вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки

• Название: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
• Анкор: вопросы гос
• Дата: 27.01.2023
• Размер: 1.89 Mb.
• Имя файла: GOS_2021_voprosy.docx
• Тип: Документы; #908188
• страница: 9 из 27

Первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта

Первичным вскрытием называется разбуривание продуктивного пласта, а к вторичной работе относится перфорация. Первичное вскрытие считается первой частью работ по завершению, и они проводятся в самом пласте. Качество действий определяет степень загрязненности раствора и самого пласта, что напрямую отражается на проницаемости, поэтому крайне важно подобрать правильную технологию для конкретных условий.

После первичного вскрытия в ствол опускаются трубы НКТ, после чего делается цементирование: это также перекрывает пласт с высоким нефтесодержанием, что вынуждает повторно в скрывать его. Эти работы, известные как вторичное вскрытие, делаются при помощи перфорирования: это процедура создания специальных отверстий в колонне, цементной основе и пластовой породе, чтобы усилить гидродинамические связующие цепи между стволом и породой. Сегодня перфорирование делается разными методами; применяются устройства механического типа и взрывные виды.

В ходе перфорирования крайне важны следующие факторы: Гидродинамические показатели для скважины. Высокая прочность и надежная фиксация ствола. Минимальные затраты сил и времени.

Методы вскрытия продуктивных пластов

Ключевые требования, которые применяются к способам вскрытия пластов:

• 
  Защита от ухудшения фильтрационных свойств призабойной области в ходе вскрытия пластов с низким уровнем давления.
  
• 
  Предупреждение фонтанирования скважины при высоком давлении.
  
• 
  Надежность конструкции трубопроводов, ствола и забойной зоны.
  

В ходе вторичного вскрытия, которое осуществляется перфорированием, могут использоваться различные перфораторы, выбор которых делается, исходя из давления пластов, механических свойств породы и степени проницаемости. Наиболее популярны пулевые, кумулятивные, гидропескоструйные, фрезерные и торпедные разновидности.

Используемый метод подразумевает, что формы и габариты отверстий для соединения колонны с пластом определяются созданными условиями и самим способом. В ходе вскрытия необходимо исключить попадания в пласт тампонажных и буровых смесей, которые могут существенно ухудшить его свойства. Вскрытие должно создать такие условия, в которых пласт будет эксплуатироваться максимально долго, а нефтяная добыча будет эффективной.

Разновидности оборудования для перфорирования

В ходе вторичного вскрытия могут использоваться перфораторы разной конструкции. Так, устройства пулевого типа спускаются в ствол на электрокабеле, и при создании импульса электричества осуществляется так называемый залп, в ходе которого происходят выстрелы по радиальной траектории. Диаметр пуль составляет 1,25 см, они способны пробить колонну с кольцом и оказаться в продуктивном слое. После этого появляются каналы, которые могут иметь длину от 6,5 до 15 см в зависимости от мощности оборудования и физико-химических свойств пласта.

Большей результативностью обладают устройства торпедной конструкции: они выстреливают снарядами разрывного вида, их диаметр колеблется от 2,2 до 3,2 см. При взрыве таких снарядов формируются глубокие каверны. Минусом этого и предыдущего типа оборудования является то, что после работы могут образоваться трещины на трубах и кольце из цементной смеси.

Применение кумулятивных устройств отверстия образуются в пласте, трубах и кольце при помощи прожигания стенок газовой сконцентрированной струей, которая образуется при взрывании снарядов кумулятивного типа. Давление струи доходит до 30 Гпа, и в породе создается канал длиной до 35 см, который имеет сужающуюся по длине структуру. Его максимальный диаметр составляет 1-1,5 см. минусом метода считается то, что газовая струя влечет подачу жидкости из ствола, из-за чего пласт засоряется, и в будущем при эксплуатации нефтяной приток может существенно уменьшиться.

Недостатки, которые характерны для перфорирования при помощи вышеописанного оборудования, отсутствуют, если использовать гидропескоструйный метод. Перфоратор опускается в ствол, а затем при помощи насосного оборудования проводится нагнетание жидкости с песчинками под определенным давлением (обычно его показатель варьируется от 15 до 30 МПа). Жидкость подается через насадки и медленно разрушает стенки ствола, кольцо и пласт в заданных точках. В ходе гидропескоструйной обработки создается полость, имеющая форму конуса с возрастающим диаметром. Глубина такой полости доходит до 1 метра, и преимуществом является то, что колонна не будет деформирована в соседних участках.

Также порой для вскрытия вторичного типа используется фрезерная перфорация, при которой по колонне опускается устройство с кругом для резки, вращающимся вокруг оси, и с его помощью в колонне делаются специальные щели. Минусом такого метода считается малая глубина спуска, поэтому его можно применять на скважинах, которые в силу тех или иных причин не могут быть углублены.

4. 
   Теоретические основы подъема жидкости из скважины.
   

Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэтому для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения газожидкостных смесей (ГЖС) в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожидкостных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движения однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним опытным коэффициентом λ (коэффициент трения), то при движении двухфазного потока - газожидкостных смесей приходится прибегать по меньшей мере к двум опытным характеристикам потока, которые в свою очередь зависят от многих других параметров процесса и условий движения, многообразие которых чрезвычайно велико.

Основным процессом в добыче нефти и газа является подъем газожидкостной смеси на дневную поверхность. При всех способах добычи нефти газожидкостная смесь движется по насосно-компрессорным трубам (НКТ) от забоя до устья скважины. При подъеме газожидкостной смеси из нее выделяется газ.

Способы добычи нефти в зависимости от пластового давления, физических свойств нефти, коллекторских свойств продуктивного пласта и т.д. подразделяются на:

1. Фонтанный, когда нефть поднимается на поверхность под давлением природной (пластовой) энергии.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство: где Р_заб - забойное давление, МПа; Н - глубина скважины, м; р -плотность жидкости, кг/м³; g- ускорение свободного падения, м/с²; Ртр - гидравлические потери давления на трение при движении жидкости, МПа; Р_у - противодавление на устье, МПа.

2. Газлифтный, когда нефть поднимается за счет газа, нагнетаемого в скважину.

3. Насосный, или механизированный, когда нефть поднимается на поверхность с помощью насосов, таких как:- глубинные с приводом от станков-качалок (ШГН); - электроцентробежные (ЭЦН);- винтовые; - гидропоршневые.

4. 
   Винтовые установки (УЭВН) и струйные насосы (УСН). Принцип действия. Основные параметры установок. Область применения УЭВН и УСН.
   

Принципиальная схема установок винтовых электронасосов (УЭВН) аналогична схеме УЭЦН. Основная отличительная особенность состоит в использовании винтового насоса и тихоходного электродвигателя. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях. Рабочий орган винтового электронасоса – однозаходный червячный винт, вращающийся в обойме. Внутренняя поверхность обоймы представляет собой двухзаходную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности в два раза больше шага винта. При размещении винта в обойме между ними образуется ряд замкнутых полостей, перемещающихся при вращении винта от приема насоса к его выходу. Винт изготовлен из стали или титанового сплава, резиновая обойма размещена в стальном корпусе [14].

Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт (ротор), вращающийся в резинометаллической обойме специального профиля (статор). В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта.

Сечение внутренней полости обоймы образовано двумя полуокружностями с радиусами, равными половине диаметра сечения винта, и двумя общими касательными.

Скважинная винтовая насосная установка - это полостной насос объемного действия с электродвигателем и системой токоподвода. Установки погружных винтовых насосов предназначены для перекачивания пластовой жидкости повышенной вязкости (тяжелая нефть, битум) из нефтяных скважин. Пригодны также для добычи флюидов с высоким содержанием твердой фазы, средне- и малосернистой нефти. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи. КПД насоса достигает 0,75.

Винтовой насос – насос объемного действия, следовательно, его теоретическая производительность прямо пропорциональна частоте вращения вала.

Установки винтовых насосов с поверхностным приводом включают винтовой насос и колонну насосных штанг в скважине, вращение которой обеспечивает работу скважинного винтового насоса. Колонну штанг вращает электродвигатель, расположенный на устье скважины.

Имеет высокую надежность и достаточно большой межремонтный период. Наиболее слабым местом в винтовых насосах является резиновая обойма, которая при недостатке смазки быстро выходит из строя. Винтовые насосы на вязкой жидкости работают лучше, чем на обводненной продукции скважин. Глубина подвески ПВН и параметры его работы определяются так же, как для ЭЦН.