2. Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи берега.
1
. береговая линия
2. технологическая площадка для добычи нефти
3. эстакада
4. выкидные линии
5. АГЗУ
6. ДНС
7. УПН
8. ТП
9. установка комплексной подготовки газа
10. сборный коллектор
3. Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.
Формула Дарси:
где Кф – коэф. фильтрации – зависит как от природы пористой среды, так и от св-в фильтрующейся жидкости. Имеет размерность скорости и хар-ет скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора. Применяется только для однородной ж-ти.
Для разработки месторождений наибольшее значение имеет плоскорадиальный тип течения (приток к скважине). Формула Дюпии:
где
К – коэф проницаемости, который не
зависит от св-в ж-ти и является динамической
хар-кой только пористой среды. Размерность
или
1 Д (Дарси) =1,02*
.
Коэф фильтрации и проницаемости связаны м/ду собой соотношением:
Анализ:
Дебит
не зависит от r,
а только от депрессии
.
График зависимости Q
от
(Рис.3.4) называется индикаторной
диаграммой, а сама зависимость -
индикаторной. Отношение дебита к
депрессии называется коэффициентом
продуктивности скважины
.
3.28
Билет №7.
1. Технология глушения скважин.
Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене скважинной жидкости на жидкость глушения, направленных на прекращение притока жидкости из пласта. При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости глушения и ее физические и химические параметры.
Ж-ть глушения кроме необходимой плотности должна быть однородной и соответствующей вязкости не должна снижать проницаемость ПЗП, не должна оказывать корроз-го и абразивного действия на ремонтно – экспл-е об-вание, не вступать в хим. реакцию с породой пласта и образовывать твердые осадки, не замерзать зимой, не быть токсичной, взрывопожарной опасной, дорогой и диф – ной, должна сохранять коллекторские свойства продуктивного пласта с целью последующего быстрого освоения. Используются пластовая вода, водный р-р хлористого кальция и глинистый р-р(для глушения скв с высоким Рпл. + низкие ФЕС,+ ограниченное коррозионное воздействие на металл, +отсутствие хим.взаимодействия с породой пласта. К недостаткам: -наличие мех. образованных примесей; -повышенная вязкость, -способность легко насыщаться газом и плохо дегазироваться, -замерзание при низких т-турах). Основными компонентами жидкости глушения являются:
- соли – для снижения интенсивности набухания глин; - полимеры и гидрофобизирующие ПАВ – повышение вязкости и снижение фазовой проницаемости по воде для предотвращения поглощения жидкости; - твердая дисперсная кислоторастворимая фаза (напр. Мел)– тоже, только для высокопроницаемых коллекторов; - ингибиторы коррозии и ингибиторы солеотложения.
Плотность ж-ти глушения (для Рзаб> Рплна 5-10% ): r=(Рпл+(3…5)*105/Н. где Рпл пластовое давление, противодействие на пласт, Н – расстояние от устья до продуктивного пласта по вертикали.
Ж-ти для глушения скв на водной основе оказывают блокирующее действие на пласт, что приводит к увеличению сроков освоения скв и падению темпов добычи нефти. Сохранение колекторских св-в пласта при глушении скв. может быть обеспечено использованием в качестве ж-ти глушения гидрофобно – эмульсионных р-ров т.е на р-рах обратной эмульсии.
Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.
Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.
Глушение применяют для проведения ремонтных работ в скв, для их консервации и ликвидации. Фонтанные скв глушат за один цикл. Подают в затрубье ж-ть глушения. Насосные – 2 цикла. Первый цикл – рассчитывают ж-ть глушения по плотности, затем прокачивают ч/з ОК. При появлении ж-ти глушения на устье скв закрывают на 4 часа. После 4 часов также закачивают ж-ть глушения. Должен быть запас 3-4 м3 ж-ти глушения, т.к. при поднятии насоса из скв высвобождается занимаемый им объем.
Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.