1. Состав земной коры. Формы залегания осадочных пород. Давление и температура в недрах земной коры
 Скачать 0.75 Mb.
|
|
Продуктивность — это коэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии В практике пользуются также коэффициент удельной продуктивности, учитывающий дебит скважины, приходящийся на единицу мощности пласта (1 м). 20. Основные факторы, определяющие приток жидкости и газа к скважине. Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону. До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рпл - Рзаб). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении. Количество нефти, поступающей к забою скважины, зависит от проницаемости пород пласта, вязкости нефти и перепада давления или разности между пластовым и забойным давлениями (Рпл - Рзаб). Наиболее четко прослеживается зависимость, между количеством поступающей нефти (дебитом скважины) и перепадом давления. Эта зависимость при определенных пределах дебитов близка к линейной, т. е. с увеличением переиздана единицу давления получают примерно один и тот же прирост дебита скважины. Уравнение притока нефти в скважину при этом представляется в следующем виде:  где Q — дебит нефти, т/сут; К — коэффициент продуктивности, численно равный приращению дебита скважины на единицу снижения забойного давления (учитывается, что пластовое давление величина постоянная; рпл= const); рпл и р3аб — пластовое и забойное давление в любых единицах; в большинстве случаев давление измеряют в кгс/см2 (0,1 МПа). 21. Вторичные методы добычи нефти и газа, поддержание пластового давления. Механизированные способы добычи. Вторичные способы – это способы разработки, в которых извлечение нефти из пласта происходит с использованием поддержания внутрипластовой энергии за счет закачки воды или газа (в газовую шапку). Другими словами, вторичные способы основаны на искусственном поддержании пластового давления. По сути, есть только два метода, которые относятся к вторичным: Поддержание пластового давления закачкой воды. В этом случае реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи. Поддержание пластового давления закачкой газа в газовую шапку (для залежей с наличием газовой шапки). В этом случае реализуется газонапорный режим. Вторичные способы разработки нефтяных месторождений – наиболее распространенные. Наиболее благоприятными объектами для применения вторичных методов добычи нефти являются залежи, характеризующиеся минимальной нефтеотдачей в процессе первичной стадии их разработки, т.е. такие, при эксплуатации которых использовалась преимущественно энергия растворенного в нефти газа. Механизированная добыча нефти — процесс разработки месторождения в условиях низкого межпластового давления, не способствующего отбору сырья естественным путем. К достоинствам механизированных методов относят увеличение выработки пласта, достигающегося снижением критического уровня забойного давления. 22. Эксплуатация скважин газлифтным способом. Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным. Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: 1) для подачи газа; 2) для подъема на поверхность жидкости.. В зависимости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, их взаимного расположения и направления движения газа и газонефтяной смеси применяют газовые подъемники (газлифты) различных типов и систем. Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом. Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, которые применяют при фонтанной эксплуатации. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом. По числу спускаемых труб подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению нагнетания рабочего агента различают кольцевую и центральную системы. Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб наружного ряда и подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Максимальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Если на каком-либо месторождении или вблизи него имеются газовые пласты с высоким пластовыми давлением, энергию этого газа можно использовать для подъема жидкости в нефтяных скважинах. Такой способ добычи нефти называется бескомпрессорным газлифтом. Бескомпрессорная газлифтная установка, в целом отличается от компрессорной отсутствием компрессорной станции (со всеми узлами и агрегатами), наличием источника природного газа высокого давления и отсутствием тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях. 23. Эксплуатация скважин штанговыми насосами Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 10.1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы. Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).  Рис.10.1. Общая схема штанговой насосной установки В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4. Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть. 24. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений на море. Морские нефтяные и газовые месторождения разрабатываются с эксплуатационных платформ, конструкция и оснащенность которых все более усложняются по мере освоения глубоководных залежей. На средних глубинах моря ( до 250 м) при эксплуатации нефтяных залежей небольших размеров более предпочтительной может оказаться подводная система добычи нефти с придонным размещением устьевого оборудования. Особенность разработки морских нефтяных и газовых месторождений состоит в том, что в проектах с целью снижения затрат на дорогостоящие гидротехнические сооружения предусматривают разработку месторождения, включая бурение скважин, добычу и подготовку нефти с кустовых стационарных платформ. При этом часть эксплуатационного оборудования размещают на буровой стационарной платформе, а вторую часть, которая на первом этапе эксплуатации месторождения не применяется, размещают на отдельной стационарной платформе. Эффективность разработки морских нефтяных и газовых месторождений повышается за счет одновременного бурения скважин и добычи нефти и газа с пробуренных скважин на этой платформе. Для обеспечения одновременного проведения этих работ наряду с конструктивными особенностями платформы ( наличием многоэтажных палуб) устанавливают определенную последовательность работ при бурении скважин. В частности, сначала спускают все направления на платформе, а затем делят скважины куста на мелкие группы и спускают кондукторы в одной группе, после чего поочередно бурят каждую скважину этой группы. Затем переходят к бурению следующей группы, а из законченных скважин добывают нефть. Иногда разбуривают группу скважин, буровую установку передвигают на другой конец платформы и из законченных скважин добывают нефть. При бурении вблизи добывающих скважин добычу из последних временно приостанавливают для обеспечения безопасности бурения 25. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скзажинами, которые эксплуатируются фонтанным или компрессорным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой арматуры. При эксплуатации газовых скважин обычно применяют арматуры крестового типа, наиболее удобные для монтажа и обслуживания. Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через подъемные трубы, но при значительных дебитах и отсутствии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов скважины во многих случаях одновременно эксплуатируются через подъемные трубы и затрубное пространство. Промышленный дебит газовой скважины приходится ограничивать, так как при чрезмерном отборе газа могут происходить следующие осложнения: 1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок; 2) обводнение скважины краевой или подошвенной водой; 3) вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и закупорка ее; 4) чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования; гидратообразование; 5) значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления; 6)неудовлетворительное состояние скважины (некачественное цементирование, негерметичность, обводнение чужеродной водой). На основании результатов исследования подбирается и регулируется дебит всех эксплуатационных газовых скважин. При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) при взаимодействии с водой способны образовывать твердые кристаллические вещества, называемые гидратами. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Борьба с гидратами ведется в двух направлениях: а) предупреждение образования гидратов; б) ликвидация образовавшихся гидратов. Для предотвращения образования гидратов в скважинах применяют следующие методы: а) устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины; б) непрерывно или периодически нагнетают на забой скважины антигидратные ингибиторы; в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъемные) трубы; г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость; д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине. 26. Коэффициент сверхжимаемости газа. Коэффициент сверхсжимаемости газов – это отношение объема υ при заданных значениях Р и Т к объему этого газа, определенному при идентичных Р и Т по законам идеального газа υид. Коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение объема реального газа от объема “идеального”. Формула, связывающая основные параметры газа – объем, давление и температуру, называется уравнением состояния газа. Уравнение состояния идеального газа получено из условия отсутствия межмолекулярных взаимодействий и без учета объема самих молекул и имеет вид υид=nRT/P (2.19) где n – число молей газа; R – универсальная газовая постоянная; Т и Р – температура и давление газа. Уравнение состояния реального газа может быть представлено в виде: υ=nZRT/P (2.20) Универсальная газовая постоянная R выражает работу одного моля газа при повышении его температуры на один градус и в системе СИ имеет размерность Дж/кмоль·град. Коэффициент сверхсжимаемости газа Z зависит от состава газа, давления и температуры. 27. Гидроразрыв пласта. Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления. Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров. Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Дебиты скважин после гидроразрыва пласта (ГРП) часто увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продав-ливания песка в трещины. Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные растворы. Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии Технология осуществления ГРП при добыче нефти включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии, как правило в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент — проппант, в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. Однако и в карбонатных коллекторах может быть использован проппант. 28. Кислотные обработки. Очистка ПЗП от асфальтосмолистых веществ. Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производительности скважин. Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты. При солянокислотной обработке кислота растворяет карбонатные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой. Так как соляная кислота разъедает металл, для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл. В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном поверхностно-активные (ПАВ): уникод, катапин, формалин и др. В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смо-листых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью, или производят термокислотную обработку. Термокислотная обработка — процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка. |