Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3




НазваниеУчебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3
страница8/16
Дата публикации19.08.2013
Размер2.04 Mb.
ТипДокументы
zadocs.ru > Физика > Документы
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   16

^ 2. Вторая стадия освоения насосных скважин
Вторая стадия освоения, следующая за стадией заполнения насосно-компрессорных труб, характеризуется большей длительностью и более сложными закономерностями изменения гидродинамических характеристик системы скважина-насос. Этo связано, во-первых, с началом существенного изменения свойств перекачиваемой погружным насосом жидкости и, во-вторых, с увеличением коэффициента продуктивности пласта. Существенное изменение свойств извлекаемой из скважины жидкости происходит за счет увеличивающегося притока пластовой продукции, который вызывается заметной депрессией, создаваемой в начальный период освоения. В результате смешения пластовой и технологической жидкостей обычно снижается плотность перекачиваемой погружным насосом жидкости. В силу этого несколько увеличится её вязкость. Меняются и другие параметры системы, в частности, может быть сильно снижен градиент давления на забойном участке (участок от пласта до приема насоса), так как на этом участке потери давления определяются, главным образом, фактической средней плотностью смеси. Потери давления на забойном участке даже при производительности системы больше 500-700 м3/сут пренебрежимо малы. Кроме того, в результате поступления пластовой продукции уже на второй стадии освоения скважины возможна интенсивная сепарация газовой фазы у приема насоса с последующим её поступлением в кольцевое пространство. Об этом свидетельствует значительное увеличение давления на устье в затрубном пространстве, фиксируемое в период освоения большинства скважин.

Другим важным фактором, влияющим на характер протекания второй стадии освоения насосных скважин, следует считать коэффициент продуктивности. В процессе подготовки скважины к подземному ремонту, проводимой с использованием технологии глушения скважины рабочим агентом, призабойная зона пласта претерпевает существенные изменения. Эти изменения, видимо, вызываются как начальной репрессией давления, так и более или менее ощутимой детериорацией призабойной зоны, происходящей в результате проникновения рабочего агента в пласт. К настоящему времени можно считать экспериментально подтвержденным фактом отрицательное влияние фильтрата любой жидкости, приготовленной на водной основе, проникшей в нефтяной пласт. Это связано с набуханием глинистых частиц, содержащихся в призабойной зоне пласта, с образованием водонефтяной эмульсии, с формированием нерастворимых осадков при взаимодействии рабочего агента с пластовой системой. Но наиболее значительное влияние, видимо, оказывают капиллярные силы, противодействующие движению рабочего агента в пласте. Проникновение в пласт рабочего агента, таким образом, проявляется в значительном снижении коэффициента проницаемости призабойной зоны пласта и коэффициента продуктивности скважины в целом по сравнению с первоначальными их значениями. Степень ухудшения фильтрационных характеристик, зависит, главным образом, от физико-химических свойств рабочего агента, градиента давления в призабойной зоне, а также от времени контакта жидкости глушения с пластом, которое зависит от оперативности подготовки и проведения подземного ремонта.

При освоении насосной скважины, например, после подземного ремонта в процессе откачки жидкости создается определенная депрессия в призабойной зоне, величина и темп наращивания которой в значительной степени определяется характеристикой конкретного насосного агрегата и геометрическими параметрами насосно-компрессорных труб и обсадной колонны. Наличие депрессии является необходимым условием частичного, а в некоторых случаях полного восстановления первоначальной фильтрационной характеристики пласта. Но степень и быстрота восстановления, очевидно, определяются абсолютной величиной и временем поддержания необходимой депрессии. Это более всего справедливо для месторождений типа Ромашкинского, на которых из названных выше основных причин снижения фильтрационных характеристик наиболее существенными являются:

образование водонефтяной эмульсии;

появление препятствующих притоку капиллярных сил.

Эти причины могут быть настолько значительными, что в некоторых случаях приток из пласта начинается лишь при достижении определенного минимально-необходимого перепада давления.

Из сказанного следует, что процессы, происходящие в скважине в процессе её освоения, в особенности, во второй стадии (после заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью) требуют специального изучения и анализа. Рассмотрим результаты экспериментальных исследований. Процесс пуска скважины имитировался включением ЭЦН в работу после подземного ремонта. Объектами исследования служили скважины Ромашкинского месторождения, оборудованные погружными электро-дентробежными насосными установками. Было отобрано 12 скважин, по которым получен достаточно полный фактический материал, отражающий процесс освоения скважин после подземного ремонта. На всех указанных скважинах использовался наиболее распространенный в настоящее время метод подготовки скважины к подземному ремонту - метод глушения с помощью специальной рабочей жидкости, для которого используется высокоминерализованная пластовая вода.

Таблица 3.2.

Основные показатели исследуемых скважин

Номер сква-жины

Площадь месторождения

Глубина скважины, м

Диаметр, мм

Тип насоса

Глубина спуска насоса, м

обсадной колонии

hkt

6677

Чишминская

1804

168

73

ЭЦН6-250-1050

1250

585

Ташлиярская

1619

168

73

ЭЦН5.130-1200

1350







1726




73

ЭЦН5-130-1200

1184

52




1681

168

73

ЭЦН5-130-1200

1300

7706




1701

146

73

ЭЦН5-80-11200

1230

6763




1683

146

60

ЭЦН5-80-1200

1250

6737




1709

146

60

ЭЦН5-200- 800

1351

7519

Ташлиярская

1695

146, 168

60

ЭЦН5-200-800

1403

7447

Чишминская

1700

168

73, 60

ЭЦН5-200-800

1382

7466

Чишминская

1700

146, 168

73, 60

ЭЦН5-160-1100

1380

68

Ташлиярская

1670

168

73

ЭЦН5-200-800

1200

7735

Ташлиярская

1706

146

73, 60

ЭЦН5.200-800

1150

1560

Сабанчинская

1212

146

60

ЭЦН-130-1200

1100

1562

»

1160

146

60

ЭЦН-130-1200

950

1573

»

1172

146

60

ЭЦН-200-800

900

1574

»

1193

146

60

ЭЦН-130-1200

1050

1586

»

1185

146

60

ЭЦН-200-800

980


Примечание. Все установки укомплектованы двигателями ПЭД-40-103, кроме скв. 6677 - ПЭД-55 и скв. 7706, 6763 - ПЭД-28-103.

Основные показатели исследуемых скважин и насосного оборудования приведены в табл. 3.2. Ряд скважин является достаточно представительным для Ромашкинского месторождения по диаметру обсадных колонн (50% обследованных скважин имеют колонны 146 мм, а 50% — 168 мм), насосно-компрессорных труб и по типоразмерам применяемого насосного оборудования.

Одновременно были выполнены целевые исследования скважин Сабанчинского месторождения по использованию гидрофобно-эмульсионных растворов, безразмерная вязкость которых составляла μ = μ р / μ н = 240 / 19,6 = 12,2.

Специальная характеристика исследуемых скважин (табл. 3.3.) позволяет получить достаточно ясную картину гидродинамического состояния системы скважина-пласт к моменту начала освоения скважины, то есть к моменту запуска погружной электроцентробежной насосной установки.

Таблица3.3

Специальная характеристика скважин к моменту начала их освоения

погружными электроцентробежными установками

Номер сква-жины

Рабочий агент

Пластовое давление, МПа

Интервал перфорации, м

Рас-стояние от устья до уров-ня, м

Расчетные показатели проникновения рабочего агента в пласт

Плот-ность, кг/м

объем, м3

объем, м

радиус, м

забой-ное давле-ние, МПа

6677

1180

36

15,2

1778,5 - 1784,5

95,5

5,1

2,3

19,9

585

То же

27

16,5

1574 - 1580

102

-

-

17,5

6984

»

»

13,0

1710 - 1718

422

3,37

1,65

15,3

52

»

»

18,0

1651,6 - 1652,6

88

-

-

18,5

7706

»

»

16,0

1645,6 - 1652,4

85

5,1

2,16

18,5

6765

»

До устья

12,0

1667,5 - 1671,5

623

8,4

3,64

12,4

6737

»

27

16,5

1699 - 1700

138

5,7

6,0

18,4

7519

»

До устья

13,8

1645,5 - 1650,5

380

12,4

3,97

14,9

7447

1175

То же

14,4

1678,8 - 1680

426

7,7

6,4

14,8

7466

1165

»

13,2

1657 - 1660

432

5,9

3,56

14,5

68

1180

»

14,1

1667,5 - 1670

205

2,8

2,68

17,3

7735

1180

»

14,6

1664,2 - 1669,2

390

5,3

2,6

15,1

1560

1160

»

9,8

1182 - 1189

173

0,42

0,61

13,6

1562

1160

»

11,3

1140 - 1147,2

17

0,35

0,52

12,4

1573

1160

»

8,1

1151 - 1159

317

0,46

0,63

9,2

1574

1160

»

8,2

1170 - 1178

244

0,42

0,56

9,4

1586

1160

»

8,5

11169 - 1176

353

0,33

0,46

10,2


В табл. 3.3. часть показателей получена расчетным путем, что требует определенных пояснений. Наиболее важной с точки зрения последующего освоения скважины надо считать объем рабочего агента, инфильтруемого в призабойную зону пласта Vф. Эта величина определяется на основе данных об объеме использованной для глушения скважины жидкости, глубине и диаметре скважины, а также о расстоянии до уровня жидкости к моменту включения установки ЭЦН. С достаточной точностью Vф может быть вычислена по формуле:

(3.16)

где Vp.a. - объем рабочего агента, использованного для глушения скважины; Lскв - глубина скважины; Lур - расстояние от устья до уровня жидкости к моменту начала освоения скважины; fскв - площадь живого сечения скважины, занятого рабочим агентом. Радиус проникновения инфильтруемой жидкости в пласт в первом приближении также определяется на основе элементарного геометрического соотношения:

(3.17)

Забойное давление к моменту начала освоения, характеризующее (в сопоставлении с пластовым давлением) направление возможной фильтрации, определяется на основе фактических данных о плотности рабочего агента и расстоянии от устья до уровня жидкости в скважине.

(3.18)

где ρ - плотность рабочего агента.

Определенная таким образом величина забойного давления является приближенной, так как в результате прямой промывки (рабочий агент подается в затрубное пространство и изливается из скважины через НКТ) в кольцевом пространстве возможно формирование столба нефти и водонефтяной смеси. Но контрольные замеры давления на приеме погружного насоса перед освоением скв. 7447, 7466 показали, что величина этого столба незначительна и с высокой точностью (погрешность менее 1%) можно считать среднюю плотность в кольцевом пространстве равной плотности рабочего агента.

Из табл. 3.3. видно, что к моменту начала освоения обследуемые скважины находятся в «активном» гидродинамическом состоянии - давление на забое скважины (на уровне вскрытия продуктивного пласта) во всех случаях превышает локальное пластовое давление. Перепад между забойным и пластовым давлением в 67% скважин составляет 1 МПа и более. Существует достаточно четкая корреляция между значением этого перепада и объемом рабочего агента, проникшего в пласт (рис. 3.6). Высокая степень корреляции наблюдается также между радиусом проникновения и указанным перепадом давления (рис. 3.7). Причем, чем выше перепад давления к моменту начала освоения, тем ниже значение объема жидкости, проникшей в пласт в период подготовки и проведения подземного ремонта, тем меньшая зона пласта загрязнена добавочной жидкостью. И наоборот, чем больше жидкости проникло в период подземного ремонта в пласт, тем меньший перепад давления сохраняется на забое скважины. Представленные на рис. 3.6. и 3.7., а также в табл. 3.3. данные говорят о том, что объем проникающей в пласт рабочей жидкости в большинстве случаев достаточно велик, достигая 8-12 м3; велик и радиус проникновения до 4-8 м.

И
ная картина наблюдается при глушении скважин с применением ГЭР (гидрофобноэмульсионного раствора). Инфильтрация жидкости в пласт для ΔР = 1- 4 МПа снижается в среднем в 5-6 раз. Радиус проникновения инфильтрата не превышает 0,5 м. Следует при этом отметить, что в технологии глушения скважин с ГЭР, проницаемость призабойной зоны не только

сохраняется, но и несколько увеличивается за счет применения обратных эмульсий. В разработанных составах ГЭР углеводородная фаза, фильтрующаяся как в слабопроницаемые, так и в высокопроницаемые участки пласта, обладает растворяющей способностью АСПО. На основе этих материалов можно судить о существовании определенных резервов в совершенствовании и выборе параметров подготовительных операций к подземному ремонту скважин, а также технологии освоения скважины после окончания ремонта. Во-первых, сокращение сроков подготовки, сроков «ожидания» перед подземным ремонтом скважин, а также уменьшение времени подземного ремонта позволит заметно снизить радиус загрязненной зоны. Это в свою очередь может послужить в большинстве случаев серьезной предпосылкой успешного освоения скважин. Для скважин, оборудованных погружными электроцентробежными насосами, это обстоятельство имеет особое значение, так как удовлетворительный приток из пласта в самом начале освоения обеспечивает нормальные термодинамические условия для работы погружного двигателя.
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   16

Похожие:

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс информация о дисциплине
Транспортное право: учебно-методический комплекс (информация о дисциплине, рабочие учебные материалы, информационные ресурсы дисциплины,...

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс Блок контроля освоения дисциплины
Информатика: учебно-методический комплекс (блок контроля освоения дисциплины: методические указания к выполнению курсовой работы;...

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс «История экономических учений и управленческой мысли»
Учебно-методический комплекс утвержден на заседании кафедры экономики и финансов. Протокол № от

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс удк 342 ббк
Учебно-методический комплекс предназначен для студентов государственно-правовой специализации

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс по курсу «прогнозирование и планирование экономики»
Учебно-методический комплекс подготовили: доцент, к э н. Трушин Ю. М., ассистент Гаркавая В. Г

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс институты
Техника транспорта, обслуживание и ремонт: учебно-методический комплекс / сост. Л. Л. Зотов, С. Е. Иванов. Спб.: Изд-во сзту, 2009....

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс по дисциплине «цены и ценообразование»
Учебно-методический комплекс обсужден и утвержден на заседании кафедры налогов и таможенного дела (протокол №3 от 18 октября 2010...

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс по дисциплине «Экономическая теория»
Учебно-методический комплекс предназначен для самостоятельной работы студентов экономического факультета дневной формы обучения

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс учебной дисциплины психология делового общения 100200. 62 «Туризм»
Учебно-методический комплекс одобрен методической комиссией факультета социального управления

Учебно-методический модуль №4 «эксплуатация скважин» учебно-методический блок №3 iconУчебно-методический комплекс дисциплины «Международное право»
Учебно-методический комплекс составлен в соответствии с требованиями Государственного образовательного стандарта высшего профессионального...

Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2013
контакты
zadocs.ru
Главная страница

Разработка сайта — Веб студия Адаманов