Напорная характеристика скважины

ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ

СКВАЖИНЫ

Ø Гидродинамическая система

Скапливаясь в недрах земли в пористых и трещиноватых породах, нефть и газ образуют месторождения (залежи). Месторождения нефти и газа обнаруживают, разведуют и эксплуатируют при помощи скважин.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины.

Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность – стенкой или стволом, дно забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяют длину скважины, а по проекции оси на вертикаль – её глубину.

Скважины бурят вертикальные и наклонные. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины скважин изменяются в широких пределах: от нескольких десятков до нескольких тысяч литров.

Скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки смонтированы на эстакадах, основаниях или на плавучих буровых платформах или судах.

Гидродинамическая система «Пласт (призабоиная зона) - скважина - глубинное оборудование - лифт»

Рис. 1. Добывающая скважина: 1 — пласт (призабойная зона); 2 — скважина; 3 — область приема погружного оборудования; 4 — насос; 5 — подъемник; 6 — затрубное пространство, заполненное газожидкостной смесью; 7 — затрубное пространство, заполнен­ное газовой фазой

Добывающая скважина, пробуренная в нефтенасыщенный пласт, часть которого примыкает к ней (призабойная зона), с погружным и наземным оборудованием представляет собой единую гид­родинамическую систему, состоящую из отдельных элементов, схема которой представлена на рис. 1.

Для описания данной системы необходимо знать законы работы каждого из элементов. Одни элементы рассматриваемой системы изучены достаточно полно, другие - в меньшей степени. Основ­ными параметрами этой системы при стационарном режиме ее ра­боты являются: дебит жидкости ; давления: забойное - ,на приеме - , на уровне жидко­сти (смеси) - , затрубное - и устьевое - ; геометрические характеристики системы: диаметр и длина скважины, диаметр и длина подъемника; динами­ческий уровень - .

На рис.2. показана принципиальная схема гидродинамической системы. Третий элемент является областью, в которой происходит не только разветвление расчета давления, но и разделе­ние материальных потоков: жидкая и часть газовой фазы попа­дают в погружное оборудование, другая же часть газовой фазы попадает в затрубное пространство.

Рис. 2. Принципиальная схема гидродинамической системы

НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

Ø Необходимы для поддержания давления в пласте

Ø Приемистость нагнетательной скважины

Ø Величина давления нагнетания

Ø Коэффициент продуктивности

Нагнетательные скважины – служат для поддержания давления в пласте. Через эти скважины в пласты с поверхности земли нагнетают воду, газ.

Нагнетание рабочего агента в пласт предназначается для создания в нем искусственного напорного режима, при котором достигается большая величина нефтеотдачи. Причинами являются:

1) предотвращение выделения газа в пласте, которые начинается при снижении пластового давления ниже давления насыщения;

2) создание повышенных градиентов давления, способствующих вытеснению нефти из пропластков с низкой проницаемостью. Кроме того, нагнетание рабочего агента позволяет осуществлять эксплуатацию при повышенных дебитах, что приводит к сокращению срока разработки и в большинстве случаев, улучшает экономические показатели процесса разработки месторождения.

В настоящее время наиболее распространены различные по схеме взаимного размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин процессы нагнетания воды и газа в пласты.

Воду в пласт можно закачивать за контуром нефтеносности, на контуре и внутри контура. Газ следует нагнетать в газовую шапку в пластах, где углы падения пород превышают 10-15 . В некоторых случаях целесообразно применять одновременные воздействие на пласт: нагнетание и газа и воды.

Рабочий агент в пласт в большинстве случаев нагнетается в начальной стадии эксплуатации месторождения. Если упругий запас залежи большой, то нагнетание можно начинать и на более поздней стадии.

На месторождениях, разрабатывавшихся при режиме растворенного газа, к моменту истощения пластовой энергии остаточная нефтенасыщенность ещё очень велика. На таких залежах можно применять так называемые вторичные методы добычи нефти – нагнетание воды или газа на площади залежи через специально пробуренные для этой цели нагнетательные скважины или через эксплуатационные скважины, специально переоборудованные под закачку агента.

Средняя приемистость нагнетательной скважины

, (1)

где - фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне нагнетательной скважины, мкм² (обычно , где - абсолютная проницаемость); -толщина пласта, см; - соответственно давление на забое нагне-тательной скважины и среднее давление на линии нагнетания, МПа,

; (2)

Н - средняя глубина скважины, м; - давление на выкиде насосов, МПа; - потери давления на трение в водоводах и в стволе скважины, МПа;

- вязкость нагнетаемой воды, мПа·с; - коэффициент, учитывающий загрязне­ние призабойной зоны нагнетательной скважины (определяется по данным опыт­ной закачки, а при составлении предварительной технологической схемы или схемы опытной эксплуатации, когда данных по опытной закачке может еще не быть, - по аналогии с другими месторождениями); - приведенный радиус нагнетательных скважин.

Соотношение (1) нельзя использовать непосредственно для определе­ния приемистости, так как в него входит неизвестная величина .

Учитывая, что

,

, (3)

где L - длина рассматриваемого участка линии нагнетания; - число нагне- тательных скважин на выбранном участке; Q_H - суммарное количество закачанной воды на том же участке. После несложных преобразований получим

. (4)

Уравнение (4) легко решить последовательным приближением. Задавшись интуитивно величиной и подставив ее в правую часть (4), найдем первое значение %, подставив которое вторично в правую часть найдем второе значе­ние и т. д.

Насос для нагнетания воды

Установив число скважин на том или ином участке, легко опре­делить среднюю приемистость каждой из них по формуле (3). Однако не­обходимо отметить, что в уравнения (2) и (4) входит давление на за­боях нагнетательных скважин, которое обусловливается давлением на выкиде насосов, используемых для заводнения. Можно применить насосы различных типов и в зависимости от этого иметь различное давление на забое нагнетатель­ных скважин. Как видно из уравнения (4), чем выше давление на забое нагнетательных скважин, тем меньше при прочих равных условиях необходимое число нагнетательных скважин и, следовательно, меньше капитальные затраты на процесс заводнения. Однако, с другой стороны, для повышения давления каждой единицы объема закачиваемой воды необходимо затратить определенное количество энергии, и, следовательно, с уменьшением числа нагнетательных сква­жин повышаются текущие расходы на заводнение. Очевидно, имеется какое-то вполне определенное число скважин и определенное давление на выкиде на­сосов, которые обеспечивают получение минимальных общих затрат на завод­нение. Отсюда ясно, что правильный выбор давления нагнетания имеет большое значение.

Рис. 1. Схема нагнетательной скважины. Давления: - пластовое; - забойное; - буферное; - затрубное

А. П. Крыловым предложена простая приближенная формула для опре­деления наивыгоднейшего давления нагнетания:

, (5)

где - стоимость одной нагнетательной скважины, руб.; - коэффициент полезного действия насосной установки; - средняя продолжительность работы каждой нагнетательной скважины, ч; - количество энергии, необходимой для сжатия 1 м³ воды на 1 МПа, (Дж/м³)/МПа; - стоимость 1 Дж энергии, руб.; - коэффициент продуктивности нагнетательной скважины, (м³сут)/МПа.

Дата добавления: 2014-12-29