Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

госы_1 / 12

.docx
Скачиваний:
100
Добавлен:
17.02.2016
Размер:
36.89 Кб
Скачать

БИЛЕТ 12

1). Виды ГТМ, применяемых на нагнетательных скважин.

1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.

2.Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.

а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).

б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.

в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.

г) Самоизливом при интенсивномводопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременнымиизливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.

3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.

4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.

5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.

Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.

6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.

7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).

Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.

Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500•10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины.

2 Графоаналитический метод определения пропускной способности трубопроводов.

Задается рядом произвольные значения q, затем находим среднюю скорость патока (wi=Qi/S=Qi/0,785d*dтр), рассчитаем критерии Re=wdр/М, определяем коэффициент гидравлического сопротивления (λ=64/Re при Re=2320; λ=0,3164/Re^0,25, при Re>2320). Затем для каждого расхода находим ∆Н и строим график зависимости. В зависимости от Н зад находим Qзад.

3)Режимы эксплуатации залежей.

Продуктивные пласты обладают тем или иным естественным запасом энергии, благодаря которой жидкости и газы могут продвигаться по ним, подниматься по стволу скважины на определенную высоту или непосредственно на поверхность. Запас этой энергии определяется главным образом размерами пласта, величиной давления, под которым находятся жидкости и газы, и частично температурой. При вскрытии продуктивного пласта скважиной жидкость или газ под действием возникшего перепада начнет притекать в скважину. Интенсивность притока и его продолжительность зависят: от разницы давления на забое, от пластового давления, от запаса пластовой энергии и от сопротивлений, которые пористая среда создает на пути движения жидкости и газа. Эти сопротивления определяются: вязкостью жидкости или газа, пористостью и мощностью пласта.

Водонапорный режим.

Стационарный (установившийся) режим эксплуатации залежи, при котором единственным источником энергии, обеспечивающим движение жидкости

к скважине (или к скважинам), является гидростатический напор краевых вод, называемый водонапорным. Условную границу пласта, на которой давление не может быть снижено путем отбора жидкости из пласта, называют контуром питания. В нашем случае контуром питания является граница пересечения пласта с земной поверхностью. Таких месторождений мало. Но создаются искусственно такие режимы.

Газонапорный режим

Часто для добычи нефти из нефтегазовых залежей используется энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке.

Режим эксплуатации нефтяных залежей, при котором в качестве единственного источника энергии, обеспечивающего движение нефти к скважинам, является энергия сжатого газа, заключенного в газовой шапке, называется газонапорным, или режимом газовой шапки. Такие залежи встречаются часто. Во многих случаях газонапорный режим создается искусственно.

Режим растворенного газа

Режим основным источником энергии, обеспечивающей движение нефти по пласту к скважинам, является энергия выделяющегося из раствора и расширяющегося газа. Такой режим называется режимом растворенного газа.

Гравитационный режим

Если в горизонтально залегающем пласте давление снижено до оптимального, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа, то она способна стекать в скважины только под действием гравитационных сил (сил тяжести). При этом в пласте образуется свободная поверхность нефти (см. рис. 19), опускающаяся по мере извлечения. Эта поверхность имеет наклон в сторону стоков (скважин). Описанный режим называется гравитационным безнапорным режимом. Другой разновидностью гравитационного режима является гравитационно-напорный режим (рис. 20). Такой режим возможен в наклонном пласте. Нефть стекает в скважину под действием напора столба сомой нефти высотой Н.

Режим эксплуатации газовых залежей

Основными режимами эксплуатации газовых залежей является газовый и водонапорный. При газовом режиме единственной энергией, обеспечивающей приток газа к скважинам, является энергия давления газа. ГВК в этом случае или в силу его отсутствия, или вследствии запечатанности пласта на небольшом удалении от залежи, или других причин не перемещается. Физическая картина процесса фильтрации похожа описанному выше упругому режиму. Поэтому его называют иногда газоупругим.

Соседние файлы в папке госы_1