Силы, вызывающие движение нефти по пласту
Энергия – это физическая величина, определяющая способность тел совершать работу. Работа, применительно к нефтедобыче, представляется как разность энергий или освободившаяся энергия, необходимая для перемещения нефти в пласте и дальше на поверхность. Различают естественную и в случае ввода извне , с поверхности искусственную пластовые энергии. Они выражаются в виде потенциальной энергии как энергии положения и энергии упругой деформации.
Потенциальная энергия положения: Е n = Мghст ,
где М – масса тела (пластовой или закачиваемой с поверхности воды, нефти, свободного газа); g – ускорение свободного падения; h ст – высота, на которую поднято тело по сравнению с произвольно выбранной плоскостью начала отсчета ( для жидких тел это гидростатический напор).
Поскольку масса тела М = Vp , rghст = p, то энергия положения равна произведению объема тела на создаваемое давление:
Е n = Vpghст = Vp, где, р – плотность тела.
Чем больше масса тела и высота его положения (напор) или объем тела и создаваемое им давление, тем больше потенциальная энергия положения. Потенциальная энергия упругой деформации Ед = Р 
l, где Р = рF – сила, равная произведению давления р на площадь F ; l – линейная деформация (расширение). Так как приращение объема V = Fl , то Е д = р 
V.
Приращение объема V при упругой деформации можно представить, исходя из закона Гука, через объемный коэффициент упругости среды.
Следовательно, чем больше упругость и объем среды (воды, нефти, газа , породы), давление р и возможное снижение давления
Основными источниками пластовой энергии являются: напор краевой и подошвенной вод, давление газа газовой шапки и растворенного газа в нефти после его выделения из раствора, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его флюидов (нефти, воды, газа). Эти силы проявляются совместно или раздельно.
Таким образом энергетические ресурсы пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем оно выше, тем полнее может быть использована залежь нефти.
Появление АВПД вызывает осложнения при бурении. Для предотвращения проявления высоконапорных горизонтов применяют утяжеленные растворы, что в свою очередь затрудняет создание цементного сплошного кольца в затрубном пространстве и способствует прорыву вод. Помимо этого, проникая в поры пласта, утяжеленный глинистый раствор создает неблагоприятные условия для испытания пластов, содержащих флюид.
Наличие АВПД на ряде месторождений России ставит ряд сложных геологических, технологических и экологических проблем , от решения которых зависит выбор оптимальных и наиболее эффективных технологий разработки. Основной проблемой, возникающей при разработке месторождений подобного типа, является опасение, что в процессе снижения давления продуктивные карбонатные или терригенные отложения трещинного или порово-трещинно-кавернозного типа будут подвергаться деформационным процессам, что может привести к снижению проницаемости и резкому уменьшению продуктивности скважин.
Пластовое давление .
Значения Рпласт. в различных точках залежи неодинаковы. Они меняются как во времени и в процессе разработки. За начальное пластовое давление принимают статистическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до отбора из пласта какого-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Эти единичные замеры, возможные лишь в определенных точках залежи не могут быть приняты для всей залежи в целом. Поэтому для определения среднего Р пласт. ,полученные замеры по первым скважинам пересчитывают на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности . Когда размеры залежи значительны - желательно иметь данные о начальном Р пласт. по скважинам , расположенным в центральной ее части и замеры Р пласт. по каждой скважине , пробуренной в период пробной эксплуатации.
При извлечении из залежи нефти или газа Р пласт. падает и оказывается ниже начального ( в случае естественной разработки, без воздействия на пласт). Поэтому , чтобы определить Р пласт. на любую дату определяют текущее пластовое давление, т.е. статистическое забойное давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине, в которой после ее остановки установилось относительное статистическое давление. Все другие скважины являются рабочими, то в пласте не устанавливается относительное статистическое равновесие. Поэтому в качестве текущего пластового давления замеряют динамическое пластовое давление.
Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовое давление в эксплуатационных скважинах. Эти замеры производятся глубинными манометрами. Их использование ( когда измерение идет манометром по стволу скважины ) дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водонефтяной смеси.
При фонтанном или компрессорном способе эксплуатации ( когда невозможно применять глубинный манометр) Р пласт. определяют по формулам расчетным путем.
При глубинно-насосной эксплуатации для определения Р забойных используют данные о статистических уровнях в скважинах, которые замеряются в затрубном пространстве( эхолотом, желонкой). Знание уровней нефти и воды в скважине позволяют подсчитать Р забойное по формуле :
h н Р н h в Р в
Р забойное =
10 10 ,
где hн и h в - столбы нефти и воды в скважине ( м.);
Рн и Р в - плотности нефти и воды.
Статистическое Р забойное можно приближенно определить в насосной скважине , используя данные пробных откачек по эмпирической формуле :
Q = K ( P пласт. - Р заб.) n ,
где Q - дебит жидкости в скважине ( т/сут);
К - коэффициент продуктивности скважины ( т/сут ат)
Р пласт. - пластовое давление в зоне исследуемой сква-
жины, измеренное после ее остановки;
( Р пласт. - Р заб. ) - депрессия на пласт ;
n - степень, которая при линейном законе фильтрации
принимается равной единице.
Температура пласта .
Данные о температуре пласта используются при проектировании и анализе разработки пласта ( горизонта), для определения режима пласта и динамики движения пластовых вод, для установления условий формирования залежей нефти и газа. Перед замером температуры скважина должна быть остановлена на 20 – 25 суток , чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим . Обычно температуру измеряют через 5 – 6 часов после остановки скважины. Данные о температуре используют для определения геотермической ступени и геотермического градиента.
Геотермическая ступень - это расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 о С. Геотермическая ступень определяется по следующей формуле :
H - h
G =Т - t , где :
G - геотермическая ступень , м/ Со ;
Н - глубина места замера t ( м ) ;
h - глубина слоя с постоянной температурой (м) ;
Т - температура на глубине Н , в о С ;
t - средняя годовая температура воздуха на поверхности в о С.
Геотермический градиент ( Г ) равен :
Г =
Зависимость между G и Г выражается соотношением :
100
Г =
G
В среднем геотермический градиент равен 33 м.
1. Категории скважин.
Природным источником сырья ( нефти, газа ) является залежь. Доступ в нее обеспечивается посредством множества скважин. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:
- добывающие ;
- нагнетательные;
- специальные.
Добывающие скважины , имеющие фонтанное , насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.
При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным , так как характерен для вновь открытых , энергетически не истощенны месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин.
Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти .
При газлифтном способе добычи в скважину для подъема нефти на поверхность подают ( или закачивают с помощью компрессоров ) сжатый ( углеводородный ) газ или крайне редко воздух, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.
В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых ( ШСН ) или погружных ( ЭЦН). На промыслах используют и другие способы эксплуатации скважин.
Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должна обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.
Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов ( их прерывистости ) , плотности сетки скважин основного фонда и т. д.
Наблюдательные и пьезометрические скважины служат в качестве контрольных и предназначены для:
-наблюдательные для периодического наблюдения за изменением положения ВНК и ГНК , ГВК , за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;
- пьезометрические - для систематического изменения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.
Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.
Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях ( залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С .
Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды , сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.
Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.
Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.
Скважины – дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения ( физического износа) или по техническим причинам ( в результате аварий при эксплуатации ) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин – дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.
Законсервированные скважины - не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации ( независимо от их назначения ), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.
Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации ( действующие ), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта , находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.
К находящимся в эксплуатации ( действующим ) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.
В фонде, находящихся в эксплуатации ( действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово- профилактическом обслуживании( простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце ).
К находящимся в капремонте после эксплуатации относятся скважины, выбывшие из действующих, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему