Геолого-промислова характеристика нафтогазового родовища (стр. 5 из 9)

Обґрунтування параметрів роботи середньої свердловинита інших вихідних даних для технологічних розрахунків.

Всі розрахунки проводимо для середньої свердловини. Для визначення параметрів середньої свердловини потрібні режими роботи експлуатаційних свердловин горизонту ГКР.

Визначаємо середній дебіт газу:

де

тис.м3/добу;

тис.м3/добу;

тис.м3/добу.

Визначаємо середній гирловий тиск

Глибину свердловини до середини інтервалу перфорації, м L=3744 м

За величиною середнього гирлового тиску визначаємо середній вибійний тиск.

Визначаємо коефіцієнт S:

К

Визначаємо коефіцієнт

:

- внутрішній діаметр колони труб, см; діаметром 73 мм дорівнює 0,024.

Визначаємо середній вибійний тиск.

МПа

Визначаємо мінімальний необхідний дебіт газу для винесення рідини з стовбуру свердловини:

тис.м3/добу

3. Методи інтенсифікації

3.1 Кислотна обробка

Кислотні оброблення свердловин, які складають основу хімічних методів, використовуються найбільш широко через свою простоту, дешевизну, доступність реагентів, сприятливі умови для їх проведення.

Основний компонент кислотних розчинів, які використовуються для діяння на привибійну зону пласта - соляна кислота.

Розчинами соляної кислоти обробляють карбонатні породи, які містять вапняки, доломіти або теригенні колектори, в складі яких присутні карбонатні цементуючі речовини. Розчинення вапняку в соляній кислоті описуєтьсяСаСОз+2НС1=СаСІ₂+С0₂+Н₂0,

Оптимальну концентрацію соляної кислоти в розчині приймають рівною10-16%.

Під час оброблення свердловини до розчину соляної кислоти добавляють такі реагенти.

1. Інгібітори - речовини, які знижують корозійне діяння кислоти на обладнання. За їх допомогою розчин кислоти транспортують, перепомповують і зберігають. Як інгібітори використовують катапін - А, карбозолін - О, реагенти 4411, 4412 , тержитол тощо.

2. Інтенсифікатори - поверхнево - активні речовини (ПАР) , які знижують поверхневий натяг на межі "нафта -нейтралізована кислота", які прискорюють і полегшують очищення привибійної зони від продуктів реакції і відреагованої кислоти. До них відносяться марвелан К (О), реагенти 4411, 4412, тержитол тощо.

3. Стабілізатори - речовини, необхідні для утримання в розчиненому стані продуктів реакції, сумішей розчину соляної кислоти з залізом, цементом і пісковиками, а також для видалення із соляної кислоти шкідливої домішки - сірчаної кислоти і перетворення її в розчинну сіль барію.

Соляна кислота, взаємодіючи з глинами, утворює солі алюмінію, а з цементом і пісковиками - гель кремнієвої кислоти, які випадають в осад. Для попередження цього явища як стабілізатори використовують оцтову СНзСООН і фтористоводневу або плавикову НF кислоти .

3.2 Гідророзрив пласта

Суть його в нагнітанні рідини під високим тиском, у результаті чого в привибійній зоні розкриваються існуючі тріщини чи утворюються нові. Для попередження змикання тріщин (після зняття тиску) в них разом з рідиною нагнітається крупнозернистий пісок (розклинювальний матеріал). У результаті збільшується проникність порід привибійної зони, а вся система тріщин зв'язує свердловину з віддаленими від стовбура продуктивними частинами пласта. Радіус тріщин може досягати декількох десятків метрів.

Механізм утворення тріщин під час розриву пласта наступний. Під тиском, що створюється у свердловині насосними агрегатами, рідина розриву, що добре фільтрується, проникає, в першу чергу, в зони з найбільшою проникністю. При цьому між пропластками по вертикалі створюється перепад тисків, оскільки в проникніших пропластках тиск вищий, ніж в малопроникних чи практично непроникних. У результаті на покрівлю і підошву проникного пласта починають діяти розривні сили і вищезаляглі породи зазнають деформації, а на межах пропластків утворюються горизонтальні тріщини. У процесі запомповування нефільтруючої рідини механізм розриву пласта аналогічний механізму розриву товстостінних посудин, тому потрібний більш високий тиск. Тріщини, які при цьому утворюються, мають, як правило, вертикальну або близьку до неї орієнтацію.

Процес гідравлічного розриву пласта складається з таких послідовно проводжуваних операцій: встановлення пакера для герметизації затрубного простору; нагнітання в пласт рідини розриву з метою утворення і розширення тріщин; запомповування протискувальної рідини для витіснення піску в тріщини пласта з насосно - компресорних труб і стовбура свердлловини.

Ефективність ГРП визначається розкритістю і довжиною тріщин, чим вони більші, тим більша ефективність оброблення.

4. Технологічні режими експлуатації покладу

4.1 Способи експлуатації нафтових та газових родовищ

1. Способи експлуатації нафтових родовищ

Якщо підйом продукції від вибою на поверхню відбувається за рахунок пластової енергії, то таку експлуатацію свердловин називають фонтанною. Якщо ж для підйому нафти на поверхню пластового тиску не вистачає і в свердловину подають енергію, то таку експлуатацію називають механізованою.

В нашій країні застосовують наступні способи експлуатації нафтових свердловин:

1) Фонтанна експлуатація;

2) Компресорна;

3) Насосна яка в свою чергу поділяється на:

а) експлуатація свердловин штанговими глибинними насосними установками (ШГНУ);

б) експлуатація свердловин зануреними відцентровими насосами.

Фонтанна експлуатація нафтових свердловин

Приплив рідини до вибоїв свердловин відбувається під дією різниці між пластовим та вибійним тисками. Якщо тиск стовпа рідини, що заповнює свердловину до гирла, менший, ніж пластовий, то свердловина буде переливати на поверхню (фонтанувати). Залежно від режиму роботи покладу фонтанування свердловини може відбуватися або за рахунок енергії гідростатичного напору, або за рахунок енергії розширення газу, який розчинений у нафті, або за рахунок обох енергій. Нерідко фонтанна свердловина експлуатується при вибійному тиску нижче від тиску насичення, при якому в свердловині рухається газорідинна суміш. По мірі підйому суміші змінюються її щільність і співвідношення об'ємів рідини і газу залежно від тиску, швидкості руху суміші й діаметра підйомних труб. Такі ж умови руху газорідинних сумішей спостерігаються і при газліфтній експлуатації свердловин.

Розрізняють три режими руху газорідинної суміші.

Рисунок 4.1 - Структура газорідинної суміші при русі її в підйомнику

Бульбашковий режим (рис. 4.1 а), при якому рідина, пронизана дрібними бульбашками газу високого тиску, рухається в нижній частині підйомних труб. Бульбашки газу вільно переміщуються у рідкій фазі, практично не впливаючи на підйом рідини.

Снарядний (пробковий) режим (рис. 4.1 б), при якому з рідини виділяється значна кількість газу у вигляді великих бульбашок, співрозмірних з діамет- рами труб і що мають подовжену форму. Бульбашки газу змінюються рідин ними перемичками. Снарядний режим в основному проявляється в середній частині підйомних труб. По мірі підйому суміші до гирла свердловини із рідинної фази виділяється все більше і більше бульбашок газу, відбувається їх сполучення і розміри бульбашок збільшуються. При цьому режимі спостерігається значна пульсація потоку і свердловина працює нерівномірно.

Дисперсно-кільцевий режим (рис. 4.1, в), при якому газоподібна фаза утворює ядро потоку, а рідка фаза рухається по стінках труб. У ядрі потоку містяться краплі рідини. Дисперсно-кільцевий режим проявляється ближче до гирла свердловини, де спостерігається найбільше зниження тиску і порівняно великі швидкості руху газорідинної суміші.