К-Р по Основам нефтегазового дела. Контрольная работа по дисциплине основы нефтегазопромыслового дела

• Название: Контрольная работа по дисциплине основы нефтегазопромыслового дела
• Анкор: К-Р по Основам нефтегазового дела.doc
• Дата: 06.04.2018
• Размер: 379.5 Kb.
• Имя файла: К-Р по Основам нефтегазового дела.doc
• Тип: Контрольная работа; #17717
• страница: 3 из 5

Плотность сетки скважин.

Площадь залежи разбуривается однородной геометрической сет­кой скважин (в большинстве случаев треугольной) или рядами сква­жин, располагаемыми параллельно контуру нефтеносности. Одно­родная геометрическая сетка скважин применяется на нефтяных залежах, работающих на режиме истощения пластовой энергии или с неподвижным постоянным контуром нефтеносности (режим растворенного газа, массивные «водоплавающие» залежи с напором подошвенных вод), а также на залежах небольшого размера.

При такой сетке скважины размещают по углам равносторонних треугольников, на которые разбивается площадь залежи. Длина стороны треугольника, или расстояние между соседними скважинами, выбирается в зависимости от геолого-физической характеристики залежи. В залежах, сложенных малопроницаемыми породами или содержащих высоковязкую нефть, расстояния между скважинами обычно принимаются меньшими, чем в залежах с высокопроницае­мыми породами или содержащих маловязкую нефть.

Площадь дренирования, охватываемая каждой скважиной при равномерной треугольной сетке, представляет собой окружность с радиусом, равным половине расстояния между скважинами.

Эта площадь равна: S = 0,785а², где а — расстояние между скважинами.

При частой сетке, т. е. при малом расстоянии между скважи­нами, область дренирования отдельной скважины может наклады­ваться на области дренирования соседних скважин. Применение такой частой сетки размещения скважин нерационально, так как на площади пробуриваются лишние скважины; запас нефти, име­ющийся в залежи, может быть отобран и без этих скважин.

Излишне разреженная сетка размещения скважин также может оказаться нерациональной, так как область дренирования каждой скважины ограничена и в периферийных зонах этих областей будут целики с большими запасами нефти; конечная нефтеотдача залежи будет низкой.

До 1950 г. обычно все залежи в СССР разбуривались по сплош­ной сетке. В настоящее время сплошной сеткой разбуривают рифогенные залежи и залежи небольших размеров. Крупные залежи, которые разрабатываются с поддержанием давления путем завод­нения, разбуриваются, как правило, батареями скважин.

При разбуривании по сплошной сетке площадь нефтяной залежи независимо от ее размеров покрывается скважинами, расположен­ными на одинаковых расстояниях одна от другой.

Система разбуривания по сплошной сетке характеризуется сле­дующими основными элементами:

1. 
   формой сетки скважин;
   
2. 
   расстоянием между скважинами;
   
3. 
   порядком ввода скважин в эксплуатацию.
   

Существуют только две геометрические сетки, по которым можно равномерно расположить скважины по пласту: квадратная и тре­угольная.

В нашей стране принята треугольная сетка, потому что в этом случае пласт дренируется равномернее и коэффициент извлечения нефти из пласта в условиях разработки при режиме растворенного газа выше, чем при квадратной сетке.

Расстояния между скважинами изменяют в пределах 110—400 га. Расстояния между мелкими скважинами обычно принимают рав­ными 110—120 га, а между глубокими 150—400 га.

Соотношение между нагнетательными и добывающими скважинами.

Для одновременного эффективного воздействия заводнения на все скважины, размещенные на залежи, необходимо условие, чтобы на полосе между нагнетательными рядами скважин было расположено три (не более пяти) эксплуатационных батарей скважин. При боль­шем числе эксплуатационных рядов скважин (семь — девять) цен­тральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания в силу интерференции их скважинами крайних рядов.
17. Стадии разработки месторождения. Контроль и регулирование процесса разработки.
Процесс разработки месторождения условно делится на четыре этапа.

Для управления процессом разработки нефтяной залежи и регу­лирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за работой каждой скважины и залежи в целом. Такой контроль заключается в наблюдении за дебитами нефти, газа и воды по каждой скважине и за распределением пласто­вого давления по всей залежи и по отдельным ее зонам.

Положение водонефтяного контакта определяется по содержанию воды в продукции скважин.

Для постоянного наблюдения за подъемом зеркала воды в про­межуточной водонефтяной зоне залежи служат специальные кон­трольные или наблюдательные скважины. Обычно для этой цели используют обводнившиеся нефтяные скважины или ранее пробурен­ные разведочные скважины.

Пластовое давление в действующих скважинах измеряют глубин­ными манометрами. Чтобы получить ясную картину о величине пластового давления в разных частях нефтяной залежи, замеряют пластовое давление в возможно большем числе скважин. По полученным данным строят карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями). Для этого на плане размещения скважин точки (скважины) с одинаковыми давлениями соединяют линиями. При правильной разработке пласта давление в пласте равномерно уменьшается от максимальной величины в законтурной зоне (или на линии нагнетательных скважин) при водонапорном режиме работы пласта до минимальной в центральных областях. Карта изо­бар в этом случае будет представлена группой замкнутых концентри­ческих кривых, тождественных по своей конфигурации контуру питания. В большинстве случаев это — линия размещения нагнета­тельных скважин или линия водонефтяного контакта.

Чтобы проследить изме­нение пластового давления во времени карты изобар для данной площади строят периодически. Изучение и анализ этих карт позволяют определять темпы падения пластового давления по отдельным участкам площади, находить причины резких снижений давления по этим участкам и осуществлять мероприятия по выравниванию давления.
18. Технологические режимы работы нефтедобывающих и нагнетательных скважин.
После пуска скважины в эксплуатацию необходимо ее тщательно исследовать эхометрированием и динамометрированием. Эти иссле­дования помогут уточнить правильность выбора насосного оборудо­вания; на их основе устанавливают наивыгоднейший режим работы скважины.

Установленный на основании исследования режим работы сква­жины необходимо систематически проверять повторными исследо­ваниями и замерами динамического уровня. По положению динами­ческого уровня в затрубном пространстве при работе глубинного насоса можно судить о состоянии работы как насосного оборудова­ния, так и самой скважины. Если динамический уровень находится на значительной высоте от приема насоса, а коэффициент подачи достаточно высок, это означает, что темп откачки жидкости ниже возможной добычи из скважины; в этом случае надо увеличивать темп откачки или заменить оборудование более мощным (увеличить диаметр насоса, установить станок-качалку с длинным ходом плун­жера и большей грузоподъемности и т. п.). Если при тех же усло­виях коэффициент подачи незначительный, следовательно, не в по­рядке насос или насосные трубы; надо выяснить причину низкой производительности подземного оборудования и устранить ее. Если динамический уровень находится у приема насоса, а коэффициент подачи небольшой, это означает, что производительность насосной установки выше возможной добычи из скважины; надо увеличить погружение насоса или заменить насос другим, меньшего диаметра.

На основании результатов исследований работы залежи в целом и каждой скважины в отдельности устанавливают техноло­гический режим эксплуатации скважин. Технологические режимы работы скважин должны обеспечить получение максимально возможного дебита их при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора жидкости условия работы залежи и скважин меняются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 3 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивой работе скважин этот период может быть увеличен до года и более.

Максимально допустимые отборы жидкости из скважин определяют по результатам испытаний этих скважин и опытной эксплуатации с учетом геологопромысловых особенностей залежи.

Рабочие дебиты скважин устанавливаются и уточняются по дан­ным эксплуатации и последующих испытаний скважин.

После проведения каких-либо мероприятий, вызывающих изме­нение продуктивности скважины (работы по интенсификации, кото­рые нами рассматриваются ниже, ремонтно-изоляционные работы и т. д.), технологический режим и максимально возможные рабочие дебиты должны устанавливаться вновь.

Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной вели­чине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнета­тельной скважины определяется коэффициентом приемистости, так жекак производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеюще­гося насосного оборудования.

Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти опре­деляется делением заданного объема закачки воды в сутки на погло­тительную способность одной скважины.
19. Основные осложнения возникающие при добыче нефти.
Фонтанные скважины.

а) запарафинивание подъемных труб;

Против запарафинивания подъемных труб применяют несколько способов. Прежде всего это меры режимного характера: уменьше­ние пульсаций и периодичности фонтанирования, регулирование газового фактора с целью его максимального снижения. Если эти меры результата не дают, необходима очистка подъемных труб от парафина. Методы очистки применяют трех видов: механические, тепловые, химические.

б) образование песчаной пробки;

При образовании в подъемных трубах песчаной пробки следует немедленно принять меры к тому, чтобы не допустить полной оста­новки скважины и возобновить ее нормальную работу. Для этого дают скважине поработать при увеличенном диаметре штуцера или без штуцера, чтобы увеличившаяся скорость струи могла вынести из труб весь песок, или подкачивают в затрубное пространство нефть или газ.

в) разъедание штуцера;

Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита скважины указывает на разъедание штуцера песком; в этом случае надо перевести фонтанную струю на другой выкид и тут же сменить штуцер.

г) забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии;

Если давление на буфере и в затрубном пространстве увеличи­вается при резком снижении дебита, это значит, что засорились штуцер или выкидная линия; тогда надо перевести фонтанную струю на запасной выкид и проверить штуцер и выкид

д) появление воды в скважине.

Значительное снижение давления в затрубном пространстве сви­детельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды; последнее обнаруживается взятием пробы из струи» При появлении воды необходимо увеличить давление на забой, уменьшив диаметр штуцера. Для устранения забойной пробки дают скважине порабо­тать без штуцера или подкачивают в затрубное пространство нефть
Компрессорная эксплуатация скважин.

а) образование песчаных пробок;

Меры против поступления песка в скважину носят режимный характер и сводятся к ограничению депрессии, т. е. к ограничению отбора жидкости. Величину отбора жидкости из компрессорных скважин регулируют путем изменения количества нагнетаемого рабочего агента, глубины погружения подъемных труб или их диаметра. Для предотвращения оседа­ния песка в периоды наибольшего поступления его из пласта, не прерывая эксплуатации, в затрубное пространство небольшими порциями подкачивают передвижным насосом нефть.

б) отложение парафина и солей в подъемных трубах;

Предотвращение отложений парафина в подъемных трубах. Мероприятия, предотвращающие отложение парафина в подъемных трубах при компрессорной эксплуатации скважин, и способы очистки труб от парафина аналогичны применяемым при фонтанной эксплуатации.

Предотвращение отложения солей в подъемных трубах. При экс­плуатации сильно обводненных скважин компрессорным способом в подъемных трубах, а также в арматуре отлагаются соли, что нару­шает нормальную работу скважин. С целью предотвращения отло­жения солей в скважину вместе с рабочим агентом вводят специаль­ный реагент — гексаметафосфат натрия, который в виде раствора подают в скважину дозировочным насосом. Для этого выкид насоса подключают к воздухопроводу, идущему к скважине. Покрытые солью трубы после подъема из скважины очищают на спе­циальном станке. Также для предотвращения образования отложений солей применяют обработку обводненной нефти магнитным полем. Происходит быстрое выращивание кристаллов солей, которые в виде аморфного шлака выносятся вместе с потоком жидкости на поверхность.

в) образование железистых сальников в кольцевом пространстве двухрядного подъемника, препятствующих поступлению рабочего агента в скважину;

Обра­зование окалины вызывается коррозией, происходящей под воздей­ствием на материал труб влаги, которая содержится в сжатом воздухе. Это приводит к повышению рабочего давления воздуха, уменьшению расхода его и снижению дебита скважины вплоть до пол­ного прекращения поступления рабочего агента в скважину и подачи жидкости. Наиболее эффективным способом предотвра­щения образования окалины является заме­на сжатого воздуха газом.

Для освобождения прихваченных окалиной труб широко пользуются методом прокачки в кольцевое пространство подогретой нефти, которая размягчает окалину, и трубы удается легко поднять для очистки на поверхности. Если этим методом не удается очистить трубы от металлического саль­ника, проводят подземный ремонт в скважине.

г) возникновение ледяных пробок в воздухогазопроводах.

Профилактическим мероприятием является обезво­живание сжатого воздуха. Для этого сжа­тый воздух осушают в холодильниках и влагоотделителях, сооруженных на компрес­сорных станциях, и осушенный воздух по­дают к скважинам.
Насосная эксплуатация скважин.

а) утечки жидкости через плохо пригнанные плунжеры и клапаны ШНУ;

В зависимости от температуры в скважине и температуры отка­чиваемой жидкости металлические части насоса изменяются в объеме. При высокой температуре стальной плунжер расширяется больше, чем чугунные втулки рабочего цилиндра (коэффициенты температур­ного расширения стали и чугуна разные). Поэтому при откачке холодной нефти можно допустить тугую пригонку, а при откачке горячей нефти надо применять слабо пригнанные плунжеры.

Степень пригонки зависит также от качества откачиваемой нефти. Масляные нефти содержат достаточное количество смазывающих веществ, которые уменьшают трение между плунжером и рабочей поверхностью. Следовательно, при откачке масляных нефтей допускается применение насосов с тугой пригонкой плунжера.

При откачке нефтей, в которых содержится большое количество бензина, смазка легко вымывается из зазора и трение между поверх­ностями плунжера и цилиндра значительно увеличивается. Это может привести к заклиниванию плунжера в цилиндре. Поэтому для от­качки легких бензинистых нефтей нужно применять насосы с более свободной пригонкой, а лучше с плунжерами, на поверхности кото­рых нарезаны канавки. Кольцеобразные канавки на плунжерах создают уплотнение так называемого лабиринтного типа, что умень­шает утечку жидкости при работе и, следовательно, обеспечивает высокий коэффициент подачи насоса.

Местом утечек жидкости в насосе являются также клапаны. Они тоже должны быть герметичными; шарик должен быть тщательно притерт к седлу.

б) износ деталей насоса под действием песка, соленых вод и сернистых газов;

Для борьбы с вредным влиянием песка следует применять описан­ные выше насосы специальных конструкций (с канавчатыми плун­жерами, с плунжером «пескобрей»); на приеме глубинных насосов устанавливают также фильтры или песочные якори, отделяющие лишь частично песок от жидкости, поступающей в насос, и проводят другие мероприятия, которые рассматриваются ниже.

При содержании в скважине соленых вод или сернистых газов детали насосов также быстро разрушаются. Особенно быстрому разъеданию подвергаются клапаны насосов. Шарик и гнездо клапана нередко выходят из строя в течение нескольких дней, а иногда и через несколько часов работы. Сработанные клапаны заменяют новыми. С целью борьбы с разъедающим действием соленых вод и сернистых газов применяют шарики и седла клапанов из специальной стали

в) присутствие газа;

Газ, поступающий в насос вместе с нефтью как в свободном состоянии, так и растворенный в ней, отрицательно влияет на степень заполнения насоса, а следовательно, на его произ­водительность. Влияние газа на степень заполнения насоса будет тем больше, чем больше пространство менаду нагнетательным клапаном плунжера в его крайнем нижнем положении и всасыва­ющим клапаном.

Уменьшение величины вредного пространства достигнуто в на­сосах НГН2 и НГВ1 установкой нагнетательного клапана в нижней части плунжера.

г) влияние упругих деформаций насосных штанг и труб;

Для уменьшения отрицательного влияния упругих деформаций насосных штанг и труб на производительность насоса нужно, чтобы глубинный насос работал при наибольшей длине хода сальникового пока и соответственно плунжера.

д) отложение парафина;

Влияние парафина. При откачке парафинистой нефти парафин отлагается на штангах и стенках насосных труб, уменьшая в них проход для жидкости. При значительных отложениях парафина на штангах и в трубах увеличиваются нагрузки на насосные штанги, отчего они нередко обрываются. Парафин отлагается также в газо­вых и песочных якорях, в проходах насосов и особенно в клапанах, нарушая плотное прилегание шарика к седлу, что также снижает производительность насоса. Причиной выпадения парафина из нефти является охлаждающее действие газа, расширяющегося внутри насоса и в газопесочных якорях. Отложение парафина наблюдается часто в скважинах, имеющих высокий газовый фактор.

е) негерметичность труб;

Вследствие небрежного свинчивания подъемных труб, загрязнения резьб, дефектов в резьбах труб или люфт, а также при трещинах в трубах происходят утечки жидкости обратно в скважину. Пропуск жидкости в муфтовых соединениях или в теле труб может привести и к полному прекращению подачи жидкости насосом на поверхность. Поэтому при спуске труб в сква­жину надо внимательно проверять состояние резьб, очищать их от грязи и смазывать, следить за качеством свинчивания труб, а также тщательно осматривать каждую трубу.

ж) кривизна скважины;

При эксплуатации глубинными насосами искривленных скважин происходит трение муфт штанг о стенки насосных труб, вследствие чего образуются металлические стружки, которые, попадая в зазор между плунжером и цилиндром, также являются причиной заедания плунжеров.

В искривленных скважинах (наклонно пробуренных) муфты штанг иногда истираются в течение нескольких дней, что приводит к обрыву штанг, остановке скважин на ремонт и потере в добыче нефти; в искривленных скважинах насосные трубы могут истираться штанговыми муфтами, что вызывает утечки жидкости. Для пред­отвращения истирания насосных труб и штанговых муфт применяют специальные муфты.
20. Основные осложнения возникающие при добыче природного газа.
Природный газ газовых месторождений в пластовых условиях насыщен парами воды. Содержание водяных паров в газе зависит от состава газа, давления и температуры. При наличии влаги в газе в определенных условиях могут образоваться гидраты. Гидраты природных газов представляют собой белые кристаллические веще­ства, похожие на лед или плотный снег. Образование гидратов часто затрудняет эксплуатацию газовых скважин, так как гидраты заку­поривают устьевое оборудование и наземные сооружения. Основными факторами образования гидратов являются давление и температура: чем выше давление и чем ниже температура, тем больше создается условий для образования гидратов. Имеет значение и состав газа: чем больше тяжелых углеводородов содержит газ, тем ниже давление, при котором могут образоваться гидраты.

В промысловых условиях гидраты образуются в стволе скважин, в фонтанной арматуре и обвязке, в выкидных линиях (шлейфах), в обвязке газосборных пунктов, в газосборных коллекторах.

Гидраты, откладываясь внутри трубопроводов, в запорной и ре­гулирующей аппаратуре и т. д. уменьшают проходные сечения вплоть до полной закупорки, что приводит к нарушению режима работы скважины и транспорта газа, а нередко к выходу из эксплуа­тации скважин и отдельных участков газосборной системы.

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:

а) предупре­ждение образования гидратов;

б) ликвидация образовавшихся гид­ратов.

Образование гидратов в скважинах предотвращают следующими методами:

а) установлением соответствующего технологического режима работы скважины;

б) непрерывной или периодической подачей на забой скважины антигидратных ингибиторов;

в) применением футерованных насосно-компрессорных (подъем­ных) труб;

г) систематическим удалением с забоя скапливающейся жидкости;

д) путем устранения причин, вызывающих пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений: а) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород; б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с после­дующей продувкой в атмосферу.

Предупреждение образования гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа осуществляется в зависимости от конкретных условий следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:

а) обогревом отдельных узлов и участков;

б) вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);

в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

г) систематическим удалением жидкости скапливающейся в пони­женных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных па­трубков;

д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т.п., в местах скопления которых происходит кристаллизация при обра­зовании гидратов.
21. Геолого-промысловые исследования скважин в процессе эксплуатации.

Дебит скважины — количество извлеченной из скважины жидкости или газа в единицу времени.

Дебит скважины может измеряться как в объемных, так и в весо­вых единицах.

Дебит нефтяной скважины по жидкости (нефть, нефть + вода) на промыслах обычно измеряется в весовых единицах — в т/сутки.

При исследовании скважин иногда необходимо измерять дебит в объемных единицах — в м³/сутки, см^ъ1сек.

Для определения дебита скважины по нефти в объемных едини­цах при известном дебите в т/сутки пользуются следующими зависи­мостями:

для определения дебита в м³/сутки

Q об= 1000 Qвес/ p (куб.м/ сутки)

где: р - плотность нефти в кг/м³.

Дебит газовой скважины определяют в объемных единицах {м³/ сутки, м³/ч), приведенных к нормальным условиям, т. е. при р = 0,1 Мн1кв.м, t= 20° С.

Обводненность продукции скважины - про­центное содержание воды в общем количестве жидкости, извлечен­ной из скважины

C= (Qв / Qн + Qв)*100%

где: С - обводненность нефти в %; Q_B- количество извлеченной воды; Q_н- количество извлеченной нефти.

Газовый фактор — количество извлеченного из сква­жины попутного газа, приведенного к нормальным условиям, приходящегося на 1 m извлеченной нефти

Г = V / Qн [м³/т].

Пластовое давление — давление, под которым нахо­дятся жидкости и газ в нефтяных и газовых залежах. Пластовое давление измеряется глубинными манометрами, спускаемыми в неф­тяные и газовые скважины после их остановки. Среднее пластовое давление в целом по пласту или по его отдельным зонам опреде­ляется как среднеарифметическое давление по всем скважинам дан­ного пласта.

Забойное давление — давление на забое скважины во время ее работы.

Давление на контуре питания — пластовое да­вление в законтурной зоне пласта или на линии нагнетательных скважин при законтурном и внутриконтурном заводнении пластов.

Депрессия давления — разница между пластовым и забойным давлением.

Градиент давления — изменение давления в пласте, отнесенное к единице длины пути.

Давление насыщения нефти газом — давление, при котором весь наличный в залежи газ растворен в нефти.

Устьевое давление — давление, фиксируемое манометром в подъемных трубах на устье скважины.

Затрубное давление — давление в кольцевом про­странстве между подъемными трубами и эксплуатационной колон­ной, замеряемое на устье скважины.


[н/м²
Статический уровень — уровень жидкости в сква­жине, устанавливающийся после ее остановки. Глубина статического уровня от устья скважины замеряется специальными приборами. Давление столба жидкости высотой от статического уровня до забоя скважины равно пластовому давлению в зоне данной скважины

p пл =Hρg (н/кв.м)

При известной глубине скважины и замеренном расстоянии от устья до статического уровня высота столба жидкости в скважине определяется из выражения

H_CT = H—h [м],

где Н — глубина скважины в м; h— расстояние от устья до стати­ческого уровня в м.

Динамический уровень — уровень жидкости, уста­навливающийся в межтрубном пространстве скважины (между колон­ной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной) в процессе ее эксплуатации.

В неработающей скважине уровень жидкости как в подъемных трубах, так и в затрубном пространстве устанавливается на одной и той же отметке (статический уровень).

В процессе эксплуатации скважины подъемные трубы заполнены жидкостью, а в затрубном пространстве уровень жидкости устана­вливается на отметке ниже статического уровня. Этот новый уровень и называется динамическим. Высота его от забоя скважины опре­деляет величину забойного давления, т. е.

Рзаб = Hдин ρg [н/м²],

где Hдин — расстояние от забоя до динамического уровня в м.

В фонтанирующих скважинах пластовое и забойное давление всегда выше давления столба жидкости и газа, заполняющих сква­жину, поэтому ни статического, ни динамического уровней жидко­сти в этих скважинах нет. Непосредственное измерение уровней возможно лишь в скважинах с насосной эксплуатацией.
22. Понятие о гидродинамических методах исследованиях скважин, получаемые параметры.
Насосные скважины так же, как фонтанные и компрессорные, исследуют методом пробных откачек или методом установившихся отборов. Для этого строят графики зависимости дебита скважины от депрессии, забойного давления или динамического уровня жидко­сти в скважине. По полученным точкам строят индикаторную линию работы скважины, на основании которой устанавливают режим эксплуатации. Чем больше будет сделано замеров на разных режи­мах работы скважины, тем полнее исследование. Отбор жидкости при исследовании скважины регулируют изменением длины хода сальникового штока или числа качаний балансира станка-качалки, или же того и другого вместе. Иногда для изменения режима откачки изменяют диаметр насоса или глубину погружения его под уровень.

Перед исследованиями забой скважины должен быть очищен от пробки.

В процессе исследования скважины при каждом изменении того или другого параметра работы насосной установки замеряют добычу жидкости и газа и определяют процентное содержание воды, а также процентное (или весовое) содержание песка в откачиваемой жидкости. При каждом новом режиме откачки следует делать не менее трех замеров жидкости и динамического уровня.

Каждой величине отбора жидкости из данной скважины соответ­ствует определенное забойное давление или динамический уровень или, наоборот, каждому значению забойного давления в данной скважине соответствует определенная величина притока жидкости из пласта. Забойное давление замеряют спускаемым в скважину глубинным регистрирующим манометром или определяют на осно­вании замера динамического уровня при помощи эхолота. Глубинный манометр спускают в скважину вместе с глубинным насосом.

Для исследования насосных скважин пользуются глубинными самопишущими геликсными манометрами МГЛ-5. Отличительной особенностью манометра МГЛ-5 является возможность длительной (до 10 суток) работы в скважине при снятии записи давления. Мано­метр укрепляют на трубах под приемом насоса и спускают в сква­жину до фильтра. В процессе работы насосной установки при раз­личных параметрах манометр непрерывно записывает на специаль­ной бумаге величину давления. После окончания исследований во избежание излишнего подъема и спуска насосных труб манометр оставляют в скважине до очередного ремонта его. Таким образом, исследование насосной скважины с непосредственным замером забойного давления глубинным манометром связано с остановками скважин и с потерей добычи нефти. Поэтому такие исследования насосных скважин проводят в исключительных случаях: при необ­ходимости определения пластового давления в различных частях залежи для построения карт равных давлений (карт изобар) или для проверки данных, полученных при исследовании скважин другими методами.

В большинстве случаев при исследовании насосных скважин находят зависимость «дебит — динамический уровень». Забойное давление при этом определяют косвенным путем: замеряют высоту столба жидкости до динамического уровня, определяют приблизи­тельную плотность газированной жидкости, заполняющей скважину, и по этим величинам находят забойное давление.

При нахождении зависимости «дебит — динамический уровень» требуется замерять динамические уровни в процессе работы сква­жины. Динамический уровень иногда замеряют маленькой желон­кой, спускаемой на стальной проволоке в затрубное пространство при помощи аппарата Яковлева, для чего в планшайбе делается отверстие диаметром 40—50 мм, через которое и пропускают желонку. Однако такие замеры допускаются только для скважин с высоким уровнем (400—500 м от устья) и при большом зазоре между эксплуа­тационной колонной и насосными трубами; при малом диаметре эксплуатационной колонны такой замер невозможен, так как в за­трубное пространство подобных скважин желонка не проходит.

Вообще этот способ замера динамического уровня нерационален, так как проволока часто закручивается за насосные трубы и обры­вается, к тому же на замер уровня в затрубном пространстве желон­кой затрачивается значительное время.

Широкое распространение получили различные эхометрические установки для измерения динамического уровня, основанные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости в затруб­ном пространстве скважин. Если у устья скважины создать выстре­лом или воздушной хлопушкой звуковую волну, то эта волна, распространяясь по стволу скважины, дойдет до уровня жидкости, отразится от него и в виде эха снова возвратится к устью скважины. Момент возбуждения и возвращения звуковой волны отмечается пером прибора на ленте, движущейся с постоянной скоростью. Умножив время, прошедшее от момента возбуждения до возвраще­ния волны, на скорость звука, получают расстояние, которое прошла звуковая волна, равное удвоенной глубине до уровня, т. е.

S = ν t, где S— путь, проходимый звуком, в м; S =2h (h— глубина до уровня); v— скорость звука в м/сек; t— время прохождения звуко­вой волны от устья до уровня и обратно в сек.

Из элементарной физики известно, что звуковые волны распро­страняются в различных газах со скоростью 250—400 м/сек в зави­симости от природы газа, его плотности и температуры.

Приборы для определения уровней в скважинах, построенные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости, называются эхолотами или эхометрами.
23. Увеличение производительности добывающей скважины.
Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотитель­ная способность нагнетательных зависят главным образом от про­ницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изме­няться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскры­вают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухуд­шается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязня­ются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к за­купорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами-

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различ­ными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удале­ния парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон сква­жин можно условно разделить на химические, механические, тепло­вые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин опре­деляется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных поро­дах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещино­ватости.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со сте­нок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначаются для удаления из призабой­ной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.