ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Способы добычи нефти, их выбор.

Техника и технология освоения скважины промывкой.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

Последовательная замена жидкости осуществляется промывкой скважины по схеме: буровой раствор с большей плотностью на буровой раствор с меньшей, на воду, на нефть. Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опресовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или затрубное пространство (обратная промывка). Из скважины жидкость выходит в сборную емкость. Жидкость закачивается либо ЦА - 320 (цементировочный агрегат) либо насосной установкой УН - 1. Из скважины жидкость выходит в сборную емкость.

Жидкости в скважине заменяется прямой или обратной циркуляции в определённоё последовательности - буровой раствор на минерализованную воду, затем на пресную воду, затем на эмульсионный раствор на углеводородной основе и в конце-концов на нефть. Количество нефти для замены должно быть не менее объема эксплуатационной колонны, а воды - в 1,5 раза больше.

Производительность насоса при замене жидкости в скважине закачкой в межтрубное пространство должна ограничиваться в зависимости от диаметра НКТ (при диаметре НКТ 60 мм - не более 3,5 л/с; - при диаметре 73 мм - 6,0 л/с; - при диаметре 89 мм - 9,0 л/с.)

В случае замены жидкости в скважине закачкой в НКТ производительность насоса не ограничивается. Давление закачки при этом не должно превышать 5 МПа.

Способы добычи нефти, их выбор.

Выбор способа добычи нефти из нефтяных и нефтегазовых скважин - основа последующей эффективной их эксплуатации. Он зависит от комплекса причин, но результирующим фактором должна быть экономическая целесообразность.

Практика показала, что надежный выбор базируется на анализе множества показателей.

Энергоемкость процесса подъема жидкости зависит от коэффициента полезного действия, который для разных способов добычи имеет различные значения.

Капитальные вложения при внедрении способа механизированной добычи могут быть рассчитаны достаточно быстро и точно. Но расчеты по их компенсации требуют учета множества труднопрогнозируемых факторов: стоимости нефти, инфляции, изменения во времени размеров налогов и т.д.

В этом могут помочь экономические модели, построенные как в начале разработки месторождения, так и на отдельных ее этапах: способы эксплуатации в процессе разработки также меняются.

Основные положения при выборе способа эксплуатации сводятся к следующему:

1. Каждый из способов подъема жидкости имеет свои

преимущества и недостатки на всем протяжении эксплуатации

скважин. Основой выбора являются запланированный дебит и

относительно низкие эксплуатационные расходы в течение "жизни"

скважины.

2. Показатели эксплуатации скважин различными способами

следует сравнивать между собой, а затем оценивать их экономически.

3. При выборе способа необходимо учитывать культуру производства

и требуемую квалификацию обслуживающего персонала.

4. Ограничения, существующие на момент выбора способа,

касающиеся техники, технологии, конъюнктуры рынка и т.д., со временем могут меняться, поэтому расчеты следует периодически повторять.

Показатели, составляющие основу выбора способа эксплуатации по всем применяемым технологиям механизированной добычи:

1) штанговый глубинный насос;

2) штанговый винтовой насос;

3) электропогружной центробежный электронасос;

4) диафрагменный насос;

5) гидропогружной насос;

6) струйный насос;

7) непрерывный газлифт;

8) периодический газлифт;

9) плунжерный газлифт.

Анализ семейства кривых лифтирования.

Процесс лифтирования жидкости не зависит от того, откуда поступает газ к башмаку подъемных труб — из пласта или с поверхности.

В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в корпус задвижки через штуцер в днище набивают уп-лотнительную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238».

В процессе эксплуатации проводят тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить следующие осложнения: а) при уменьшении р2 и одновременном повышении рзатр — отложения парафина и солей в НКТ; б) при уменьшении р2 и Рзатр — образование песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ; в) при уменьшении р% и увеличении Q — разъедание штуцера; г) при увеличении р2 и р3атр и уменьшении Q — засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе,

показатель которого — величина pz, а с другой стороны, замена подъемника (НКТ) в скважине — процесс сложный, дорогостоящий и в основном отрицательно влияющий на ее продуктивность.

Этот процесс осуществляется для ввода в работу новых и отремонтированных скважин.

Давление закачки газа в процессе эксплуатации скважины называют рабочим давлением рр, причем рп>рр.

В процессе снижения уровня жидкости в линии газоподачи до башмака подъемных труб и повышения уровня смеси в подъемных трубах до устья давление закачиваемого газа монотонно увеличивается до наибольшего значения р„.

Под действием этой репрессии происходит поглощение жидкости пластом с расходом, который определяется продолжительностью продавки (темпом подачи газа), упругими процессами перераспределения давления в пласте и состоянием призабойной зоны (коэффициентом продуктивности).

Погл = 0 определяем Рп с расчетным запасом (в зависимости от соотношения площадей наиболее употребляемых труб величина т„ может изменяться от 1,13 до 8,49, причем большие значения соответствуют однорядному подъемнику кольцевой системы, средние — двухрядному и наименьшие — однорядному центральной системы); в) при tf>nora-*-l (полное поглощение) J)n-*~hpg (приблизиться к этому можно при очень медленных темпах подачи газа и соответственно большой продолжительности процесса продавки).

Анализируя процесс пуска и формулу пускового давления, можно назвать несколько методов, рассмотренных ниже.

Ускорить процесс продавки жидкости в пласт и несколько уменьшить требуемое давление рко можно путем последующего закрытия задвижки на кольцевом пространстве и подачи гаЭа Ё трубное и затрубное пространства, гДё уровень до этого повысился.

Иногда целесообразно провести затем разрядку давления газа в скважине и снова аналогично повторить процесс продавки.

Однако это очень длинный процесс.

Более быстро можно осуществить процесс с применением пусковых отверстий.

При поступлении газа через второе отверстие процесс снижения давления и уровня жидкости повторится.

При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается более 30—50 лет и проходит через ряд стадий, отличающихся новым качественным состоянием залежи.

Разницу давлений открытия клапанов устанавливают с целью создания условий их последовательного закрытия в процессе пуска.

Типовая динамика темпа добычи нефти ГДн, жидкости Гдж и обводненности продукции я„ при водонапорном режиме с выделением стадий разработки: /— освоение эксплуатационного объекта; II' — поддержание высокого уровня добычи нефти; /// — значительное снижение добычи нефти; IV — завершающая скими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости п„ (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды _к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

Оптимальным режимом можно считать режим, характеризующийся минимумом удельной, подаваемой в скважину энергии, приходящейся на единицу расхода жидкости (более точно процесс расширения газа следует считать политропическим): ^- (8.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача — замедление темпа снижения добычи нефти.

От принципа действия пусковых клапанов несколько зависит процесс пуска скважины.

Рассмотрим процесс пуска с использованием наиболее распространенных сильфонных клапанов, управляемых давлением газа в кольцевом пространстве (см.

В заключение отметим, что производственный процесс добычи нефти на протяжении четырех стадий характеризуется неравномерностью отбора нефти, нефтяного газа и воды, неравномерной нагрузкой промыслового оборудования, изменением состава потока флюидов в скважинах, трубопроводах и установках во времени.