почти до верхних отверстий перфорации, поэтому давление у башмака равно забойному.

Если забойное давление р_з больше давления насыщения р_нас, условие фонтанирования будет следующее:

(6)

где L - длина подъемника, т.е. расстояние от устья до сечения, у которого давление равно давлению насыщения.

Пренебрегая трением в области однофазного потока, имеем:

(7)

Плотность жидкости в обводненных скважинах рассчитывается по формуле

(8)

где с_в - плотность воды.

При обводнении скважины условия фонтанирования ухудшаются. Процент обводненности, когда прекращается фонтанирование, определяют, решая уравнение (5) или (6) относительно В.

С уменьшением забойного давления также ухудшаются условия работы фонтанной скважины, поскольку увеличивается удельный расход газа. Забойное давление может достичь значения, когда потребный удельный расход газа превысит эффективный газовый фактор Г_эф и скважина прекратит фонтанирование.

Определим минимальное давление фонтанирования для условия р_з>р_н. По мере уменьшения забойного давления длина подъемника будет увеличиваться (7). Минимальному забойному давлению фонтанирования отвечает максимальная длина подъемника L, определяемая из (6) при решении его как равенства для условий конца фонтанирования. Эффективный газовый фактор тогда не зависит от величины забойного давления. Из (6) следует:

(9)

где(10)

Минимальное забойное давление фонтанирования определится равенством

(11)

Чем больше обводненность продукции, тем при более высоком забойном давлении прекратится фонтанирование.

Минимальное давление фонтанирования при условии р_з<р_н с рассчитывается из трансцендентного уравнения (5) относительно р_з

Освоение и пуск в работу фонтанной скважины осуществляется снижением давления на пласт путем:

· последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности (глинистый раствор вода а нефть);

· использования азота инертного или газа (вытеснением части жидкости из скважины, ее аэрацией);

· свабирования.

Одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий. Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

...