Реферати українською » Геология » Проектування і розробка нафтових і газових родовищ


Реферат Проектування і розробка нафтових і газових родовищ

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Лекція №1

 

Дослідження свердловин

Дослідження свердловин – відповідальний етап під час упорядкування проектів розробки нафтових та газових родовищ; під час аналізу, постійному контролі й регулюванні процесів, що відбуваються у надрах у процесі їх експлуатації. Отримана інформація необхідна в організацію правильних, економічно виправданих процесів видобутку нафти, реалізації раціональних способів розробки родовища, для обгрунтування способу видобутку нафти, вибору устаткування свердловини, задля встановлення найбільш економічного режиму цього устаткування за високого коефіцієнт корисної дії.

У процесі видобування нафти умови зокрема нафтовий поклади постійно змінюються. Продукція свердловинобводняется, падає пластовий тиск, змінюється газовий чинник. Дослідження свердловин дозволяє постійно отримуватиобновляющуюся інформацію про свердловинах і пластах.

Основну інформацію про стан свердловини іпризабойной зони, можна використовуватиме рішення двох основних цілей. Перша залежить від визначенні ефективностігеолого-технического заходи свердловині, наприклад,гидроразрива пласта тощо., порівнянням результатів дослідження доі після заходи. Друге пов'язане з оцінкою поточного стану системипризабойная зона – свердловина. У процесі експлуатації відбувається зміна її характеристик, викликане різними причинами: відкладеннями парафіну впризабойной зони і підйомних трубах, накопиченням води на забої свердловини, освітою піщаних пробок тощо.Контролирование стану свердловини і діагностування можливі причини зниження її продуктивності з урахуванням результатів досліджень дозволяють своєчасно й цілеспрямовано проводити необхіднігеолого-технические заходи.

Аби вирішити з завдань застосовують комплекс методів дослідження свердловин: геофізичні методи, гідродинамічні,скважинниедебитометрические дослідження.

>Геофизические методи дослідження засновані на фізичних явищах, які у гірських породах і рідинах при взаємодії їх зскважинной рідиною і за взаємодії ними радіоактивного штучного опромінення чи ультразвуку. Ці методи дають багату інформацію про стан гірських порід, їх параметрах і про їхніх змін у процесі експлуатації родовища. Оскільки ці методи, їх теорія і здійснення засновані на знаннях спеціальних предметів, тому здійснюються геофізичними організаціями, маютьспециально-обученний персонал, обладнання та апаратуру. Догеофизическим дослідженням свердловин ставляться різноманітнихкаротажи, тобто. простежування за зміною якийсь величини стовбуром свердловини за допомогою спеціальної апаратури.

>Электрокаротаж – дозволяє простежити за зміною електричного поля була в результаті взаємодіїскважинной рідини з породою.Разновидности електричногокаротажа – бічнийкаротаж,микрокаротаж, індукційнийкаротаж – дозволяють визначити положення покрівлі і підошви колекторів,нефтенасищенниепропластки і той інформацію про породах.

Радіоактивнийкаротаж – грунтується на радіоактивних процесах, які у ядрах атомів гірських порід і рідин. Найчастіше застосовуваним єгамма-каротаж, що дозволяє диференціювати породи за інтенсивністю природною радіоактивності. Побічногамма-каротаж дозволяє визначити пористість колекторів, і навіть знайти надходження води у замкову шпарину.

>Нейтроннийкаротаж – грунтується на взаємодії нейтронів з ядрами елементів гірських порід. Цейкаротаж дає додаткову інформацію про колекторі і шарових рідинах.

>Акустическийкаротаж – визначення пружних властивостей гірських порід, що застосовується контролю цементного кільця і технічного стану свердловини.

Інші видикаротажа:кавернометрия – тобто. вимір діаметранеобсаженной свердловини вздовж стовбура, що дозволяє уточнити становище проникних і непроникних порід;термокаротаж - вивчення розподілу температури стовбуром свердловини, це дозволяє їм отримати інформацію про теплоємності і теплопровідності пластів, місце розташування газонафтового контакту, дефекту вобсадной колоні, зони поглинання води та газу при про закачування.

>Гидродинамические методи дослідження

Ці дослідження виконуються персоналом і технічними засобами нафтовидобувних підприємств. При гідродинамічних методах дослідження процесом охоплюють вся зонадренирования, тож результати цих досліджень охоплюють великі радіуси, аніж за геофізичних дослідженнях.Гидродинамические методи дослідження поділяються на 2 виду: при встановлених режимах роботи свердловини і за невстановлених режимах роботи свердловини.

Дослідження при встановлених режимах називається методом пробнихоткачек. Цей метод дозволяє їм отримати індикаторну лінію свердловини, що дає графічну залежність між усталенимидебитами свердловиниQ і депресіями на пластр =Рпл –Рзаб. У результаті отримують коефіцієнт продуктивності свердловини До, з співвідношення

>Q = До ·р.


Це співвідношення необхідне визначення оптимального дебіту свердловини і технічних засобів на підйом рідини. З допомогою цього теж можна визначитигидропроводность пласта:

деk – проникність пласта, м2 h – товщина пласта, м – динамічна в'язкість рідини,Па·с

Значення цього параметра найхарактерніше дляпризабойной зони,т.к. відбувається найбільше падіння тиску.

Для правильного проводити дослідження необхідно, щоб за кожної депресії (чидебите) свердловина вийшла усталений режим. Встановлення режиму на свердловині може статися протягом багато часу – і від кількох годин за кілька діб, тому зазвичай проводять дослідження на 3-5 режимах.

Як приклад розглянемо дані дослідження свердловини № 5:

Режим 1 2 3 4
>Дебит,м3/сут 48 132 178 222
Депресія,МПа 0,5 0,98 1,26 1,62

Тоді

,


Вийде 4 різних значення До, рекомендується прийняти середнє арифметичне.

Якщо пластовий тиск невідомо, то індикаторну лінію можна побудувати до функцій забійного тиску, тобто.Q =f (>Pc).Экстраполируя індикаторну лінію до перетину з віссю ординат, можна визначити пластовий тиск; а те що з віссюдебитов дає величину з так званого потенційного дебітуQпот.

Фактичні точкиQ (>P), одержувані для дослідження свердловини, звичайно лежать в одній прямий і 26 дають розкид, іноді значний. Отже, індикаторна лінія який завжди виходить прямий, а викривляється, що такими причинами: 1) освітою навколо свердловини області здвухфазной фільтрацією приРзаб <Рнас; 2) зміною проникності за змінивнутрипластового тиску; 3) перевищенням швидкостей руху рідини впризабойной зоні критичних значень, у яких лінійний закон Дарсі порушується.

При будь-якому вигляді викривлення індикаторної лінії завжди можна апроксимувати рівнянням

>Q = K · (>Pk -Pc)n

Це рівняння називають загальним рівнянням припливу. Якщо n = 1, то індикаторна лінія прямолінійна. При 1 > n > і індикаторна лінія з перекрученням убік осі Р, при n > 1 – з перекрученням убік осіQ.

>Линейная фільтрація є аналогомламинарного течії рідини в трубної гідравліці, така фільтрація з погляду найбільш економічна. Отже, n > 1 може бути. При n = приплив має чітко вираженетурбулентное протягом рідини, коли коефіцієнт тертя залежить від числаRe.

Дослідження на невстановлених режимах дають найповнішу інформацію про властивості пласта. Загальна схема проведення цих досліджень ось у чому. Створюють певним чином впливати на пласт, наприклад, зміною дебіту чи тиску в свердловині. Потім проводять стеження зміною дебіту чи тиску у певній точці пласта. По отриманої інформації визначають гідродинамічні властивості досліджуваного пласта. Розрізняють 2 основні види досліджень – дослідження свердловин ігидропрослушивание.

Дослідження свердловин залежить від спостереженні за зміною тиску, або дебіту свердловини у часі викликаного зміною режиму її. Найчастіше проводиться метод зняття кривою відновлення тиску (ШВД).Скважину зупиняють і опікуються відновленням забійного чи гирлового тиску у часі. Аналогічно знімаються криві падіння (ККД) під час пуску свердловини в роботу.

Методи обробки результатів гідродинамічних досліджень свердловин засновані в різних математичних моделях залежно від типу колектора і реологічних властивостей пластовою нафти. Поширеним способом визначення параметрів пласта є обробка ШВД вполулогарифмических координатах. Тоді зміна забійного тиску у часі то, можливо представлено як:

деQ0 – дебіт свердловини до зупинки;rc – наведений радіус свердловини;

потангенсу кута нахилу прямолінійною залежностіP –lnt (величина а) визначають коефіцієнтгидропроводности:


і коефіцієнтпьезопроводности (величина b)

  

Отримані параметри пласта притаманні віддалених зон пласта. Аналогічно досліджуютьсянагнетательние свердловини, і знімається крива падіння (ККД). Обробка даних ККД аналогічна ШВД.

Дослідження пласта методомгидропрослушивания залежить від вивченні особливостей поширення обурень по пласту між2-мя свердловинами. У одній їх, званоїскважинной – джерелом чивозмущающей свердловиною, змінюють режим, тобто. зупинка, пуск в роботу, а інший – віддаленій чи кількох свердловинах – реагують фіксується зміна тиску у часі.

Для обробки результатівгидропрослушивания використовується наступна формула:

деQ – зміна дебітувозмущающей свердловини; R – відстань між свердловинами:возмущающей і реагує;t – час, минуле початку обурення.

Дослідження на невстановлених режимах дозволяють якісно оцінити зміна проникності або наявність непроникних включень в віддалених областях пласта. Наявність таких аномалій показує вид кінцевих ділянок ШВД.


Лекція №2

>Термодинамические дослідження свердловин

Коливання температури на земної поверхні викликають зміни температури на малої глибині. Добові коливання температури загасають на глибині щонайменше метри, а газові – на глибині 15 м. Цей рівень називають нейтральним шаром, нижче якого температура постійна і рівномірно наростає від дії теплового потоку, йде від щирого землі. Потужність цього теплового потокуq пов'язана простим співвідношенням зтеплопроводностью і температурним градієнтом

:

Температурний градієнт землі щодо різноманітних геологічних районах вона й загалом Р 0,030С/м. Природний розподіл температури в непрацюючою свердловині – природнагеотерма.Термограмма – розподіл температури в працюючої свердловині має відхилення відгеотерми, пов'язані зтермодинамическими і гідродинамічними процесами, що відбуваються в продуктивному пласті.

Нині єскважинние термометри –дебитомери. Засновані на принципі охолодження нагрітої електрострумом спіралі, омитою потоком рідини. Чим більший витрата рідини, є тим інтенсивнішим знижується температура спіралі. Відтак можна експериментально встановити залежність між температурою спіралі й закручено витратою рідини. З допомогоютермодебитомера знімаються 2термограмми: перша – звичайна, коли нагріта спіраль піддається впливу потоку рідини; друга –геотерма в зупиненої свердловині.

По різниці показань цих2-хтермограмм з допомогою калібрувальних кривих визначається зміна витрати рідини вздовж досліджуваного інтервалу.

Але це ще всі можливостітермометрических досліджень. Вивчення зміни температури на забої свердловини за зміни її режиму роботи дає змогу провадититермозондирование пласта визначення його параметрів. Ці дослідження теж можна застосувати і з вивчення газових свердловин.


Лекція №3

 

Основи теорії рухугазожидкостних сумішей в свердловині

За всіх відомих засобах видобутку нафти має справу з рухомгазожидкостних сумішей або по всьому шляху від забою до гирла, або на більшу частину цього шляху. Тож вміння проектувати установки на підйом й вибирати нам необхідне устаткування свердловин, треба зазначити закони рухугазожидкостних сумішей (>ГСЖ) в трубах. Ці закони складніше законів руху однорідних рідин в трубах і вивчені гірше.

Для наочності процесу рухуГЖС в вертикальної трубі проробимо такий досвід (див. мал.1)

Мал.1 Схемагазожидкостного підйомника

Нехай трубка 1 завдовжки L занурена під рівень рідини на глибину h. До нижньому кінцю трубки (чи башмакуНКТ) підведено інша трубка 2 на шляху подання газу із поверхні. На трубці 2 є регулятор 3 подачі газу. Тиск у башмака піднімальної трубки 1 дорівнюватимегидростатическому на глибині h, тобто.Р1 = · g · h. Це тиск змінюватиметься залежно кількості газу, подаваного до башмаку. У трубці 1 утворюєтьсяГЖС середньої щільностіс, що піднімається на висоту М. Внутрішня порожнину трубки 1 і зовнішня область є які сполучаються судинами, можна буде записати рівність:

>gh =c · g · H, чи H = h ·

Щільність суміші у трубціc залежить від витрати V, причому, що більше V, тим меншеc. Отже, змінюючи V, можна регулювати М. При деякому витратах V =V1 величина М = L, звідси при V <V1 М < L, а при V >V1 М > L і настає перелив рідини через верхній край трубки 1. При подальшому збільшенні V кількість рідини, котра надходить на поверхню,q збільшиться. Але у безупинному збільшенні V,P =P1 –P2 =const,т.к. h =const, то, при деякому витратах газуV2 дебіт досягне максимумуq =qmax. Але якщо збільшувати витрати, він досягне певної величини V =V3, коли пропускну здатність трубки 1 при заданихL,d,P дорівнюватимеV3. Вочевидь, що заодно дебіт рідини дорівнюватиме нулюq = 0 (див. мал.2).

Аналізуючи графік рис. 2 можна зробити такі висновки:

1) при V <V1q = 0 (М < L)

2) при V =V1q = 0 (М = L)

3) приV1 < V <V2 0 <q <qmax (М > L)

4) при V =V2q =qmax - точкаmax подачі

5) приV2 < V <V3qmax >q > 0

6) при V =V3q =0 – точка зриву подачі.

Всім точок кривою постійним є тиск Р,т.к. занурення h у процесі досвіду не змінюється. Насправді існує поняття – відносне занурення . Вочевидь, що змінюватиметься від 0 до 1, вид кривихq(V) буде однаковий (див.раис3).

По рис.3 видно, що з збільшенні нові криві обігнуть колишню,т.к. зі зростанням h знадобиться менший витрати для наступу переливу. За зменшення кривіq(V) розташуються всередині попередніх і за = 0 крива перетвориться на точку. Що стосується = 1 (>h=L; 100% занурення) за дуже малому витратах газу починається перелив, тому точка початку подачі зміститься на початок координат.

Тепер на, як змінюється кривіq(V) за зміни діаметра підйомникаd. Нове сімейство кривих для труби діаметромd2 >d1 показано на рис.4.

>Рис.4. Кривіq (V) щодо різноманітних діаметрів підйомника приd2 >d1

По рис.4 видно, що зі збільшенням діаметра потрібно більшого витрати,т.к. збільшується обсяг рідини пропорційноd2. Пропускна здатність труби зd2 збільшиться, а сімейство кривихq(V) зміщуватимуться вправо у бік зростання обсягів, крім точки при = 1, яка відповідає початком координат.


Лекція №4

>К.П.Д.ПодъемникаГЖС

Працюючигазожидкостного підйомника дуже важливо визначити точку, так званої оптимальної продуктивності, відповідний найбільшомук.п.д. підйомника певного діаметра і за заданому.

З визначення поняттяк.п.д. слід:

 ,

деWп – корисна працяWз – витрачена робота

Корисна робота залежить від піднятті рідини з витратоюq на висоту (L - h), тобто.

>Wп =q · · g · (L - h)

>Затраченная робота – це робота газу, витрата якого наведено до стандартних умов, дорівнює V. Вважатимемо процесу розширення газуизотермическим, тоді виходячи з законів термодинаміки ідеальних газів матимемо:

деР1 +Р0 – абсолютне тиск у башмака;Р2 +Р0 – абсолютне тиск на гирло;Р0 – атмосферне тиск

>ПодставимWп іWз в формулу для , тоді одержимо:


Останній формулі все величини, крімq і V, постійні, оскільки розглядається одна криваq(V) при =const. Тоді перепишемо формулу:

,   

де З - константа

Отже,к.п.д. матиме максимальне

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація