Что понимают под системой скважина пласт

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Система ПЛАСТ- СКВАЖИНА – НЕФТЕСБОРНЫЙ КОЛЛЕКТОР

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах ПЛАСТ- СКВАЖИНА – КОЛЛЕКТОР, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.

Рассмотрим; эти системы

При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением.

Перепад давления = Рпл. – Рзаб.

Движение нефти начинается с какого – то расстояния, по мере движения к стволу скважины пластовой жидкости поток ее увеличивается, вследствие чего растет гидродинамическое давление. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта, равной 0.8 – 1.5 метра. Решающую роль играет забойное давление, чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Наибольший перепад давления в призабойной зоне пласта приводит к различным явлениям, например выпадение в осадок в этой зоне солей, твердых частиц, смол, асфальтенов, может возникнуть турбулентное движение жидкости. Все эти явления уменьшают течение жидкости из пласта и называются скин – эффектом.

J = PI = qн / Рпл. – Рзаб.

Движение жидкости в коллекторе исследовано и происходит по закону Дарси и определяется по формуле при стабильном состоянии скважины

· при псевдо-стабильном состоянии скважины

Rскв. – радиус скважины

βн – пластовый объемный фактор

rзал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча

Формула Вогеля для нефтяной скважины

Формула для для пласта не имеющего нарушений и с добычей придавлении ниже давления насыщения. Основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа.

Комбинированная формула Дарси- Вогеля для нефтяных скважин.

Максимальный дебит по комбинированной формуле Дарси- Вогеля:

Qнас – дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения

Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.

При движении жидкости по пласту наибольший перепад давления наблюдается в ПЗП зоне 1-2 метра перед зоной перфорации. В связи с этим наибольший ущерб пласту наступает именно в этой зоне.

Источник

Вы будете перенаправлены на Автор24

На параметры системы оказывают влияние технологические и природные факторы. К природным факторам относятся тип пластовой жидкости, а также функциональные параметры вскрываемого и продуктивного пластов. К технологическом факторам можно отнести степень кольматационных процессов, режим эксплуатации месторождения, тип фильтров, конструкция всех видов скважин, вид нагнетаемой жидкости, технология, вскрывающая пласт. При выборе конструкции скважины ориентируются на снижение потерь напора в системе пласт-скважина в целом и его элементов по отдельности. С снижением напора в системе при помощи уменьшения гидравлического сопротивления, которое встречается на пути движения потока флюидов, что способствует улучшению параметров скважины. Потери напора представляют собой, величину, которая соответствует разнице между статическим и динамическим уровнями. Статический уровень представляет собой уровень жидкости в стволе скважины, который установился после вскрытия пласта. Динамический уровень жидкости может быть как больше, так и меньше статического уровня, во время откачки или нагнетания. Гидродинамически процесс нагнетания или откачки аналогичны между собой, но, как показывает практика параметры откачной скважины гораздо лучше, чем у нагнетательной. Происходит это из-за процесса кольматации различных примесей, который протекает около скважины, что способствует уменьшению порового пространства при репрессии на пласт. Во время откачки осуществляется обратный процесс, которому свойственна рекольматация и обратный вынос механических частиц из зоны пласта около скважины.

Внутрипромысловый транспорт при добыче вязкой нефти

Вязкая нефть – это обладающая высокой плотностью нефть, которая из-за своих физических свойств не может быть извлечена на поверхность традиционными методами.

Промысловое обустройство месторождения вязкой нефти требует значительных капитальных вложений, большая часть из которых уходит на сооружение и запуск системы транспорта и сбора скважинной продукции. Упрощение систем и сбора вязкой нефти, а также сохранение системы скважина-пласт имеет первоочередное значение, так как способствует снижению эксплуатационных расходов и уменьшению капитальных вложений.

Общей, единой системы сбора и внутрипромыслового транспорта вязкой нефти не существует, из-за того, что каждое месторождение имеет свои особенности: рельеф местности, где ведется разработка; сетка расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин; природные и климатические условия района; способ добычи; ожидаемые объемы добычи; размер месторождения и залежи; форма залежи полезного ископаемого; химико-физические свойства флюидов. При этом система внутрипромыслового транспорта и сбора вязкой нефти должна обеспечивать следующие операции для сохранения системы скважина-пласт:

Готовые работы на аналогичную тему

Пример унифицированной системы сбора и транспортировки вязкой нефти изображена на рисунке ниже.

Рисунок 1. Пример унифицированной системы сбора и транспортировки вязкой нефти. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

I, II, III – ступени сепарации; IV – выход пресной воды; V – ливневые стоки; VI – выход газа попутного нефтяного газа на свечу; 1 – добывающие скважины; 2 – замерная установка; 3 – блок подачи деэмульгатора; 4 – сепаратор первой ступени; 5 – отстойник для воды; 6 – печь; 7 – каплеобразователь; 8 – отстойник глубокого обезвоживания; 9 – смеситель; 10 – электродегридратор; 11 – сепаратор; 12 – резервуар для готовой продукции; 13, 16, 19 – насосы; 14 – автомат измерения качества и количества готовой продукции; 15 – емкость для хранения некондиционной нефти; 17 – блок очистки воды; 18 – емкость для хранения чистой воды; 20 – дегазатор воды; 21 – устройство для замера расхода воды; 22 – блок откачки и приема уловленной продукции; 23 – накопитель шлама; 24 – блок откачки и приема стоков; 25 – мультигидроциклон.

Такие системы внутрипромыслового сбора и транспорта вязкой нефти сочетают в себе различные герметизированные процессы сбора и транспортировки вязкой нефти.

Источник

К характерным причинам возрастания бездействующего фонда скважин, требующих капитального ремонта, в Западно-Сибирском газодобывающем регионе относятся: в сеноманских газовых скважинах – низкий дебит, приток пластовых вод и вынос песка; в неокомских газоконденсатных скважинах – низкий дебит, приток пластовых вод и негерметичность эксплуатационных колонн; в нефтяных скважинах – низкий дебит и отсутствие притока. В других регионах, например, для скважин на Астраханском ГКМ характерны негерметичности затрубного пространства и трубной головки фонтанной арматуры, вызванные интенсивным коррозионным воздействием [20].

— породами и их компонентами (карбонат-глина, песчаник-песок-пыль-глина-карбонат);

— флюидами, присутствующими в коллекторе (нефть, газ, вода);

— флюидами и твердыми веществами, проникшими в коллектор (буровой раствор, жидкости для заканчивания и ремонта скважин, фильтрат тампонажного раствора, вода для нагнетания в скважину при вторичных методах разработки).

Основные причины таких осложнений обусловлены, во-первых, свойствами пласта (низкая абсолютная проницаемость и слабая сцементированность пород) и добываемого флюида (высокая вязкость и большое содержание парафинов, асфальтенов); во-вторых, условиями и способами эксплуатации скважины (форсированный отбор флюида при больших депрессиях на пласт, органические и минеральные отложения, образование песчан-глинистых и газогидратных пробок, наличие коррозионной среды и бактерий); в-третьих, технологическими операциями, проводимыми на всех стадиях ее строительства, эксплуатации и ремонта [22].

Образование эмульсий происходит, как правило, двумя различными путями: при нагнетании воды и соляной кислоты в нефтегазовый пласт или при насыщении воды нефтью (газом), что обуславливает повышение вязкостифлюида. Этому способствует также понижение температуры.

Каждый из рассмотренных выше показателей и их совокупность в итоге определяют реальные значения коэффициента продуктивности скважины.

В табл. 1.1 представлены сведения о нарушениях эксплуатационных свойств пласта на различных этапах строительства скважин и разработки месторождений [22].

Для выяснения причин ухудшения добычных возможностей скважины необходимо учитывать:

— петрофизические и минералогические характеристики на основе анализа кернового материала;

— свойства флюидов на основании термодинамических исследований (PVT);

— результаты исследования скважин, включающие отбор проб флюидов из пласта, определение динамики изменения пластового давления и снижения проницаемости вследствие кольматации пласта;

— ретроспективу (бурение, заканчивание, проведенные ремонты) и условия эксплуатации.

Влияние зоны кольматации на коэффициент продуктивности IР/IР_о (отношение фактического коэффициента продуктивности к теоретическому) в зависимости от К_с/К_о (отношение проницаемости зоны кольматации к естественной проницаемости пласта) детально проанализировано в работе [21]. Например, проницаемость 10-см кольматированной зоны, составляющая 10 % от естественной, обеспечивает производительность, равную 50 % от теоретической продуктивности газовой скважины.

В то же время при увеличении проницаемости призабойной зоны на 20 %, по сравнению с естественной, производительность скважины остается практически на том же уровне.

Рекомендуемые способы предупреждения нарушений эксплуатационных свойств пласта приведены в табл. 1.2. [21].

Нарушения эксплуатационных свойств пласта

на различных этапах строительства скважин и

Источник

Комплексная модель «Пласт — Скважина — Инфраструктура» и ее возможности

В настоящее время в ПАО «Газпром нефть» ведется активная разработка нефтяных оторочек и подгазовых зон нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ), таких как Новопортовское, Восточно-Мессояхинское, Восточно-Оренбургское, Яро-Яхинское и др. Основные сложности и особенности при разработке НГКМ определяются условиями совместного залегания в пласте нефти и газа, которые резко различаются по компонентному составу и физическим свойствам. Процесс извлечения углеводородов сопровождается фазовыми переходами, различной компонентоотдачей, наличием в залежах зон совместной фильтрации. При разработке нефтенасыщенной зоны происходит вторжение газа в нефтяную часть пласта с последующим прорывом газа к забоям нефтяных скважин. При проектировании инфраструктуры сбора, подготовки и транспорта продукции необходимо учитывать особенности разработки НГКМ. Основной особенностью является добыча нефти из нефтяных оторочек с последующей добычей газа. Это требует особого подхода к обустройству месторождения для обеспечения максимального экономического эффекта.

Существенные различия в физико-химических свойствах нефти и газа (вязкость, плотность, сжимаемость) обусловливают разные подходы к формированию системы сбора и подготовки добываемой продукции нефтяных и газовых месторождений. При концептуальном проектировании месторождений, запасы которых относятся к традиционным, правильный подбор глубиннонасосного оборудования позволяет обеспечить необходимые целевые показатели как на устье, так и на забое скважины. Такой подход значительно упрощает процесс планирования и проектирования обустройства месторождения.

Типовая схема обустройства нефтяных месторождений учитывает следующие факторы:

При проектировании разработки газовых месторождений необходимо учитывать непрерывность потока, которая возникает из-за взаимного влияния пласта, скважины и системы сбора продукции при фонтанировании скважин.

Типовая схема обустройства месторождений природного газа определяется:

Для нефтяных оторочек подгазовых зон, которые характеризуются высоким газовым фактором, применение механизированного способа добычи (установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и скважинных штанговых насосов (УCШН)), как правило, невозможно [1]. Следовательно, при проектировании системы сбора и подготовки продукции нефтяных оторочек газоконденсатных месторождений необходимо совместить эти два разных процесса, при этом обеспечить безопасность и экономическую эффективность актива.

Примеры обустройства нефтегазоконденсатных месторождений в ПАО «Газпром нефть» приведены в табл. 1.

Таблица 1

Нефтегазоконденсатное месторождение	Способ добычи	Система сбора	Давление сбора, МПа	Система подготовки продукции
Восточно-Оренбургское	Фонтанный + газлифтный + УЭЦН	Двухтрубная	3 газа. Основные объекты разработки представляют собой нефтегазоконденсатные залежи с массивной газовой шапкой и подстилающей водой (рис. 1). Рис. 1. Геологический профиль Новопортовского НГКМ В качестве пилотного объекта для создания модели перспективного фонда скважин была выбрана независимая ветка нефтесборной системы: 8 кустовых площадок, 157 скважин (рис. 2). Рис. 2. Схема нефтесборной системы Южной ветки Новопортовского НГКМ (ЦПС — центральный пункт сбора) В ООО «Газпромнефть НТЦ» до 2016 г. моделирование пласта, системы сбора, расчеты способов эксплуатации скважин проводились без учета взаимовлияния пласта, скважины и инфраструктуры. Отдельно моделировался пласт в ПО Eclipse, экспрессоценка распределения фонда скважин по способам эксплуатации осуществлялась по методике И.Т. Мищенко [2], а системы нефтесбора моделировались в ПО PipeSim. Подбор скважинного оборудования проводился по методике [3]. Результаты экспресс-оценки режима работы добывающих скважин Новопортовского НГКМ по методике [2] показали смешанный тип эксплуатации скважин (фонтанный +УЭЦН) (рис. 3, а). При выполнении экспресс-оценки влияние работы глубиннонасосного оборудования и инфраструктуры на работу пласта учесть невозможно, в связи с этим была построена модель Новопортовского НГКМ в специализированном программном комплексе. По результатам расчета получены уточненные данные о распределении фонда скважин по способам эксплуатации в динамике (см. рис. 3, б). Число фонтанирующих скважин по сравнению с рассчитанным по методике [2] увеличилось в среднем на 20 %. Появились скважины-кандидаты на преждевременный вывод из эксплуатации, для которых не выполняется условие фонтанирования и из-за высокого газожидкостного фактора (ГЖФ) (более 1000 м 3 /м 3 ) по техническим ограничениям не может работать УЭЦН. Это является потенциальным риском недостижения целевой добычи и невыполнения бизнес-плана. В прогнозных расчетах необходимо отметить 2034 г., когда резкое увеличение ГЖФ по скв. 8134 и 5124 привело к отключению сразу нескольких кустов. Комплексная модель ПСИ позволила выявить скважины с высоким ГЖФ, создающие противодавление на добывающий фонд, и определить вариант для достижения максимальной добычи. Таким образом, выявив в моде- ли ПСИ в 2034 г. две скважины с высоким ГЖФ и исключив их из эксплуатации, получим включение в работу 23 фонтанирующих скважин и обеспечим максимизацию добычи (см. рис. 3, в). Рис. 3. Результаты оценки режима работы добывающих скважин Новопортовского НГКМ по методике [2] (а), по комплексной модели «Пласт — Скважина — Инфраструктура» (ПСИ) (б), а также результаты оптимизации режима работы фонда скважин (в) Заключение Таким образом, комплексная модель ПСИ позволяет рассчитать период фонтанирования скважин и определить время перевода скважин на механизированный способ эксплуатации (УЭЦН), оптимизировать режимы работы. Формирование комплексной модели ПСИ перспективного фонда скважин Новопортовского НГКМ дает возможность: 1) уточнять способы эксплуатации скважин в динамике и профиль добычи жидкости; 2) выявлять узкие места нефтесборных сетей и подобрать оптимальные диаметры трубопроводов; 3) спрогнозировать период фонтанирования скважин и время спуска глубиннонасосного оборудования; 4) быстро и надежно максимизировать и прогнозировать добычу путем подбора глубиннонасосного оборудования, устьевых штуцеров и частоты вращения УЭЦН; 5) прогнозировать дебиты скважин на краткосрочный и долгосрочный периоды; 6) принимать экономически обоснованные решения по выбору мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти. Комплексная модель «Пласт — Скважина — Инфраструктура» представляет собой уникальный инструмент, который открывает новые возможности в области проектирования нефтегазоконденсатных, газовых месторождений и управления ими, а также позволяет повысить эффективность управления системой разработки, оперативно и точно прогнозировать добычу, рационально планировать мероприятия по повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) с учетом инфраструктуры сбора продукции. По результатам ОПИ 05.05.16 г. был проведен технический совет ООО «Газпромнефть НТЦ» с руководством ООО «Газпромнефть-Ямал», на котором: — решено организовать оперативное сопровождение разработки Новопортовского НГКМ для повышения эффективности планирования организационно-технологических и технических мероприятий на основе построения комплексной модели ПСИ; — сформировано и подписано техническое задание на разработку полномасштабной комплексной модели перспективного фонда скважин и модели обратной закачки газа в пласт Новопортовского НГКМ с целью увеличения КИН. Список литературы 1. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011 — 200 с. 2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. — М.: Недра, 1989. — 245 с. 3. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. — М.:МИНГ им. И.М. Губкина, 1987. — 71 с. Источник В СИСТЕМЕ СКВАЖИНА – ПЛАСТ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕЙТРОНОВ СТАЦИОНАРНЫЕ НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ Наиболее характерной особенностью методов радиометрии скважин является очень сильное влияние изменений скважин­ных условий (при фиксированных свойствах исследуемого пла­ста) на показания детекторов нейтронного и гамма-излучения. В системе скважина — пласт детектор находится в пространственной области, отличающейся резким изменением плотности потока излучения в осевом и радиальном направле­ниях. На показания детектора влияют свойства пласта, кон­струкция и заполнение скважины, конструкция прибора, поло­жение его (и колонны) в скважине и радиальное изменение физических свойств в прискважинной зоне пласта. Учет влияния радиальной неоднородности прискважинной зоны пласта и параметров самой скважины — одна из сложнейших задач, которые возникают при количественной интерпретации резуль­татов исследований скважин методами ядерной геофизики (как со стационарными, так и с импульсными источниками). Рис. 9.1 а, б, в. Линии равных скоростей счета (lg N) нейтронов в плоскости, проходящей через ось скважины: а — для индиевых нейтронов (E = 1,46 эВ) в песчаном пласте и необсаженной скважине (по А. В. Золотову), скважина сухая, m=35 %; б — скважина заполнена водой, т=7 %. Диаметр скважины dc =200 мм, диаметр прибора dпр =100 мм; в — то же для резонансных нейтронов (E=4,9 эВ) в пласте известняка с m=30 % (по О. А. Барсукову, В. С. Авзянову и В. Н. Иванову). Вертикальными линиями обозначены стенки прибора и скважины; dс =200 мм, dпр=100 мм. В изучении закономерностей поля излучения в системе прибор — скважина — пласт многие важные результаты впервые были получены с помощью методов физического и математического моделирования. Однако многопараметрический анализ показаний детектора при необходимости учета большого числа цилиндрических зон, физические параметры которых могут из­меняться в широких пределах, вызывает большие трудности при решении соответствующих прямых и обратных задач даже при использовании современных ЭВМ и мощных вычислительных алгоритмов. Тщательные физические эксперименты на натурных моделях пластов, впервые выполненные А.В.Золотовым в 1952—1955 гг., показали, что строение полей надтепловых и тепловых нейтронов в системе скважина — пласт существенно изменяется при изменении не только свойств пласта, но и скважинных условий (рис. 54). Рис.9.2. Влияние изменения конструкции и заполнения скважины на характер зависимости показаний ННМнт от водонасыщенности песча­ного пласта (по Б. М. Бурову, Г. Н. Дарвойду и др.). Размер зонда Z=50 см; источник Ро—Be, dс =300 мм. ; 1 — сухая необсаженная сква­жина; 2 — сухая обсаженная скважи­на (диаметр колонны dK(MI=150 мм); 3 — обсаженная скважина, заполненная во­дой Рис.9.3. Влияние изменения размера зонда, диаметра и заполнения необсаженной скважины на характер зависимости показаний НГМ от водонасыщенности пласта известняка (по И. Т. Дивану). Источник Ra—Be: диаметр скважины 255 мм. (1) и 150 мм. (2).I—скважина сухая, размер зонда Z=50 см; II — то же, Z=66 см; III — скважина заполнена во­дой, Z=50 см. По данным измерений О.А.Барсукова и В.С.Авзянова, в осевом и радиальном направлениях поле спадает немонотонно (рис. 55). В плоскости источника, перпендикулярной к оси скважины, наблюдаются локальные максимумы. Последующие эксперименты Д. И. Лейпунской с сотрудниками подтвердили эти результаты. Следствием высокой чувствительности поля медленных нейтронов к изменению физических и геометрических параметров системы прибор — скважина — пласт является резкое изменение характера зависимости показаний нейтронных методов (по надтепловым и тепловым нейтронам и нейтронного гамма-метода) от водонасыщенной пористости пласта с изменением конструкции и заполнения скважины (см. рис. 56, 57). Источник ← Аппендикулярный инфильтрат что можно есть Что полезно для женского здоровья после 30 → Вам также понравится А что она за девочка где она живет 06.01.202411.09.2023 admin 0 Что понимается под формой собственности 02.01.202428.09.2023 admin 0 эвотор не видит сканер штрих кода эвотор 02.01.202401.10.2023 admin 0 Добавить комментарий Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены * Комментарий * Имя * Email * Сохранить моё имя, email и адрес сайта в этом браузере для последующих моих комментариев.