Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой...
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...
Топ:
Марксистская теория происхождения государства: По мнению Маркса и Энгельса, в основе развития общества, происходящих в нем изменений лежит...
Процедура выполнения команд. Рабочий цикл процессора: Функционирование процессора в основном состоит из повторяющихся рабочих циклов, каждый из которых соответствует...
Выпускная квалификационная работа: Основная часть ВКР, как правило, состоит из двух-трех глав, каждая из которых, в свою очередь...
Интересное:
Наиболее распространенные виды рака: Раковая опухоль — это самостоятельное новообразование, которое может возникнуть и от повышенного давления...
Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов: Изучение оползневых явлений, оценка устойчивости склонов и проектирование противооползневых сооружений — актуальнейшие задачи, стоящие перед отечественными...
Распространение рака на другие отдаленные от желудка органы: Характерных симптомов рака желудка не существует. Выраженные симптомы появляются, когда опухоль...
Дисциплины:
 2020-11-19 |
 406 |
из
5.00
|
Заказать работу |
Использование струйных аппаратов обеспечивает достаточно высокое качество освоения скважин и интенсификации притока за счет глубокого дренирования прискважинной зоны пласта и ее очистки от продуктов бурения.
Эксплуатация струйных насосов дает возможность:
- создавать заданную депрессию на пласт и, при необходимости, управлять её величиной и периодом ее создания без использования компрессорных и азотгенерирующих установок;
- проводить в процессе освоения скважин запись кривых восстановления давления после снижения давления в подпакерной зоне до проектной величины;
- осуществлять дистанционный контроль регистрирующими приборами, изменения давления в процессе исследования и очистки ПЗП.
Таблица 5.1 – Результаты работ по освоению скважин струйными насосами на Приобском месторождении
| Номер скв. | Интервал освоения, м | Пласт | До интенсификации | После интенсификации | Коэф. прониц. Кпр10‒15 мкм2 | ОП после интенси | Примечание | ||
| Дебит м3/c | Коэф. прод. м3/сут атм | Дебит м3/c | Коэф. прод м3/cут МПа | ||||||
| Ндин, м | Ндин, м | До интенсиф. | |||||||
| 137 | 2622‒2654 | 
| 
| 0,065 | 
| 0,102 | 2,79 | 1,57 | После повт. перфор. |
| 241 | 2694‒2704 | 
| 
| 0,021 | 
| 0,064 | 7,25 | 3,04 | |
| 251 | 2594‒2605 | 
| «сухо» | ‒ | 
| 0,014 | 0,78 | + | |
| 290 | 2633‒2648 | 
| 
| 0,0286 | 
| 0,047 | 17,8 | 1,68 | После повт. перф. |
| 291 | 2664‒2679 | 
| 
| 0,044 | 
| 0,03 | 5,8 | 0,75 | |
| 332 | 2596‒2640 | 
| 
| ‒ | 
| 0,023 | 11,5 | 5,9 (по дебитам) | После СКО |
| 400 | 2722‒2711 2728‒2734 |
| 
| ‒ | 
| ‒ | ‒ | 15,6 | После КЩО |
| 418 | 2790‒2813 2761‒2772 | 
| «сухо» | ‒ | 
| 0,017 0,011 | ‒ | + + | После СКО ‒''‒ |
| 419 | 2681‒2691 2775‒2735 | 
| «сухо» | ‒ | 
| ‒ | ‒ | + | После КЩО |
| 427 | 2655‒2779 2682‒2698 | 
| 
| 0,07 | 
| 0,097 | 7,5 | 1,4 | После СКО |
| 600 | 2680‒2695 | 
| 
| ‒ | 2,86 1234 | ‒ | ‒ | 2.04 (по дебитам) | |
| 611 | 2724‒2759 2818‒2826 |
| 
| ‒ | 
| 0,015 | 28,3 | 4,88 (по дебитам) | |
В таблице 5.1.представлены результаты освоения скважин струйными насосами на Приобском месторождении.
В 3‒х скважинах (251, 418, 419) получены притоки нефти, хотя до интенсификации объекты характеризовались как непродуктивные.
В скважинах 332, 600 и 611, из‒за отсутствия промысловых данных для определения коэффициента продуктивности, расчёт отношения продуктивностей (ОП) сделан как отношение дебитов до и после интенсификации относительно известной величины депрессии до воздействия на продуктивные пласты. В скважине 291 не удалось достигнуть увеличения продуктивности из‒за длительности по времени простоя после СКО до момента воздействия струйным насосом. Для данной группы скважин высокую эффективность показал комплексный метод воздействия на ПЗП солянокислотными или кислотно‒щелочными растворами (скв. 332, 400, 418, 419, 427), с последующим освоением и исследованием пластов струйными насосами.
Целесообразность производства работ на разрабатываемом Ермаковском месторождении базировалась на следующих данных. По результатам обработки промыслово‒геофизического материала 135 скважин Ермаковского месторождения, пробуренных в 1987–1990 гг., глубина зон проникновения фильтрата бурового раствора достигла гораздо больших значений, чем глубина вскрытия пластов перфораторами. В 75 % случаев глубина зоны проникновения фильтрата бурового раствора изменялась от 0,6 до 3 м, в то время как глубина вскрытия пласта перфораторами ПКС‒80, ПК‒105 не превышала 0,35‒0,40 м. Поэтому в подавляющем большинстве случаев вскрытие продуктивных пластов перфорацией не выходит за пределы зон проникновения фильтрата бурового раствора со всеми вытекающими отсюда последствиями: ухудшаются коллекторские свойства пластов, уменьшается полнота охвата продуктивного разреза, существенно снижаются дебиты скважин.
Анализ текущего состояния действующего фонда скважин месторождения позволяет сделать вывод, что 31 % скважин имеет дебиты нефти, составляющие менее 50 % потенциального. Дренирование пласта струйным насосом по каждой скважине осуществлялось в течение 4–6 ч. В результате количество вынесенной из скважины смеси фильтрата бурового раствора, парафина, загрязнений с водой составляло 0,5–9 м3. Работы осуществлялись без особого подбора скважин, все они были взяты из бездействующих или простаивающих. Успешность операций составила 60 %. В скважинах с положительным результатом дебит нефти увеличился в 1,5–3 раза. По данным замеров, сделанных отдельно в скважинах, дополнительная добыча нефти составила 4594 т., что в среднем равно 459,4 т на одну успешную скважино‒операцию (таблица 5.2).
По некоторым скважинам эффект прекратился или снизился по организационно‒техническим причинам. Средняя продолжительность эффекта
Таблица 5.2‒ Результаты применения насоса УЭИП‒1 на добывающих скважинах Ермаковского месторождения
| Куст, | Пласт | Режим на дату установки | Дата проведения КРС | Плановый qж, | Режим работы после КРС | Доп. добыча нефти, т. | |||||||||
| Данные из «Шахматок» (qж/qн) по времени эксплуатации | |||||||||||||||
| qж, т/сут | qн, т/сут | В, % | 07.95г | 8.95г | 9.95г | 10.95г | 11.95г | 12.95г | 1.96г | 2.96г | |||||
| 1523 229б | АВ13+АВ21 | ‒ | ‒ | ‒ | 09.95г | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ |
| 464 265 | А13+А21 | 4.0 | 1.8 | 55.0 | 10.95г | 8.0 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ |
| 2414 423 | А22 | 3.2 | 2.6 | 6.5 | 09.95г | 10.0 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 3.0/3.0 | 1.2/1.1 | 1.0/0.8 | 7.0/4.2 | 50.8 |
| 505 307 | А22 | 2.3 | 2.0 | 14.0 | 12.95г | 6.0 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 9.0/8.0 | 9.0/8.5 | 8.0/7.5 | 475.9 |
| 2429 334 | А3 | 07.95г | ‒ | ‒ | 10.0/1.1 | 3.0/0 | 3.0/0 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 29.5 | |||
| 2401 323 | А3 | 8.2 | 6.5 | 8.8 | 09.95г | 10.0 | ‒ | ‒ | 10.0/0 | 0.5/0 | 6.0/5.0 | 7.0/6.0 | 5.0/4.6 | 5.7/5.3 | ‒ |
| 2428 424
| А3 | 1.8 | 1.1 | 35.1 | 09.95г | 10.0 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 7.0/4.0 | 7.7/6.3 | 7.4/6.0 | 7.0/5.6 | 459.0 |
| 661 412 | А3 | 5.0 | 4.6 | 8.0 | 10.95г | 5.0 | ‒ | ‒ | ‒ | 16.0/0 | 18.0/0 | 17.0/0 | 9.7/0 | ‒ | ‒ |
| 3506 260б | Ю11 | 6.0 | 5.6 | 6.0 | 10.95г | 6.0 | ‒ | ‒ | ‒ | 9.0/7.8 | 6.0/5.0 | 4.3/3.7 | 2.0/1.0 | 6.2/5.8 | ‒ |
| 1125 282 | А13+А21 | 19.2 | 6.9 | 62.5 | 09.95г | 30.0 | ‒ | ‒ | 40/39 | 36/20 | 31/18 | 41/24 | 24.3/21.1 | 20/7.8 | 1506.3 |
| 815 295 | А13+А21 | 13.0 | 11.0 | 16.0 | 11.95г | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 26/15 | 22/13.4 | 19/8.1 | 145.6 |
| 1397 208б | А13+А21 | 3.7 | 2.3 | 38.5 | 12.95г | 8.0 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 7.0/5.8 | 5.3/4.2 | 140.8 |
| 1200 301 | А12+А21 | 8.6 | 2.0 | 76.2 | 12.95г | 15.0 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 10.5/3.3 | 15/4.8 | 105.8 |
| 1544 278б | Ю11 | Освоена после перфорации | 06.95г | ‒ | 4.4/2.7 | 4.5/2.6 | 3.5/2.2 | 2.5/0.5 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 204.6 | ||
| 3314 211 | Ю12 | 6.0 | 3.0 | 50.0 | 10.95г | 30.0 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 5.0/4.0 | 4.0/1.0 | ‒ |
| 1479 211б | Ю11 | 4.0 | 3.0 | 24.0 | 10.95г | 10.0 | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ |
| 3190 267 | Ю11 | 30.0 | 27.0 | 10.0 | 11.95г | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | ‒ | 25/23 | 59/52.8 | 58.7/56.3 | 1375.7 |
составляет 2,6 месяцев (82 сут). По многим скважинам (44 % от числа отработанных) эффект продолжается.
С целью увеличения дебита скважин и снижения скин‒эффекта на эксплуатационных объектах Ермаковского месторождения проводились работы по оптимизации режимов эксплуатации скважин с применением струйного насоса типа УЭИП‒1.
Таким образом, анализ результатов применения струйных аппаратов для освоения скважины, очистки прискважинной зоны пласта от загрязняющих компонентов с целью увеличения дебитов и вывода скважин на потенциальный режим свидетельствует о достаточно высокой эффективности данных работ. Даже на таком сложном с геологической точки зрения месторождении, как Ермаковское, успешность работ составила около 60 %.
Очевидно, что более тщательный подбор скважин на основе геологического изучения пласта, скелета породы и анализа показателей эксплуатации скважины, а также контроль над выполнением технологическихопераций позволяют успешно использовать метод управляемых депрессий при интенсификации притока на других месторождениях Западной Сибири.
Всего за счёт применения струйных насосов, для целей освоения скважин, на Ермаковском месторождении дополнительно добыто 4594 тыс. т. нефти.
Планирование и проведение эффективных технологических процессов освоения скважин, интенсификации притоков с помощью струйных аппаратов
На начальном этапе работ необходимо установить начальную продуктивность скважины 
. Для этого в точках 1, 2, 3 и 4 (рис.5.7) осуществить двухчасовые режимы освоения скважины и после четвертого режима закрыть скважину на забое на срок более двух часов для регистрации кривой восстановления давления. Также отстроить начальную индикаторную характеристику и определить коэффициент начальной продуктивности скважины .
Следовательно, при забойном давлении на первом режиме и депрессии 
дебита пластового флюида из скважины не будет получено (
). На втором режиме и забойном давлении в скважине 
и депрессии 
будет получен дебит пластового флюида 
. Соответственно, на третьем и четвертом режимах при 
, 
, 
и 
, 
, 
.
Начальная индикаторная характеристика 1, 2, 3, 4 берется за основу планирования и проведения работ второго этапа по интенсификации притока нефти и освоения скважины с помощью струйного насоса. Основная цель второго этапа работ – по возможности максимально снизить фильтрационные сопротивления в прискважинной зоне пласта и подготовить ПЗП к обработке химическими растворами с целью повышения ее проницаемости.
На данном этапе работ необходимо осуществить пять режимов освоения.
Рис. 5.7 – Планирование и проведение эффективной технологии освоения скважины и интенсификации притока с помощью струйного насоса
Согласно рис. 5.7 режимы второго этапа работ по интенсификации и освоению скважины с помощью струйного насоса будут следующими:
1 – при забойном Рс1 и ∆Р02 определить дебит Q1 1.
2 – при депрессии на пласт 
производится дренирование скважины в следующем порядке: 5–10 минут выдержка пласта под депрессией, 15–20 остановка наземного насосного агрегата, снятие депрессии. 
условно принимается равным гидростатическому 
. Количество депрессионных циклов осуществляется до полной стабилизации дебитов пластовых флюидов и отсутствия в них механических примесей. После дренирования продуктивного пласта скважина в течение двух часов осваивается на режиме указанной депрессии, при этом давление на приеме струйного насоса будет 
согласно рисунку 5.7;
3 – При депрессии на пласт 
проводится дренирование в указанном выше порядке, затем двухчасовое освоение скважины при данной депрессии, давление на приеме струйного насоса будет 
.
4 – Дренирование скважины при депрессии на пласт 
. Количество циклов и условия аналогичны выше описанным. Затем двухчасовое освоение скважины на указанной депрессии, при этом давление на приеме насоса составит 
.
5 – Циклическое дренирование скважины при депрессии на плат 
. Двухчасовое освоение и закрытие скважины на забое для регистрации КВД.
Соответственно для каждого режима определяются технологические параметры. По выражению (5.6) определяется 
– рабочее давление на наземном насосном агрегате, МПа.
Для режима 2:
 .
| (5.6) |
По технической характеристике наземного насосного агрегата при данном рабочем давлении 
определяется расход рабочей жидкости 
(м3/сут), рабочая скорость прокачки, число оборотов коленчатого вала.
По формуле (5.7) определяется коэффициент инжекции:
 ,
| (5.7) |
где 
– дебит скважины при режиме освоения 2’, м3/сут.
Далее, по выражению (5.3) определятся относительный перепад давления, создаваемый струйным насосом:
 ,
| (5.8) |
где 
, 
, 
– площадь соответственно рабочего сопла на выходе потока, м, камеры инжекции и камеры смешения, м2; 
, 
, 
– плотность соответственно рабочего, инжектируемого и смешанного потоков, кг/м3.
Для определения коэффициентов гидравлических сопротивлений в трубном 
и кольцевом пространстве 
по формулам (5.7) и (5.8) определяем числа Рейнольдса:
 ,
| (5.9) |
где 
– коэффициент динамической вязкости рабочей жидкости, мПа·с; 
– внутренний диаметр труб, м.
Для кольцевого пространства
 ,
| (5.10) |
где 
– внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; 
– наружный диаметр насосно‒компрессорных труб, м; 
– динамическая вязкость смешанной жидкости, мПа·с; 
– расход смешанной жидкости, м3/с.
Согласно выражений (5.11) и (5.12) определяем потери давления в НКТ и кольцевом пространстве скважины:
 ;
| (5.11) |
 ,
| (5.12) |
где 
– глубина установки струйного насоса, м; 
– внутренний диаметр НКТ, м; 
– наружный диаметр НКТ, м; 
– внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
Определяем давление на входе в рабочее сопло струйного насоса:
 ,
| (5.13) |
где 
‒ давление рабочей жидкости на глубине установки струйного насоса, МПа.
Давление на выходе струйного насоса определяется по формуле (5.14):
 ,
| (5.14) |
где 
– давление смешанной жидкости на глубине установки струйного насоса, МПа.
Относительный перепад давлений, развиваемый струйным насосом при создании депрессии на пласт, согласно выражения (5.15) и откачки пластового флюида для режима 2:
 .
| (5.15) |
Полученное выражение должно корректироваться с основной формулой (5.7).
После осуществления второго этапа работ по освоению и интенсификации притока необходимо провести обработку ПЗП химическими растворами (кислота, щелочи, ПАВ, растворители и т.д.).
Виды химических обработок прискважинной зоны пласта определяются из промыслового опыта каждого месторождения и конкретного пласта.
Далее в режиме максимальной депрессии при давлении на приеме струйного насоса 
производится откачка из ПЗП прореагировавших химических растворов и переходят к третьему этапу работ по освоению скважины, интенсификации притока с помощью струйного насоса. В данном случае также необходимо определить забойное скважинное давление, при котором дебит скважины 
.
На данном этапе работ необходимо осуществить шесть режимов освоения скважины и значительное количество циклов дренирования пласта. Порядок, условия, продолжительность, расчет режимно‒технологических параметров аналогичны предыдущему второму этапу работ.
В реальных практических условиях полностью устранить фильтрационные сопротивления в ПЗП 
и достигнуть 
в залежи очень трудно. Однако, существует эффективный способ кардинального изменения состояния прискважинной зоны пласта с точки зрения значительного повышения ее проницаемости, если геолого‒технические условия соответствуют следующим требованиям:
- высокое качество крепления эксплуатационной колонны;
- пласт представлен в высокой степени сцементированным поровым коллектором;
- отсутствуют в разрезе близкорасположенные водоносные горизонты;
- мощные и литологически выдержанные кровля и подошва продуктивного пласта.
Большое внимание уделено изучению закономерностей дилантантного разрушения низкопроницаемых отложений ачимовской, баженовской и тюменской свит. В данной работе на достаточном промысловом материале при его обобщении установлено, что создание в скважине глубоких депрессий сопровождается дилантантным разрушением пласта, превращающим его в пористо‒трещиноватый коллектор. По мере отбора жидкости из пласта и снижения порового давления происходит дополнительное нагружение скелета весом вышележащих пород. Когда перегрузка в каком‒либо месте превосходит локальный предел прочности на сжатие, то в нем появляются микротрещины или новые поры, в результате увеличивается проницаемость.
Рассматриваются два вида протекания дилантантного процесса: первый в проницаемом пласте, второй в поровом коллекторе. При всем этом, он считает, что процесс образования новой системы трещин и пор в пласте идет более интенсивно, если к упругой энергии, запасенной в пористой среде, добавляется энергия выделяющегося из нефти газа.
Четвертым этапом работ по интенсификации притока нефти и освоению скважины является увеличение фильтрационно‒емкостных свойств продуктивного горизонта развитием трещиноватости не только по удалению от стенки скважины, но и по всей его мощности дилантантным разрушением пласта из‒за создания в нем высоких напряжений от нагружения его весом вышележащих горных пород. Дилантантное разрушение горных пород продуктивного пласта протекает более эффективно, когда на пласт создаются депрессии, обеспечивающие условие 
(в данном случае определяется давление насыщения нефти газом 
, рассчитываются режимно‒технологические параметры, величина депрессии).
Количество режимов и время выдержки пласта под высокой депрессией могут конкретно регламентироваться в промысловых условиях по стабилизации дебитов пластовых флюидов, отсутствия в промывочной жидкости механических примесей и продуктов разрушения пласта.
После четвертого этапа работ скважина осваивается на режимах, аналогичных предшествующему этапу работ, при этом размерности дебитов по оси абсцисс могут кратно увеличиваться.
На основании проведённых исследований построена блок – схема проведения работ по освоению и исследованию скважин струйными насосами на месторождениях Западной Сибири (рис.5.8).
Рис.5.8 – Блок‒схема освоения и исследования пластов с помощью струйных аппаратов на месторождениях Западной Сибири
Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...
Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни...
История развития хранилищ для нефти: Первые склады нефти появились в XVII веке. Они представляли собой землянные ямы-амбара глубиной 4…5 м...
Своеобразие русской архитектуры: Основной материал – дерево – быстрота постройки, но недолговечность и необходимость деления...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!