Коэффициент продуктивности

. (6)

Поскольку величина он еще не известна, а подлежит определению в дальнейшем, ею можно задаться ориентировочно.

Определив по формуле (5) оптимальное давление нагнетания, нужно подобрать тип насосов, способных обеспечить давление, по возможности наи­более близкое к этому значению, и установить рабочее давление нагнетания. Затем, подсчитав забойное давление нагнетательных скважин, по уравнениям (4) и (3) находят число нагнетательных скважин и приемистость одной скважины.

ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ

(эксплуатационные)

Ø Проницаемость горных пород

Ø Производительность скважины

Ø Формула Дюпюи

Добывающие скважины предназначены для извлечения нефти, газа из разведанных залежей.

Производительность нефтяных и газовых скважин зависит от многих факторов. Главный из них, оказывающий наибольшее влияние, – проницаемость горных пород, слагающих продуктивный пласт. Очевидно, что из плотных слабопроницаемых коллекторов вызвать приток нефти (газа) значительно труднее, чем из проницаемых пород. Само же движение нефти (газа) сопровождается преодолением больших сопротивлений, чем в проницаемых коллекторах, что приводит к большим затратам пластовой энергии.

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

Естественная проницаемость, т.е. проницаемость, сложившаяся в ходе формирования пласта в период геологических эпох, в процессе разработки месторождений нефти и газа изменяется. Так, при вскрытии пласта при бурении скважины естественная проницаемость пласта уменьшается под действием бурового раствора и его фильтрата. На проницаемость влияют цементный раствор, закачиваемый в скважину при креплении ее обсадной колонной, перфорация (вследствие проникновения в каналы перфорационной жидкости из скважины и продуктов, образующихся при выстрелах), а также сам процесс эксплуатации (при добыче нефти и газа) за счет выпадения в порах и поровых каналах пласта парафина, смол, твердых частиц и других осадков. Естественная проницаемость уменьшается главным образом в призабойной, зоне пласта (ПЗП), поэтому при освоении скважины, и в процессе ее эксплуатации на ПЗП действует различными методами с целью повышения проницаемости.

Производительностью скважины называют суммарную суточную добычу пластовых флюидов. Производительность нефтяной скважины определяется суточной добычей нефти, газа и воды, а газовой скважины – суточной добычей газа, газового конденсата и воды. Нефть, конденсат и воду измеряют в тоннах, а газ – в кубических метрах.

При отборе жидкости (газа) из скважины пласте двигаются (фильтруются) пластовые флюиды. Движение флюидов в пласте происходит по радиальным направлениям. По мере приближения к скважине при условии постоянной величины отбора флюидов из скважины, постоянной толщины и однородной проницаемости пласта скорость фильтрации (движения) флюидов возрастает, достигая максимума у стенки скважины. Рост скорости фильтрации обусловлен сокращением площади, через которую двигаются пластовые флюиды, достигающей минимума, и стенки скважины. Из гидродинамики известно, что при возрастании скорости увеличиваются и силы сопротивления движению, а следовательно, повышаются и затраты энергии на преодоление флюидами единицы пути или, что аналогично, потери давления на единицу длины пути (градиент давления).

Зависимость между дебитом скважины и перепадом давления, величина которого определяется разностью между пластовым и забойным давлениями, определяют по формуле Дюпюи. Использовав формулу Дарси, Дюпюи для радиального установившегося притока в скважину однородной жидкости получил следующую формулу для притока нефти:

, (1)

где - дебит скважины, м³/с; - проницаемость пласта, мкм²; - толщина пласта, м; и - пластовое и забойное давление, Па; - вязкость жидкости, Па ; - радиус контура питания, м; - радиус скважины, м.

Управления для притока газа в скважину имеет вид:

, (2)

где - массовый расход газа, причем ; - переменный объемный расход газа при переменном давлении ; - плотность газа в тех же условиях; - коэффициент, от природы газа .

Анализ формул (1) и (2) показывает, что на производительность скважин, в частности на дебит нефти и газа, влияют:

1) 1) проницаемость пласта – чем выше проницаемость, тем больше дебит нефти (газа);

2) 2) толщина пласта – чем она больше, тем выше дебит скважины;

3) 3) депрессия на пласт – чем больше депрессия, тем выше дебит скважины (в пределах устойчивости породы пласта);

4) 4) вязкость жидкости (нефти) – чем она больше, тем ниже юебит скважины;

5) 5) отношение радиуса контура питания к радиусу скважины – чем больше это отношение, тем выше дебит скважины.

ОБОРУДОВАНИЕ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Ø Оборудование устья скважин

Ø Оборудование обвязки обсадных колонн

Ø Арматура для фонтанных неф­тяных и газовых скважин

Ø Внутрискважинное оборудование Пакеры

Ø Скважинные камеры

Ø Газлифтные клапаны

Ø Комплексы управляемых клапанов-отсекателей

К основным факторам, определяющим конструкцию скважины, относятся:

· диаметр эксплуатационной колонны, позволяющий эксплуатировать скважину известными способами;

· геологический разрез месторождения, характеристика которого определяет глубины спуска промежуточных колонн;

· технический возможный выход из-под башмака предыдущей колонны, обусловленный состоянием техники бурения в данном районе, на данном этапе;

· минимальный расход металла.

Кроме перечисленных факторов при выборе конструкции скважины необходимо иметь в виду возможность перехода впоследствии к эксплуатации пройденных продуктивных пластов в этой же скважине и последующего углубления скважины.

Эксплуатационную колонну выбирают, принимая во внимание: возможность выполнения в колонне работ, связанных с эксплуатацией и ремонтом скважины в течение всего периода ее существования; получение наивыгоднейшей (наибольшей) суточной и суммарной добычи (нефти, газа, конденсата и воды), наиболее низ­кую стоимость скважины при достаточной прочности крепления ствола.

Выбор диаметра промежуточной колонны определяется условиями спуска последующей колонны.

Дата добавления: 2014-12-29