- •Содержание
- •1. ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ
- •Что определяет дебит скважины?
- •Как скважина дает нефть?
- •Как движется нефть в пласте?
- •Чем определяется характеристика вертикального лифта?
- •Что такое узловой анализ NODAL?
- •Что такое интенсификация и оптимизация?
- •Что такое повреждение пласта?
- •Как мы способствуем повреждению пласта?
- •Что происходит со вскрытым пластом при бурении?
- •Что происходит при перфорации?
- •Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины?
- •2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
- •Оборудование устья скважины
- •Подземное оборудование скважины, оборудованной ШГНУ
- •Общие положения
- •Текущий ремонт скважин
- •Капитальный ремонт скважин
- •4. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПЕРЕД ПРОВЕДЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
- •Подготовка трубы
- •4.2. Глушение скважины
- •Организация процесса глушения скважины
- •Требования к жидкостям глушения
- •Расчет глушения
- •4.3. Исследования скважин
- •Гидродинамические исследования
- •Геофизические исследования
- •Контроль технического состояния добывающих скважин
- •Комплектное оборудование для работы с гибкими НКТ (койл-тюбинг) в скважинах глубиной до 4000 м
- •Установки смесительные
- •Осреднительная установка
- •6.2. Гидравлические забойные двигатели для ремонтных работ в скважинах
- •Винтовые забойные двигатели
- •7. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
- •Закрепление-раскрепление труб
- •Долив скважины
- •Замер количества доливаемой жидкости
- •Виброобработка
- •Термообработка
- •Воздействие давлением пороховых газов
- •Кислотные обработки
- •Общие требования к проведению кислотных обработок (КО)
- •Назначение кислотного воздействия
- •Соляно-кислотная ванна (СКВ)
- •Время реакции
- •Химические реагенты, добавляемые в кислоту при простой соляно-кислотной обработке
- •Глинокислотная обработка (ГКО)
- •Технология ОПЗ глинокислотой
- •Циклическое воздействие
- •Направленная кислотная обработка
- •Комплексная обработка ПЗП (КОПЗП)
- •Кислотная обработка добывающих скважин
- •Технические характеристики специальных агрегатов для ведения работ по КО
- •8.2. Гидравлический разрыв пласта
- •8.4. Расчет оптимального профиля дополнительного ствола на плоскости из интервала стабилизации основного ствола скважины
- •Общие требования
- •Методика расчета профиля дополнительного ствола
- •Пример расчетов
- •Проектирование криволинейного дополнительного ствола
- •Проектирование дополнительного ствола комбинированного типа с одним криволинейным и прямолинейным участком
- •скважин
- •Технология проведения ремонтно-изоляционных работ
- •Ловильный инструмент
- •Устройства для ликвидации прихватов
- •Труборезы скважинные
- •10. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
- •Подготовительные работы
- •10.2. Замена штангового глубинного насоса
- •Технология ремонта скважин, оборудованных УШГН
- •Подъем и демонтаж УШГН
- •Монтаж и спуск УШГН
- •Подгонка хода плунжера
- •11. ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ (ПЛА) ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН И ОСОВЕНИИ
- •Консервация скважин
- •Расконсервация скважин
- •Скважины, подлежащие ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной
- •Порядок оформления документов на ликвидацию скважины
- •СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
e » c/G„«a = 1 - 0,2 (PxS /P m) - 0,8 (Рх 6 / p j p . |
(1.4) |
При условиях, что забойное давление ниже давления насыщения, по ток флюида представляет собой мультифазный поток и описывается комбинированной формулойДарси-Вогеля для нефтяных скважин.
Максимальный дебит для нефтяных скважин (Qmax) при забойном давлении, нижедавления насыщения, нефти газом и определяется по ком бинированной формулеДарси—Вогеля:
Qmax~ Quae + (Кпр ‘^юс/°>8)- |
(1-5) |
где Ртс- давление насыщения нефти газом; Qmc - дебит, при кото ром забойное давление равно давлению насыщения.
Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте про исходитпо линейной зависимости при давлениях, выше давления на сыщения. При давлениях, ниже давления насыщения, течение жид кости происходит по квадратичной зависимости.
Чем определяется характеристика вертикального лифта?
Вертикальный лифт характеризуется изменением давления—рей тингом течения жидкости из пласта до поверхности.
—144Х Х р Х $ / я 0 4 f p V 2 VdV
Р g ca (d L ) |
(1.6) |
где dP/dL - падение давления по единице длины трубы; р - плот ность жидкости; в - угол наклона трубы; v - скорость движения жид кости; / - коэффициент трения; d - внутренний диаметр трубы; а - поправочный коэффициент для компенсации колебаний скорости по сечению трубы (он изменяется от 0,5 при ламинарном режиме до 1,0 при полностью турбулентном течении).
Градиентдавления вданной формулеявляется суммой трех состав ляющих:
-гидростатического градиента;
-градиента трения;
-градиента ускорения.
Вчем особенности течения жидкости
внефтесборном коллекторе?
ратору гидростатический градиент имеет достаточно малое значение. Однако следует помнить, что если при прохождении жидкости в лифте и сборном трубопроводе, степень градиента гидростатическо го давления составляет менее 90%, то необходимо провести работы
по смене труб лифта или трубопровода на больший диаметр.
Что такое узловой анализ NODAL?
Итак, мы рассмотрели поэтапно прохождение флюида от границы зоны дренирования по пласту через лифт и сборный коллектор до се паратора. При наложении графиков движения флюида в пласте и по лифту и нефтесборному коллектору можно определить потенциаль ный дебит скважины, а также проектировать необходимые меропри ятия по стимуляции пласта, отбору скважинного оборудования и т.п. Такой анализ называется узловым анализом NODAL,
Изменение дебита скважины происходит при изменении скин (2; -4) и уменьшении пропускной способности лифта.
Рассмотрим график (рис. 1.6). Зеленым цветом изображен график движения флюида в пласте (индикаторная кривая). Точка пересече ния с графиком, описывающим течение флюида в трубопроводе (си ний график) определяет потенциальный дебит скважины Qj. При уве личении скин до 2, дебит скважины падает q2, при проведении ГРП - скин уменьшаетсядо —4, соответственнодебит увеличивается q_4.При
Рис. 1.6. Графический анализработы скважины
увеличении давления в трубопроводе мы наблюдаем понижение де бита до значения Q2.
Таким образом, мы можем прогнозировать потенциальный дебит скважины и проектировать мероприятия по увеличению дебита сква жины за счет интенсификации работы пласта и расчета скважинного оборудования и сборных коллекторов (рис. 1.7,1.8).
Что такое интенсификация и оптимизация?
Давайте проанализируем параметры формулы Дарси. Такие пара метры, как коэффициент проницаемости и мощность пласта - вели чины, отражающие природные факторы, и в связи с этим не изменя ются с течением времени. Величина пластового давления при нашем уровне разработки поддерживается постоянной за счет работы систе мы ППД, она также - величина, изменяющаяся достаточно мало с течением времени.
Теперь рассмотрим величины в знаменателе: вязкость флюида и объемный коэффициент —величины тоже постоянные. Радиус сква жины и радиус дренирования также не подвергаются изменениям.
Таким образом, только два параметра - забойное давление и скин - влияют напрямую на производительность скважины. Работы, прово димые в призабойной зоне пласта для уменьшения скин, называются интенсификацией добычи нефти. Мероприятия, связанные с умень шением забойного давления, направлены на оптимизацию работы скважинного оборудования.
В первой главе мы рассмотрим с Вами решение задач по интенси фикации добычи, во второй главе - определим, как оптимизировать работу погружного насосного оборудования.
Что такое повреждение пласта?
Повреждение пласта - это такое условие, при котором создаются “барьеры'’ для притока к стволу скважины, что ведет к более низ кому, чем предполагалось, дебиту или снижению эффективности за качки.
Повреждение вблизи ствола скважины ведет к снижению добычи. Близлежащая к стволу скважины зона является единственным мес том, на которое мы оказываем воздействие.
Скин-фактор является мерой повреждений пласта. Это безразмер ная величина. Мы уже упоминали, что при естественных природных коллекторских свойствах пласта скин имеет нулевое значение. Уве личение скин-фактора означает снижение продуктивности скважи