Ответы на контрольные вопросы по Разделу №1. Контрольные вопросы по Разделу 1 по дисциплине Скважинная добыча нефти
 Скачать 22.25 Kb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Институт дополнительного профессионального образования Программа профессиональной переподготовки «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Ответы на контрольные вопросы по Разделу № 1 по дисциплине «Скважинная добыча нефти» «ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН»
Уфа 2023 1. Чем отличается первичное и вторичное вскрытие пласта? Первичное вскрытие – это процесс углубления (бурение) забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Продуктивный пласт можно разбуривать либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепления скважины до его кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым (не обсаженным) стволом, фильтром или перфорированной колонной. Вторичное – это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т.е. эффективность последующей эксплуатации скважин, так как при вскрытии пласта промывочная жидкость попадает в призабойную зону и снижает проницаемость пород, что приводит к уменьшению дебита скважины. 2. Какие способы перфорации наиболее эффективны? Какие способы используются на вашем предприятии? Вторичное вскрытие продуктивного пласта производят перфораторами различных конструкций. Существует несколько типов перфораторов: пулевые, кумулятивные, торпедные и пескоструйные. При пулевой и торпедной перфорации образование отверстий в колонне и каналов в пласте происходит за счет энергии пуль и торпед, получающих ее при взрыве заряда, находящегося в специальных камерах. При кумулятивной перфорации отверстия в обсадной колонне образуются в результате прожигания металла направленной огненной струей. При этом происходит незначительное разрушение цементного камня за колонной. При пескоструйной перфорации образование перфорационных отверстий и каналов в пористой среде происходит за счет ударного воздействия движущейся с большой скоростью струи жидкости. Эффективность работы пескоструйного перфоратора повышается при добавлении в рабочую смесь небольшого количества полимера, в породе образуется каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно, так как все больше вытесняются кумулятивной перфорацией. Пескоструйная перфорация в отличие от кумулятивной или пулевой перфорации позволяет получить каналы с чистой поверхностью и сохранить проницаемость на обнаженной поверхности пласта. Громоздкость операции, задалживание мощных технических средств и большого числа обслуживающего персонала определяют довольно высокую стоимость этого способа перфорации и сдерживают ее широкое применение по сравнению с кумулятивной перфорацией. Показателями эффективности различных способов перфорации скважин являются надежность и пробивная способность, диаметр образующихся отверстий и глубина проникновения отверстий в пласт. 3. Способы освоения пластов? Наиболее эффективные … Все методы освоения скважин и вызова притока жидкости и газа из пласта в скважины основаны на двух принципах снижения противодавления на пласт. Принцип первый: снижение плотности жидкости в стволе скважины. Принцип второй: снижение уровня (столба жидкости) в скважине. Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси и пенных систем, откачка глубинными насосами. 1) Тартание – это извлечение жидкости желонкой, спускаемой на тонком тартальном канате (16 мм) с помощью лебедки. В этом случае снижение забойного давления достигается уменьшением высоты столба жидкости в скважине. Тартание – малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения. Однако, возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя, а также возможность контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества. 2) Поршневание (свабирование) – поршень или сваб спускается на канате в НКТ. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10–15 раз производительнее тартания. Устье скважины при поршневании так же, как при тартании, остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса. 3) Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при опущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Произведя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления. 4) Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наибольшее применение при освоении фонтанных, полуфонтанных и компрессорных скважин. В скважину опускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. 5) Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью. Плотность такой газированной жидкости зависит от соотношения расходов, накачиваемых газа к жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. 6) Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемым дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается и устанавливается приток жидкости из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки. 4) Какие способы улучшения продуктивной характеристики скважин Вы знаете? Опишите их. Химический метод - обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями. Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10-15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25-28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12-16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 °С и 2-3 ч при забойных температурах 100 -150 °С. |