Отчет по производственной практике на бурение скважины

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Она характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность [м2]. Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. По закону Дарси коэффициентом проницаемости, равным 1 м2, обладает образец пористой среды площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па∙с составляет 1м3/с. Для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости равен 0,1…2 мкм2, для газовых до 0,005 мкм2.

В случае фильтрации смеси нефти, газа и воды проницаемость породы будет меняться в зависимости от соотношения каждой фазы. Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы. Под эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительной проницаемостью называют отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От ее величины зависят проницаемость и содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет от 40000 до 230000 м2/м3, что связано с небольшим размером зерен и их плотной упакованностью.

Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления.

Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Коэффициент нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности) равен доле объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).

 

Таблица 1. Пример коллекторских свойств продуктивных пластов некоторых месторождений УР

Месторождение, горизонт	Открытая пористость %	Прони- цаемость 10-15м2	Начальное
			Рпл(Мпа)	tпл(Со)	Газовый фактор м3/т	Дебит т/сут
Чутырско-Киенгопское
Верейский, В-II	15	3940	11,5	29	30,5	12,8
Башкирский, Бш	17	453	12,6	31	22,9	2,8
Тульский, Тл-1	16	292	15,1	33		4,8
Мишкинское
Верейский, В-III	18	121	11,8	21,2	11,1	14,1
Башкирский, Бш	14	192	12,1	26,3	14,3	68
Тульский, Тл-0	14	1000	14,8	30,8		1
Яснополянский	14	71-	15,2	29-31	9-	8,5-
Бобриковский, Бб-II	19	1890	15,2	29-31		24
Гремихинское
Башкирский, Бш	16	409	11,8	26	14,6	13,8
Тульский, Тл I+II	13	183	14,5	31		9,5
Ельниковское
Подольский, Сpd2-I	18	24	9,1	18,5	24	7,1
Каширский, Скš1-V	21	38	10,1	22	19	2,7
Тульский, С1-II	21,2	274	13,3	28	12-16	17-24
Бобриковский,С1-VI	22	639	13,1-	30-31	9-11	34,2
Вятское
Подольский, Cpd2	22	43	10,1	19,5	30,1	1,7
Каширский Ckŝ1	19	49	9,7	19,5	16,7	3,2
Яснополянский	18,5	252	14,2	28	18	27
Архангельское
Кыновско-пашийский, Д0+Д1	18,9	550	19,2	39	12-23,8	19-183
Южно-Киенгопское
Верейский	16	229	11,5	25,5	21,9	7,4
Башкирско-серпуховский	17	678	13,4	29	19,3	120
Тульский, Тл0-//	19	408	15,1	34	29,2	28
Бобриковский, Бб-1	24	339б5	16,2	34	29,2	59,5

 

 

 

Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)

 

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К ним можно отнести следующие.

Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Процесс разработки можно условно разделить на четыре стадии:

1. рост добычи на начальном этапе разработки, обусловленный обустройством месторождения, вводом новых скважин;
2. максимальная добыча нефти в течение некоторого периода времени;
3. резкое падение добычи и значительный рост обводненности продукции скважин;
4. сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти и неуклонное нарастание обводненности; завершающая стадия добычи нефти.

Темп разработки месторождения, равный отношению текущей добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения. Если извлекаемые запасы нефти остаются неизменными в процессе разработки месторождения, то изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии.

Добыча жидкости из месторождения – суммарная добыча нефти и воды. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти и может отличаться от нее в несколько раз на третей и четвертой стадиях.

Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина зависит от содержание газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т.е. отношении объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.

Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным: вблизи нагнетательных скважин оно повышается, вблизи добывающих – понижается.

Давление на устье ру добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

Пластовая температура. В процессе разработки месторождения пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения.

 

Технологический режим работы газлифтных скважин

 

Газлифтная эксплуатация применяется в тех случаях, когда подъем заданного количества жидкости не обеспечивается газом (свободным и растворенным), поступающим из пласта к забою скважины. В связи с этим возникает необходимость в скважину подавать некоторое дополнительное количество газа (к башмаку НКТ или на какую-то глубину). В газлифтных скважинах, как и фонтанных, забойное давление может быть больше или меньше давления насыщения.

Первоначально рассчитывается распределение давления от забоя к устью. В основу исходных данных положены забойное давление, дебит жидкости и газа, объем выделившегося газа (в зависимости от давления и температуры), заданное устьевое давление, длина труб и т. д. Диаметры труб в зависимости от дебита жидкости задаются. Строго говоря, температура, как и давление,  по мере подъема жидкости уменьшается. Однако часто в расчетах принимают температуру постоянной и равной средней по всей длине газожидкостного подъемника. Нередко отсутствуют полные экспериментальные данные по свойствам смеси и приходится использовать графики или эмпирические зависимости, приводимые в соответствующей литературе.                                              

После расчета распределения давления (при естественном газовом факторе) строится кривая давление-глубина. Расчетное устьевое давление при этом будет меньше минимально допустимого, а в большинстве случаев оно даже принимает отрицательное значение. Это указывает на то, что подъем жидкости за счет естественного газового фактора не обеспечивается. Чтобы определить потребное количество закачиваемого газа, необходимо произвести расчет распределения  давления по глубине (от устья) при нескольких значениях  газового фактора R (они должны быть больше природного газового  фактора R0) и одинаковом устьевом давлении

 

где Vgi — объемный расход дополнительно вводимого в трубы газа. Результаты этих расчетов наносятся на тот же график (см. кривые 2, 3, 4 на рис. 9). В точке пересечения пары кривых (например, в точках а, в) можно определить давление внутри НКТ на данной глубине, когда обеспечивается подъем смеси до устья при заданном газовом факторе. Как видно из этого рисунка, подъем смеси (при заданном количестве жидкости) можно обеспечить множеством объемных расходов газа. Окончательный выбор потребного расхода газа надо производить, исходя из энергетических затрат. Если принять, что расширение газа происходит при изотермическом процессе, то работа, производимая газом, определится выражением

 

где р1 — давление в трубах на глубине ввода газа (например, L1 на рис.9 ); р0 и ру — соответственно нормальное (атмосферное) и устьевое давления.

Отсюда следует, что при каком-то соотношении давления р1 и объемного расхода газа Vgi работа, совершаемая газом при расширении (от р1 до ру), будет наименьшей.

Ввод газа в НКТ осуществляется через специальное приспособление (рабочий клапан). При истечении газа из кольцевого пространства в НКТ за счет сопротивлений в клапане происходит снижение давления на ркл. Поэтому давление рк подаваемого газа у устья скважины в кольцевом пространстве определяется суммой

pк = p1 + pкл + pг + ртр,

где pг — приращение давления за счет массы столба газа в кольцевом пространстве; pтр — потери давления, вызванные сопротивлениями на трение, возникающими при движении подаваемого газа от устья до места его ввода в трубы.

Для высокодебитных газлифтных скважин целесообразно произвести расчет, исходя из условия, что газ подается в центральные трубы, а смесь поднимается по кольцевому пространству. Порядок расчета остается таким же, но при использовании уравнения движения смеси, когда рассчитывается плотность смеси, за диаметр трубы принимается сумма D+d0 (D — внутренний диаметр обсадной колонны, d0 — внешний диаметр НКТ). При расчете сопротивлений на трение за эквивалентный диаметр принимается разность D — d0.

Расчеты могут показать, что можно обеспечить потребное количество подаваемого      газа, но не давление рк. В этом случае ограничивается максимально возможное давление у     устья в кольцевом пространстве.

Выбор режима эксплуатации газлифтной скважины должен производиться в зависимости от условий (ограничений) задачи. Такими ограничениями являются:

1) количество  нагнетаемого газа (независимо от  давления нагнетания),

2) давление  нагнетания (независимо от расхода  газа);

3)  давление  и максимальное допустимое количество  нагнетаемого газа;

4)  минимальное  допустимое (или заданное) противодавление  на устье скважины.

В заключение следует отметить, что высота подъема смеси в ряде случаев может быть увеличена за счет роста истинной газонасыщенности, если применять трубы меньшего диаметра. Однако при этом несколько возрастут сопротивления на трение. В связи с этим для окончательного выбора режима работы газлифтной скважины необходимо расчеты производить для нескольких диаметров труб.

 

 

Технологический режим работы УСШН

 

Условия эксплуатации скважин штанговыми насосными установками чрезвычайно разнообразны. Для каждой из них должны быть обоснованно подобраны оборудование и режим его работы, соответствующие возможностям скважины, условиям ее эксплуатации. Будем полагать, что скважина, для которой подбирается оборудование, ранее эксплуатировалась фонтанным или газлифтным способом и уравнение притока известно

 

где К — коэффициент  продуктивности; pпл и pзаб — пластовое и забойное давления.

Пусть допустимый дебит скважины задан и равен Qдоg. Найдем высоту динамического столба жидкости hдин в скважине в процессе ее эксплуатации

 

 

где ρ— плотность жидкости в скважине; g — ускорение свободного падения.

С увеличением глубины погружения насоса уменьшается вредное влияние газа, но возрастают деформации труб и штанг. Поэтому рациональную глубину погружения насоса под динамический уровень целесообразно устанавливать экспериментально путем изучения промысловой зависимости коэффициента подачи насоса от давления рпр на его приеме. Необходимо выбирать такую глубину погружения насоса, при которой обеспечиваются приемлемые коэффициенты подачи насоса (a = 0,65—0,7).

При значительном газовом факторе наиболее существенное влияние на работу насоса оказывает газ. С вредным влиянием газа можно бороться путем спуска насоса под динамический уровень или же путем установки под насосом газового якоря. На промыслах восточных районов России более распространен первый способ борьбы с газом. Установлено, например, что при газовом факторе 55—60 м3/м3 и давлении насыщения 8,5—9,0 МПа коэффициент подачи насосов достигает 0,65—0,7 при давлении на приеме насоса рпр = 1,5—2 МПа, В этом случае глубина погружения насоса под динамический уровень

 

При использовании газовых якорей глубина погружения насосов под динамический уровень может быть значительно снижена (до 40—50 м).

Выбор оборудования и режима его работы наиболее просто могут быть произведены по диаграммам А. Н. Адонина. На диаграмме нанесены области применения насосов различных диаметров DH и станков-качалок в зависимости от производительности скважины Q и глубины спуска насоса L. Рассмотрим пример пользования диаграммой А. Н. Адонина.

Пример. Подобрать оборудование и режим откачки для эксплуатации скважины штанговой насосной установкой с дебитом жидкости 25 м3/сутки при глубине подвески насоса L — 1500 м. Давления на устье и у приема насоса незначительные.