госы_1 / 39

Билет №39

1. Виды и условия фонтанирования скважин.

Подъём ж-ти с забоя на пов-ть за счёт пластовой энергии – фонтанирование скв, а способ экс-ции – фонтанный. Зависит от давления насыщения, газового фактора, от стр-ры потока, режима движения ГЖС, плотности скв продукции, пластового давления.

Условие фонтанирования нефтяной скв от гидростатического давления: Рпласт>rж gН. Фонтанирование нефтяных скв может происходить при пластовых давлениях ниже гидростатического давления столба ж-ти. Это обусловлено большим кол-вом р-ренного газа в нефти. Со снижением давления ниже давления насыщения нефти газами во время подъема продукции скв в колонне НКТ выделяется р-ренный газ и образуется ГЖС плотностью rсм (при чем rсм<rж).

Ур-е баланса давлений в фонтанной скв: Рзаб = Рст.ф + Ртр + Р_уст, где Рзаб - забойное давление (принимается на уровне середины интервала продуктивного пласта), Руст - давление на устье (выкиде) скв, Рст.ф - гидростатическое давление флюидов в скв, Ртр - потери давления на гидравлическое сопротивление (трение). рсм- средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ. На участке от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения Рнас движется однородная ж-ть, поэтому давление в НКТ изменяется по линейному закону. При снижении давления ниже Рнас из продукции скв начинает выделяться газ и образуется ГЖС. В этом случае давление по НКТ изменяется по нелинейному закону. Если Рзаб< Рнас то нелинейность буде наблюдаться по всей длине скв. Выделяют 3 вида фонтанирования:

I – артезианское: Рзаб > Рнас, Руст ³ Рнас, фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора.

II – газлифтное: Рзаб ³ Рнас, Руст < Рнас, фонтанирование осуществляется по принципу работы газож-тного подъёма.(т.е происходит выделение газа в стволе СКВ)

III - газлифтное с началом выделения газа в пласте: Рзаб < Рнас, Р_уст < Рнас. Об-вание фонтанных скв подразделяется на наземное (устьевое) и подземное.

К наземному об-ванию относят ФА (трубная головка и фонтанная ёлка с запорными и регулирующими у-вами), манифольд, предназначенный для обвязки ФА с выкидными линиями, колонная головка – герметизация м/у кондуктором и э/к. К подземному об-ванию относят НКТ, кт применяют при всех способах экс-ции скв, пусковые муфты (необходимые при освоении скв), башмачная воронка, в редких случаях забойные штуцера и пакер

2)Предотвращение образования стойких эмульсий.

Для предотвращения эмульгирования нефти необходимо устранить или ослабить влияние следующих условий:

1.Совместное поступление нефти и воды из скв.

2.Интенсивное перемешивание жидкости.

3 Присутствие в нефти природных эмульгаторов.

Для раздельного извлечения нефти и воды из скв. Скв. оборудуют 2-мя колоннами нкт

….для нефти

….для воды

данный метод не получил широкого распространения, т.к трудно поддерживать уровень раздела нефти и воды в забое скв

Рис.1 Оборудование скважин для раздельной добычи нефти и воды: а – скважина с одной колонной НКТ; б – скважина с двумя колоннами НКТ

При раздельном отборе нефти и воды из скважины очень трудно поддерживать уровень раздела нефти и воды на забое скважины в пределах вскрытой части пласта, разделение продукции скважины часто нарушается: в подъемник для отбора нефти поступает вода или наоборот. По этой причине раздельный отбор нефти и воды не получил широкого распространения.

Чтобы ограничить поступление воды, применяются различные способы изоляции, закупоривающие водопроницаемую зону (устанавливают цементные мосты, задавливают в пласт цементный раствор или реагенты, образующие при взаимодействии с пластовой водой гели и т.д.). Однако все эти мероприятия недостаточно эффективны.

3)Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов.

Особенностью многих разрабатываемых пластов Западно-Сибирской нефтяной провинции является слабая нефтенасыщеность пласта, низкая проницаемость, и большая расчлененность и неоднородность. С этими факторами связаны следующие затруднения в разработке:

1. Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная.

2. Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку.

3. Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин, бурение боковых стволов как в варианте уплотнения сетки, так и в варианте ГС и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах, активное внедрение потокоотклоняющих технологий, увеличение давления закачки.

4. Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу.

5. Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствие того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП.

6. Много добывают балластной воды.

В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3.

Все эти факторы ведут к увеличению себестоимости извлекаемой нефти. Примером данных явлений на месторождениях Западной Сибири служат Юрские отложения и отложения Ачимовской толщи.