Файл: Лекция общая характеристика нефтяной залежи. Понятие о нефтяной залежи. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти.docx

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 07.11.2023

Просмотров: 1007

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

1.1. Понятие о нефтяной залежи

1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

2.1. Пластовые давления

2.2. Приток жидкости к скважине

ЛЕКЦИЯ 3. РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Водонапорный режим

2.5. Упругий режим

2.6. Режим газовой шапки

2.7. Режим растворенного газа

2.8. Гравитационный режим

4.1. Конструкция оборудования забоев скважин

4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине

ЛЕКЦИЯ 5. ТЕХНИКА ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН. ПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ.

4.4. Пескоструйная перфорация

ЛЕКЦИЯ 6. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН. ПЕРЕДВИЖНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.

4.6. Передвижные компрессорные установки

4.7. Освоение нагнетательных скважин

Лекция 7. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

5.1. Назначение методов и их общая характеристика

5.2. Обработка скважин соляной кислотой

ЛЕКЦИЯ 8. ВОЗДЕЙСТВИЕ МЕТОДОМ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ.

5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО

5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов

5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин

ЛЕКЦИЯ 9. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

5.8. Осуществление гидравлического разрыва

ЛЕКЦИЯ 10. ТЕХНИКА ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины

ЛЕКЦИЯ 11. ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

Лекция 12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

8.1. Артезианское фонтанирование

8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа

8. 3. Условие фонтанирования

ЛЕКЦИЯ 13. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА

8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

Лекция 14. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации

9.2. Конструкции газлифтных подъемников

9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

ЛЕКЦИЯ 15. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

9.5. Газлифтные клапаны Современная технология зксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ. В настоящее время существует большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций.Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.2. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.3. Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих. В отечественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на нефтяных промыслах Баку. Рис. 9.8. Принципиальная схема пружинного клапанаПружинный дифференциальный клапан (рис. 9.8) укрепляется на внешней стороне НКТ. Он имеет основной 1 и вспомогательный 2 штуцера. Газ поступает через отверстия 3, число которых можно изменять. На обоих концах штока 4 имеются две клапанные головки, причем пружины, натяжение которых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к нижнему штуцеру 2. Таким образом, нормально клапан открыт. При его обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 проникает в НКТ и газирует в них жидкость. В результате давление в НКТ Рт падает, а Рк остается постоянным. Возникает сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины Рп и закрыть клапан. Если f2 - площадь сечения нижнего штуцера, Рт - давление внутри клапана (потерями на трение пренебрегаем), а Рк - давление, действующее на нижний клапан, то условие закрытия клапана запишется как или где Рзак = Рк - Рт - такая разность давлений, при которой преодолевается сила пружины Fп и клапан закрывается (закрывающий перепад). После закрытия верхняя головка прижмется к штуцеру 1, площадь которого f1 намного больше f2. При закрытии давление на клапане ниже штуцера 1 станет равным Рк. Оно будет действовать на большую площадь верхнего штуцера f1, и клапан будет надежно удерживаться в закрытом состоянии при условии Поскольку f1>> f2, то согласно (9.36) клапан будет оставаться закрытым даже при малом перепаде давлений Рк - Рт. При уменьшении разницы Рк - Рт до определенного минимума пружина преодолеет силу f1(Рк - Рт) и клапан откроется. Эта разница давлений называется открывающим перепадом. Таким образом, открытие клапана произойдет при условии Сопоставляя (9.35) и (9.37) и учитывая, что f1>> f2, можно видеть, что Рзак >> Рот. Величины Рзак и Рот можно регулировать, изменяя натяжение пружины регулировочной гайкой 6, а также изменением сечения f2 штуцера 2. Пропускная способность клапана по газу регулируется числом или размером отверстий 3. Важной характеристикой для клапана является зависимость его пропускной способности от перепада давлений на клапане (рис. 9.9). К моменту закрытия клапана и отсечки газа уровень жидкости в межтрубном пространстве обнажает следующий клапан, который вступает в действие вместо закрытого предыдущего. Рис. 9.9. Зависимость расхода газа через клапан от перепада давленийСильфонные клапаны бывают двух типов: работающие от давления в межтрубном пространстве Рк; работающие от давления в НКТ Рт. Сильфонный клапан, управляемый давлением Рк, (рис. 9.10), состоит из сильфонной камеры 1, заряженной азотом до давления. Эффективная площадь сечения сильфона fс. На штоке 2 имеется клапан 3, сечение седла которого fк. Через штуцерное отверстие 4 газ поступает из межтрубного пространства через клапан в НКТ. Рис. 9.10. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в межтрубном пространствеПри закрытом клапане давление Рк в нем будет действовать на площадь сильфона fс за вычетом площади клапана fк. Со стороны НКТ на площадь fк будет действовать давление Рт. Обе эти силы будут стремиться открыть клапан. Препятствовать открытию будет давление газа в сильфоне Рс, действующее на площадь fc. Открытие клапана произойдет, если Давление, при котором откроется клапан, будет равно или Деля числитель и знаменатель справа на fс и обозначая fк / fс =R, получим Это будет давление в межтрубном пространстве, при котором клапан откроется. Решая (9.38) относительно Рс - давления зарядки сильфона, найдем Это будет давление, которое необходимо создать в сильфонной камере при ее зарядке на поверхности при заданном давлении в межтрубном пространстве для открытия клапана (Рк)от.После открытия клапана давление внутри клапана будет действовать на всю площадь сильфона, поэтому будет справедливо равенство сил Непосредственно перед закрытием клапана в нем под сильфоном должно быть давление закрытия (Ра)зак Откуда видно, что (Рк)зак = Рс.Тогда разница открывающего и закрывающего перепадов будет равна После подстановки в (9.40) значения Рс согласно (9.39) найдем или Из (9.41) видно, что R = fк / fс является важной величиной, определяющей характеристику клапана.Обычно диаметр седла клапана колеблется в пределах от 3 до 12 мм, а R от 0,08 до 0,5. Однако действительная величина R из-за неучета сил трения газа в клапане меньше расчетной, определяемой формулой (9.41). Это означает, что эффективное значение R меньше действительного. Уменьшение составляет

, когда давление на насосе будет максимально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими темпу нагнетания ГЖС.

Обозначим:

ат - удельные потери на трение в НКТ при движении по ним жидкости, выраженные в м столба жидкости;

ак - удельные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в м столба ГЖС.

При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно

. (4.37)

Давление у башмака со стороны НКТ равно

, (4.38)

где ρсм - среднеинтегральное значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве; ρж - плотность скважинной жидкости; L - длина НКТ; β - средний угол отклонения ствола скважины от вертикали; Рк - давление нагнетания на устье скважины в кольцевом пространстве; Ру - противодавление на выкиде; g - ускорение свободного падения.

Очевидно, Рт = Рсм, поэтому, приравнивая (4.37) и (4.38) и решая относительно L, получим

. (4 .39)

Формула (4.39) определяет предельную глубину спуска башмака НКТ при заданных параметрах процесса (ρж, ρсм, Рк, Ру, ат, ак). Решая формулу (4.39) относительно Рк, получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубине L спуска НКТ:

. (4.40)

Величины Ру, L, ρж, β обычно известны. Величины ат, ак и ρсм определяются: ат - по обычным формулам трубной гидравлики, а ак и ρсм - сложными вычислениями с использованием ЭВМ для численного интегрирования дифференциального уравнения движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.


Освоение скважиными 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 предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток 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.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

4.6. Передвижные компрессорные установки


Для освоения скважин и вызова притока используются различные передвижные компрессорные установки. Широкий диапазон климатических и технологических условий потребовал создания передвижных компрессорных установок различных конструкций. Наиболее распространена передвижная компрессорная установка УКП-80. Она смонтирована на гусеничной тележке ТГТ-20 «Восток» и имеет на общей раме дизель В2-300, редуктор и компрессор КП-80 с подачей 8 м3/мин при стандартных условиях.

Техническая характеристика УКП-80

Рабочее давление, Мпа

8

Подача, м3/мин

8

Расход топлива, кг/ч

43

Общая масса установки, кг

16 100

Длина, мм

6615

Высота, мм

2870

Ширина, мм

2650

Мощность дизеля, кВт

173

УКП-80 транспортируется к скважинам трактором-тягачом. Для облегчения транспортировки УКП-80 к скважинам ее монтируют на шасси тяжелых грузовиков КрАЗ-257.

Новая станция КС-16/100 смонтирована на трехосном автоприцепе, закрытом цельнометаллическим кожухом. Общая масса станции 23 т. Станция имеет дизель 1Д12Б, редуктор, трансмиссию и четырехступенчатый компрессор с подачей 16 м3/мин при давлении 10 МПа, теплозвукоизолированную кабину для машиниста, в которую вынесены приборы для контроля и управления. Эта станция расширяет возможности освоения скважин, так как имеет в 2 раза большую подачу и рассчитана на повышенное давление. Однако для условий севера ее использование затруднено из-за заболоченности территорий и отсутствия дорог.

Существенным достижением в этой области явилось использование относительно легких и компактных свободнопоршневых дизелей-компрессоров ДК-10. Эти машины не имеют шатунно-кривошипного механизма, поэтому лучше уравновешены. Свободнопоршневой дизель-компрессор (СПДК) имеет двухтактный дизель и четырехступенчатый поршневой компрессор со свободными поршнями, движущимися в противоположных направлениях с одинаковой длиной хода. Он выполнен в одном корпусе, имеет общую для дизеля и компрессора пусковую систему, системы смазки и охлаждения. Поршневые группы движутся возвратно-поступательно в противоположных направлениях. В машине отсутствуют передаточные механизмы (редуктор, трансмиссия), нет маховиков, муфт сцепления и т. п. Это и
обусловливает малую массу, компактность и высокий к. п. д.

На базе дизелей-компрессоров ДК-10 создан передвижной агрегат АК-7/200, состоящий из двух компрессоров ДК-10, смонтированных под кожухом на металлических санях. Передвижной агрегат АК-7/200 может транспортироваться на внешней подвеске вертолета. Масса агрегата 6,8 т при подаче 7 м3/мин и давлении 20 МПа. Температура воздуха на выходе из последней ступени 35ºС. Расход топлива 34 кг/ч. Запуск производится от баллонов сжатым воздухом без предварительного подогрева. Имеется изолированная кабина для машиниста. Это позволило использовать агрегат в северных условиях и на заболоченных территориях Кроме того, имеется аналогичный агрегат (дизель-компрессорная станция ДКС 7/100 А), смонтированный на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-2555.

Для условий северных нефтяных месторождений создан также агрегат ДКС-3,5/200 Тп, состоящий из одного компрессора ДК-10, смонтированного на плавающем гусеничном транспортере ГТ-Т. Подача его 3,5 м3/мин, давление 20 МПа, расход топлива 17 кг/ч. Для освоения очень глубоких скважин используют агрегат ДКС-1,7/400, состоящий из одного дизеля-компрессора ДК-10 с подачей 1,7 м3/мин и развивающий давление 40 МПа. Он смонтирован на металлических санях. Его масса 3,5 т. Однако малые подачи сильно увеличивают продолжительность освоения скважин.

4.7. Освоение нагнетательных скважин


Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания

,

или в дифференциальном виде

.

При больших Кп возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.

Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутрпконтурный ряд нагнетательных скважин, то они
осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т. д.

Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.

По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.

I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5 - 0,7)10-12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5 мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м3/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700 - 1000 м3сут.

II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.

III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2 - 3 мес в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.