Файл: Реферат Приток жидкости и газа к скважине.docx

_{Министерство} науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт недропользования

Кафедра нефтегазового дела

Реферат

« Приток жидкости и газа к скважине»

по дисциплине «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Выполнил студент группы А.С.Батурин

НДБЗ-18-1
Принял преподаватель В.В. Четверикова


Иркутск – 2022 г.

Содержание

Введение

Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.

Основная цель изучения особенностей притока жидкости и газа к несовершенным скважинам — получение информации для проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин, установления на забое скважин необходимого давления. Изучение начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

---

Реальные нефтегазоносные месторождения разрабатываются несколькими скважинами. Их количество определяется из условия обеспечения заданного отбора из месторождения углеводородного сырья. Поэтому в фильтрационных расчетах, связанных с разработкой месторождений, необходимо рассматривать множество скважин, размещенных определенным образом на площади нефтегазоносности. При этом возникают гидродинамические задачи определения давления на забоях скважин при заданных дебитах, или наоборот, дебитов при заданных давлениях.

1 Приток жидкости и газа к скважине

1. Условия притока жидкости и газа в скважины

Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рпл - Рзаб). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.

В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих движению флюидов.

На устье скважины всегда имеется какое-то давление Ру, называемое устьевым. Тогда:
Рзаб - Ру =rgh 104×h,
где r  - плотность жидкости (кг/м 3), g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2' (для приближенных расчетов принимают g = 10м/с2), h ‑ глубина залегания пласта, м; 104 - переводной коэффициент, Па/м. Разность (Рпл - Рзаб) называют депрессией скважины. Поэтому чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.

Коэффициент продуктивности скважин – количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный,  растворенного, газа и гравитационный.

---

Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.

Коэффициент нефтеотдачи пласта (Кн – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасом нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий - 0,5 ÷ 0,8.

Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа (расширения газовой шапки), при этом Кн = 0,4 ÷ 0,7.

Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15¸0,3.

Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.

Гравитационный режим - наименее эффективный из всех режимов  эксплуатации скважин (Кн = 0,1 ¸ 0,2).

Практически в изолированном виде каждый из режимов эксплуатации встречается редко.

2. Способ вызова притока

Вызов притока из пласта в скважину осуществляется понижением давления в ПЗП, создаваемого столбом бурового раствора или жидкости глушения, до давления меньше пластового (депрессия на пласт) различными способами, каждый из которых относится к одному (или двум) из следующих методов: метод облегчения столба жидкости; метод понижения уровня жидкости; метод мгновенной депрессии.

К методу облегчения столба жидкости относятся способы:

---

-замена жидкости глушения жидкостью с меньшей плотностью;

-замена жидкости глушения пенными системами;

-аэрирование жидкости глушения (газлифт) с пусковыми клапанами или без.

К методу понижения уровня жидкости относятся способы:

-вытеснение сжатыми газами (инертный, природный);

-откачивание глубинным насосом (штанговым, электроцентробежным, струйным);

-тартание желонкой; свабирование.

К методу мгновенной депрессии относятся способы:

-использованием испытателей пластов;

- падающей пробки; задавка жидкости глушения в пласт.

Вдобавок к описанным способам применяются различные их комбинации. Далее рассмотрим наиболее распространённые на промыслах способы.

1. Способ вызова притока заменой бурового раствора жидкостью с меньшей плотностью

Данный способ заключается в закачивании насосным агрегатом в скважину жидкости меньшей плотности (вода или дегазированная нефть) по затрубному пространству до полной замены бурового раствора, как изображено на схеме (см. рисунок 2.1). Иногда закачку жидкости ведут по насосно-компрессорным трубам (НКТ). Преимущество закачки жидкости по затрубному пространству заключается в том, что при получении притока и до окончания замены раствора создаются наилучшие условия для выноса твёрдых частиц из интервала перфорации, из-за более высокой скорости движения жидкости к устью скважины.



Рисунок 2.1- Схема вызова притока заменой бурового раствора водой

1 – буровой раствор; 2 – вода; 3 – устьевое оборудование; 4 – сборная ёмкость; 5 – ёмкость с водой; 6 – насосный агрегат
Использование в данном способе жидкости в качестве заменителя бурового раствора позволяет сколь угодно плавно уменьшать давление на забое скважины. Однако степень его уменьшения ограничена наименьшей плотностью, применяемой для этих целей замещающей жидкости (дегазированная нефть) и потому не позволяет вызывать приток в скважины из пластов, давление в которых существенно ниже гидростатического.

2.2 Способ вызова притока заменой жидкости глушения пенными системами

В случае низких пластовых давлений вызов притока из пласта в скважину может быть осуществлен с использованием пенных систем, имеющих очень широкий диапазон изменения плотности — от 900 до 100 кг/м3.

---

Пена представляет собой структурированную дисперсную систему, в которой пузырьки газа являются дисперсной фазой, разделенной тонкими прослойками жидкой дисперсионной среды. Двухфазная однокомпонентная пена состоит из жидкости, газа и какого-либо поверхностно-активного вещества (ПАВ), являющегося пенообразователем. Массовая доля ПАВ в пенах обычно составляет не более 2 %. При освоении скважин применяются однокомпонентные и многокомпонентные двухфазные пены.

Данный способ заключается в закачивании в скважину водного раствора ПАВ с концентрацией 0,1–0,2 % (по активному веществу) через НКТ и вытеснении данным раствором скважинной жидкости через затрубное пространство (см. рисунок 2.2). Закачивание по прямой схеме осуществляется для уменьшения контакта больших объёмов скважинной жидкости с вскрытой толщей продуктивного пласта.
Рисунок 2.2- Схема вызова притока заменой жидкости глушения пеной

1 – НКТ; 2 – манометры; 3 – расходомер воздуха; 4 – компрессор; 5 – обратные клапаны; 6 – аэратор; 7 – нагнетательная линия; 8 – насос; 9 – мерная ёмкость; 10 – накопительная ёмкость для пенообразующей жидкости; 11 – сброс пены; 12 – затрубное пространство
Затем осуществляют замену водного раствора ПАВ двухфазной пеной следующим образом. Из мерной ёмкости 9 насосом 8 подают в аэратор 6 водный раствор ПАВ, который по линии 7 поступает в НКТ 1. При этом содержимое скважины поступает в ёмкость 10 или другую ёмкость по линии 11 через затрубное пространство 12 с расходом жидкости 3–5 л/с. При появлении циркуляции в аэратор 6 компрессором 4 подаётся сжатый газ и по линии 7, таким образом, начинает поступать пена, вытесняющая из скважины жидкость. Контроль за процессом обеспечивается манометрами 2 и расходомером газа 3. Обратные клапаны 5 предотвращают попадание газа в насос, а жидкости – в компрессор. Сжатый газ следует подавать в аэратор с плавным увеличением подачи, начиная с малых доз, для предотвращения образования воздушных пробок в скважине. В нужный момент для замены пены с большей плотностью (меньшей степенью аэрации) на пену с меньшей плотностью (большей степенью аэрации) прямая система подачи пены в скважину меняется на обратную.

2.3 Способ вызова притока аэрированием жидкости глушения

Данный способ вызова притока из пласта находит широкое применение при освоении нефтяных и газовых скважин, если их планируется эксплуатировать фонтанным или газлифтным способом. Он пригоден для использования в зимний период времени, поскольку для его осуществления в качестве рабочего агента может быть использован только газ.

---