Файл: Геологическая часть.docx

- Данковско-лебедянский горизонт среднефаменского подъяруса верхне¬го девона (D3dn-lb) - толща плотных, массивных, мелкокристаллических извест¬няков серого и темно-серого цвета и плотных массивных доломитов. Толщина 134 м.

- Заволжский надгоризонт верхнефаменского подъяруса (D3zv) - плотные мелкокристаллические известняки толщиной 77 м.

- Малевский горизонт нижнетурнейского подъяруса нижнего отдела каменноугольной системы (С1ml) - известняки серого цвета, слоистые, в кровле проницаемые. Толщина 9 м.

- Упинский горизонт нижнетурнейского подъяруса нижнего отдела каменноугольной системы (С1up) – глины и известняки плотные, массивные, глинистые, скрытокристаллические. Толщина 41 м.

- Кизеловско-черепецкий горизонт верхнетурнейского подъяруса нижнего отдела каменноугольной системы (С1čr-kz) - известняки плотные в кровле и проницаемые в подошве. Толщина порядка 9 м.

- Бобриковский горизонт нижневизейского подъяруса нижнего отдела каменноугольной системы (С1bb) - переслаивание мелкозернистых кварцевых проницаемых песчаников и аргиллитов. Толщина 16 м.

- Тульский горизонт верхневизейского подъяруса нижнего отдела каменноугольной системы (С1tl) - терригенные, преимущественно глинистые отложения, слабо песчанистые, с улучшением коллекторских свойств к кровле горизонта. Толщина 27 м.

- Алексинский горизонт верхневизейского подъяруса нижнего отдела каменноугольной системы (С1al) - толща серых доломитизированных известняков. Известняки мелкокристаллические, местами глинистые. Толщина 19 м.

-Окско-серпуховская толща пород нижнекаменноугольного возраста (С1 ok-s) - толща массивных крепких глинистых известняков, мощностью 242 м.

- Черемшанско-прикамский горизонт верхнебашкирского подъяруса среднего отдела каменноугольной системы (С2čm-pk) - пачка плотных местами доломитизированных известняков серого цвета, толщиной 44 м.

- Мелекесский горизонт верхнебашкирского подъяруса среднего отдела каменноугольной системы (С2mk) - терригенная толща чередования мелкозернистых песчаников, алевролитов и глины. Толщина 24 м.

- Верейский горизонт нижнемосковского подъяруса среднего отдела каменноугольной системы (С2vr) - толща чередования глин, алевролитов, органогенно-обломочных известняков. Толщина 86 м.

- Каширский горизонт нижнемосковского подъяруса среднего отдела каменноугольной системы (С2ks) – карбонатная терригенная толща, литологически однородная. Толщина 141 м.

---

- Подольский горизонт верхнемосковского подъяруса среднего отдела каменноугольной системы (С2pd-mč) - толща чередования плотных, крепких, мелкокристаллических известняков серого цвета с мелкокри-сталлическими доломитами и аргиллитами. Толщина 207 м.

- Мезозойская группа (Мz). Выделяется в объеме отложений среднего и верхнего отделов юрской системы, нижнего отдела меловой системы. Сложена песчасниками, алевролитами, глинами. Толщина 226 м.

- Четвертичные отложения сложены суглинками. Толщина 14 м.

1.2 Организация мероприятий по подготовке скважины к эксплуатации

Условия, причины и типы фонтанирования

Под фонтанной эксплуатацией понимается такой спо­соб подъема продукции скважины от забоя на поверхность, при котором располагаемая энергия па забое W_заб больше или равна энергии, расходуемой па преодоление различ­ных сопротивлений W_c на всей длине скважины в процес­се подъема, т.е. W_заб > W_c.

Основными источниками естественного фонтанирования являются потенциальные энергии жидкости W_ж и газа W_r,выделяющегося из нефти при давлении, меньшем давле­ния насыщения. Таким образом, естественное фонтаниро­вание осуществляется только за счет природной энергии W_u, которой обладает продукция скважины на забое

W_заб = W,, = W_ж + W_r. (1)

В зависимости от соотношения забойного Р₃ и устьево­го Р_у давлений с давлением насыщения нефти газом Р_нас можно выделить три вида фонтанирования и соответству­ющие им три типа фонтанных скважин.

I тип артезианское фонтанирование: Р₃ > Р_нас, P_у> P_нас, т.е фонтанирование происходит за счет гидроста­тического напора (рисунок 2). В скважине происходит пе­релив жидкости, по трубам движется негазированная жид­кость. В затрубном пространстве между НКТ 1 и обсадной колонной 2 находится жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии. Такое фонта­нирование встречается крайне редко и характерно для пла­стов с аномально высоким пластовым давлением.



Рисунок 2 - Типы фонтанных скважин

---

а - артезианская; б - газлифтная с началом выделения газа в скважине;

в - газлифтная с началом выделения газа в пласте; 1 - подъемные трубы;

2 - эксплуатационная колонна
II тип газлифтное фонтанирование с началом выделе­ния газа в стволе скважины: Р._л > Р_нле > Р_у. В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине, начиная с интервала, где давление становится равным давлению насыщения, движется газожидкостная смесь. По мере приближения к устью давление снижается, увеличи­вается количество свободного газа, происходит его расши­рение, растет газосодержание потока, т.е. фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъемника. При давлении у башмака НКТ P₁> Р_нас в за­трубном пространстве на устье находится газ, и затрубное давление Р_затр обычно небольшое (0,1-0,5 МПа). Такой вид фонтанирования присущ большинству фонтанных скважин.

III тип газлифтное фонтанирование с началом выде­ления газа в пласте: Р_нас > Р_з (рис. 2, в). В пласте дви­жется газированная жидкость, на забой к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока ос­новная часть газа увлекается потоком жидкости и поступа­ет в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где он накапливается, при этом уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация, и уровень устанавливается у башмака НКТ. Затрубное давление газа, как правило, высо­кое, почти достигает значений P₁ и P₃. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, за­зор между НКТ и эксплуатационной колонной, тем боль­ше газа сепарируется в затрубное пространство.

Подъем жидкости за счет энергии гидростатического напора

Фонтанирование скважины возможно тогда, когда из пласта на забой поступает энергии нс меньше, чем требу­ется ее для подъема флюидов на поверхность. Условие артезианского фонтанирования описывается следующим уравнением:

Р₃ >H-Р_тр + Р_у, (2)

где

Н - глубина скважины (принимается обычно до сере­дины интервала перфорации);

- (_з+ _у)/2 - средняя плотность жидкости в скважине;

р₃, р_у

---

- плотность жид­кости соответственно в условиях забоя и устья.

Потери давления на трение Р_тр рассчитываются по формуле Дарси-Вейсбаха:

(3)

где

- коэффициент гидравлических сопротивлений, за­висящий от режима движения жидкости и определя­емый либо по графикам, либо по формулам;

d - внут­ренний диаметр фонтанных труб, м;

- средняя ско­рость движения жидкости в трубах, м/с.

Давление Р_у принимается в зависимости от условий нефтесбора. Оно обеспечивает движение продукции сква­жины от устья до пункта сбора, зависит от величины по­терь давления на гидравлические сопротивления в устье­вом оборудовании, системе сбора и т.д.

В силу неразрывности потока длительное фонтанирование возможно при условии равенства расходов притекающей из пласта Q_ил и поднимающейся в стволе скважины Q_под жидкостей: Q_пл=Q_под=Q

Поскольку приток и подъем жидкости происходят за счет пластовой энергии, то совместная работа пласта и фонтанной скважины будет согласовываться через забойное давление Р₃, которое из уравнения притока можно записать:

P_з=P_пл-(Q/K)^1/n (4)

или в функциональном виде с учетом зависимости Р_тр, от Q:

MQ)=N(Q) (5)

Тогда условие взаимосвязанной совместной согласованной работы пласта и скважины на основе условия артезианского фонтанирования можно записать:

Р_пл - (Q/K)^1/n = Hpg + Р_тр + Р_у. (6)


Рисунок 3 - Графическая интерпретация условий артезианского (а) и газлифтного (б) фонтанирования

Штриховкой показаны области возможного фонтанирования.

Решая последнее равенство графо-аналитическим методом рисунка. 3, а, находим дебит скважины Qи соответствующее забойное давление, причем это будет минимальное забойное давление артезианского фонтанирования Р_{з min}. Из рисунка 3, б следует, что фонтанирование возможно при всех Р₃ ≥ Р_{3 min}, однако при согласованной работе Р

---

₃ < P_пл

Подъем жидкости за счет энергии расширяющего газа

В фонтанных скважинах II и III типов газ выделяется из притекающей нефти. При давлении, равном давлению насыщения Р_к, количество свободного газа равно нулю весь газ растворен в нефти. Вдоль пути движения по мере снижения давления от Р_и до P_у количество свободного газа приходящегося на единицу расхода нефти, увеличивается от нуля до некоторого значения. Количество выделившегося (свободного) газа при любом текущем давлении Pможно представить как разность начального и текущего количеств растворенного газа:

V_rc = [G_o-(P-Po)]Q_H, (7)

где

Gq - газовый фактор; а - коэффициент растворимости газа в нефти;

Q_н - расход нефти;

Р_о - атмосферное давление.

Поскольку с увеличением содержания газа плотность газожидкостной смеси уменьшается, то в целом для всей длины подъемных труб при уменьшении давления от P₁ до Р₂ необходимо принять среднее количество свободного газа. Принимая давление линейно зависящим от длины, усредненный по длине подъемных труб расход газа можно записать:

(8)
где

n_в = Q_в /Q_ж- обводненность продукции;

Q_в - расход добываемой попутно с нефтью воды;

Q_ж=Q_н+Q_в - расход жидкости.

Таким образом, в подъемных трубах действует удельный расход газа, называемый эффективным газовым фактором.

(9)

Располагаемый эффективный газовый фактор должен быть не меньше потребного удельного расхода газа в газожидкостном подъемнике. Отсюда условие газлифтного фон­танирования можно записать в виде:

G_эф ≥ Rо (10)

где

Rо - удельный расход газа, т.е. количество газа, рас­ходуемое па подъем 1 т жидкости.

С позиций рационального расходования пластовой энер­гии фонтанный подъемник должен работать при макси­мальном КПД, т.е. при оптимальном удельном расходе газа. Тогда условие уточняется так:

G_эф ≥ Rо _опт. (11)

---