Реферати українською » Технология » Шпоры із нафтовидобутку


Реферат Шпоры із нафтовидобутку

1.2 Коллекторские св-ва терригенных гірських і карбонатних (тріщинуватих) порід.

Гранулометрический склад –це % -ое вміст у гірської породі зерен різної величены. Його визначають з допомогою ситового чи седиментационного аналізу.

%


0,05 dч мм

Формула Стокса:

V=gd2/18y(p1/p2-1)- все залежить від d частинок V-скорость осідання частинок у питній воді м/с; g-ускорение сили тяжкості м/с^2;р1,р2-это щільність частинок породи і рідини; у- кінематична в'язкість рідини м^2/с

2)Пористость-цей показник сумарного обсягу всіх пір до видимому обсягу породи m = Vпор/Vобр=(Vобр-Vзер)/V; частка од. чи %

Mмах=47,6 %

Ммin =25,8 %


Для пісків m =0,2:0,25.Для песчанников m= 0,1:0,3

3)Пронецаемость- це здатність гірських порід пропускати через флюїди при перепаде тиску.

Коэ -т проникності опред-ся за такою формулою А. Дарсі W=(K/M)*((P1-P2)/L) До- коэ - т проникності; L-расстояние, де замерены тиску. Швидкість лінійної фільтрації: V=Q/S Q=м^3/с S=м^2 Q-зависит від объёмного витрати. k =QML/ p P.S

k =м^2 М-вязкость рідини =Па *з ;

р =(р1-р2)=Па

1 Дарси=1.02*10^(-12)м^2=1 мкм^2

Абсолютна проникність- наблюдающаяся при фільтрації ч/з породу однієї к-л рідини чи газу.

Фазовая проникність (ефективна) - проникність пористої середовища для даної рідини чи газу за одночасного його присутність серед порах ін. рідини чи газу. вона залежить від св-в гірської породи і св-в флюїдів.



Відносна проникність – ставлення фазової проникності до цілковитої. Доля/ед.

100%


kв kн


0,20,40,60,81 Sв


4) Удельная поверхню-ставлення загальної поверхні відкритих поровых каналів обсягу породи

Fуд=Sпов.к/Vобразца=м^2/м^3; Fуд=с*m*корень m/k=м^-1; к-проницаемость; с-коэ-т песчаности (с=0,353);m-пористость (доля/ед)

Здебільшого нафтової поклади яким характерна трещиноватость до карбонатним відкладенням, поровое простір яких тільки з межзернового обсягу блоків на которыхр азбит пласт тріщинами і обсягу самих тріщин микропластовых порожнин і каверн. Поровое простір тріщин сприймається як система двох видов:1)межзернового порового простору блоків і систем тріщин, вкладена один на іншу , тому крім розглянутих коллекторовых св-в що й розглядаються такі св-ва: а) трещенная порожнинність і проникність ; б)густота; в)плотность; р) росскрытость тріщин.

Ступінь трещинности породи характеризується объёмной(Т) і поверхневою (Р) щільністю тріщин та його густотою (Р) Т=S/V; Р=

N/ L; Р=Е/ F; S-площадь половини поверхні всіх стінок тріщин січних обсяг породи; E- сумарна довжина всіх слідів тріщин виходять на поверхню S-ю F;

n- число тріщин січних нормаль тріщин в елементі довжини L; mт=в*т; в- росскрытость тріщин ; Т- объёмная щільність тріщин . Проницаемость тріщин (Кт) – залежить від mт.

Кт=85000*в^2*mт=85000в^3*т; в=14:80 мкм; k=0.01 мкм^2

6.5 Газлифтная експлуатація скв-н і застосовувані устаткування. Пуск газліфтних скв-н в експлуатацію. Конструкція подъёмника д/о забезпечити в скв-не наявність 2-х каналів : 1) для про закачування газу ; 2) для піднесення ГЖЗ на поверхню . Придуман Ліфт Полем.



Залежно від кількості рядів труб концентрично розміщених у скв-не розрізняють такі конструкції підйомників

1)однорядные; 2) полуторорядные;3) двох рядні. Двох і полуторорядные конструкції

підйомників зовнішній

ряд труб спускають до інтервалу перфорації підвищення умов винесення піску через велике металоємності , вартості, ускладнення за високої глибини спуску труб, ці чи два різновиди застосовуються дуже рідко. Їх використання виправдано, змушений захід за відсутності герметичності колони. Однородная конструкція підйомників найменш металлоёмкая і дешева, забезпечує можливість вільного зміни діаметра і довжини підйомних труб. ГЖЗ

газ


газ


ГЖЗ


Однородный


ГЖЗ


Полуторорядный ГЖЗ

Газ


дворядний

Залежно від напрямку подачі газу розрізняють: 1) кільцеву; 2) центральну систему підйомників. При кільцевої системі газ закачують в кольцевое простір при центральної трубі. Здебільшого застосовують кільцеву систему подачі газу.


Рпусковая Рраб

Пуск газліфтних свердловин у експлуатацію здійснюється для входження у роботу нові й відремонтованих свердловин перед пуском скв-на заповнена, рідиною (дегазована нафту ). Рівень її відповідає пластовому тиску. Сутність пуску залежить від витіснення рідини газом, з лінії газоподачі до башмака підйому труб методом про тисняви й введення газу підйомні труби.

Пусковое тиск-це найбільшого тиску газу що виникає під час пуску . Робоча тиск –це тиск закачування газу процесі експлуатації.

Методи зниження пускового тиску.

1)переключение газу з кільцевого на центральну систему (спочатку газ закачують у центральні труби ,а роботи переводять на кільцеву систему) 2)продавка рідини в пласт (у своїй можна знизити рівень рідини в свердловині при тривалої репресії на пласт ) ;3)применение пускових отворі . Сутність методу у тому що у підйомних трубах попередньо свердлять пускові отвори на певних відстанях від гирла і. 4) Використання пускових газлитных клапанів. У час надходження газу підйомні труби через кожен последущиий клапан закривається попередній . Працюючи скв-ны газ подається у труби через нижній робочий газлитный клапан чи черевик НКТ() при закритих верхніх пускових клапанах. Метод використовується при однорідних конструкціях підйомників.

6.3 Фонтанная експлуатація . Види й умови фонт-вания. З рівняння балансу енергії в видобувної скв-не запишемо рівняння тисків балансу в фонтанної скв-не: Рз-Ру=Рг.ст+Рин+Ртр, де Рг.ст –pжgH,-Дарси Вейсбаха де втрата тиску терті Ртр=

Н/D*V^2/2*pж, Рз- забойное тиск , Ру –тиск гирла, Рг.ст- втрата тиску подолання р. стат. стовпа ж-ти в скв-не. Ртр-потеря тиску інноваційні опору; - коэф-т гідравлічного опору. Залежно співвідношення забійного тиску і тиску гирло з забійним тиском, тиску насичення виділяє два виду фонтанирования : 1)Артезианское дуття –тобто. фон-ие відбувається поза рахунок напору пластовою рідини . У скв-не спостерігається звичайний перелив рідини, рушійна негазована рідина. У затрубном просторі між НКТ і обсадной колоною нах-ся жид-ть. У чому можна переконатися відкривши кран під манометром , що показує затрубное тиск. Усл-ие сущ-ия:

2)газлифтное фонт-ие Рзаб>Рнас;Руст>Рнас


Ру


Рзаб


Рзаб>Рнас; Ру <Рнас


Ру


Рзаб


Рзаб<=Рнас

Ру<Рнас

Рзаб


Ру

1) Артезианское; 2) газлифтное фонтан-ие з початком виділення газу стовбурі скв-ны. У пласті рухається негазована рідина , в скв-не газожидкостная суміш Рзаб=0,1:0,5; 3) з початком виділення газу пласті, в пласті рухається газована рідина на забій до башмаку НКТ надходить газожидкостная суміш, З початком припливу переважна більшість газу захоплюється потоком рідини і надходить у НКТ , частина газу відокремлюється, вступає у затрубное простір , що й нагромаджується рівень рідини в кільцевому просторі знижується через який скупчився газу та сягає башмака НКТ. При Рзаб<Рнас -уровень жидкости устанавливается у башмака НКТ.

6.4 Устаткування свердловин. Фонтанный спосіб застосовується якщо пластовий тиск велике. І тут нафту фонтанує, піднімаючись на поверхню по насосно-компрессорным трубах з допомогою пластової енергії. Умовою фонтанирования є перевищення пластового тиску над гидростатическим тиском стовпа рідини, заполняющей скважину.Для експлуатації фонтанних і газліфтних скв-н використовують устаткування, щоб забезпечити відбір продукції проведення необхідних технологічних операції гарантують з допомогою ОС. Основні элементы:1) насос але - комплонажные труби (НКТ);2)фонтанная арматура -устаткування гирла. Як НКТ використовують сталеві трубы(диаметром 60-70 м.) Труби виконання П. бувають довжиною 10м, труби виконання В=5,5:5,8м. Бувають у звичайному і його високо герметичному виконання. Фонтанная арматура підбирається по робочому тиску на гирло скв-ны.



7.4 Подача штангової насосної установки. Чинники що впливають подачу ШСНУ. Подача установки: 1) при ході плунжера вгору витісняється обсяг рідини V1 =(F-fшт.)*S, P.S -довжина ходу балансира, штока. F-площадь перерізу плунжера. F прим. - площа перерізу штанг. 2) При ході плунжера вниз витісняється обсяг рідини V= fшт.*S 3) Обсяг рідини повним хід V2 =(F-fшт.)*S+fшт.*S= F* P.S 4) Хвилинна подача установки Q=F*S*n n-число качання голівки балансира один хв. 5) теоретична подача установки на добу Qтеор.=1440*F*S*n. Якщо ставлення Qфак./ Qтеор =а – коэф-т подачі установки. 0,6

1440*F*S*n*а. Чинники що впливають подачу насоса: аз =пекло* анап* аус*аут ; пекло -чинник харак-ий вплив деформації штанг і труб. пекло= Sпл./ Sп.шт. Sпл-длина плунжера. Sп.шт. –довжина полировачного штока. анап - чинник характерезующии ступінь наповнення насоса рідиною. Вплив газу виконання і подачу насоса враховується коэф-ом наповнення насосом. анап= Vж /Vs

Vж-объём рідини що надійшла в циліндр насоса протягом входу всмоктування ; Vs- при всмоктування ; аус- чинник харак-ии вплив усадки рідини. Аус=1/В В-объёмный коэф-т рідини . аут- чинник враховує вплив витоків рідини. Просочування рідини вазможны ч/з зазор м/у циліндром і плунжером насоса, клапонах насоса у слідстві зносу і ч/з неплотности мухтовых сполук насосно-камплотажных труб. аут=1-qут/ Q Q= qут+Q Q – гадана подача; qут-расход витоку.


.

4.1Обект, система й технологія розробки.

Нафтове месторождение-это

скупчення вуглеводнів в земної корі, присвячені однієї або кільком локалецевым структурам перебувають у близи одного назви населеного пункту. В багатьох випадках окремі нафто- газоносные пласти від'єднані одне від друга пачками непроникних пластів. Такі відособлені пласти ,відрізняються своїм властивістю, які можна розробляти з різних технологіям. Об'єкт розробки, виключно виділений в приделах родовища геологічним які створили пласт, масив ,сукупність пластів ,містять запаси вуглеводнів які беруть із надр певні групи свердловин. Якщо включити в об'єкт все пласти не більше родовищ, то поняття об'єкту і родовищ будуть рівнозначними.. При виділенні об'єкта треба враховувати: 1) геолого-фізичні властивості порід відрізняються по проникності, коллекторным властивостями, товщині здебільшого не доцільно розробляти одностайно об'єкт. 2)физико-химические властивості флюїдів – пласти, містять нафту різної в'язкості, що містить парафін, що містить бензин м/т створювати причини недоцільні об'єднання на об'єкта. 3) фазове стан вуглеводнів. 4) умови управління процесом розробки нафтових родовищ. 5) техніка й технологія експлуатації свердловин.


1


2


3 1, 2 – допоміжні; 3- основний. Показники: запаси ( млн. т. ), 2) товщина пласта ( м ) ; 3) проникність ( 10^-3 мкм^2) вязкость(10^-3 Па*с).




5.2 Методи підвищення нафтовіддачі. Усі методи, що б коэф-т нафти вилучення м/о розділити на 3 групи: 1) вдосконалення процесу завод нения; 2) теплові методи на поклади загалом; 3)закачка в пласти розчинників. До 1-ой групі методів отн-ся повінь нафтових пластів із добавками до закачиваемой в пласти води , різних хім. Реагентов ( ПАР, високо грузлі полімери) , використання двоокису вуглецю у різних модификациях(смесь вуглеводів із жовтою водою, ПАР). Область застосування цієї групи обмежується з покладами із підвищеною в'язкістю нафти від 10-30сП присвячених до пластів з проницаемостью щоб забезпечити промислову приемистость водяних нагнітальних св-ин. Ко 2-ой групи входять процес всередині пластового тиску зі створенням і переміщенням фронту горіння в пласті чи високої температурної зони і закачування в пласти теплоносіїв ( перегрітий пар, гаряча вода). Методи застосовують пластах з залежью з високов'язкої нафтою рівної або як 20-30 сП і пластів, які забезпечують приемистость повітрям чи теплоносителю. 3-ая група полягає в досягненні змішаності в шарових умовах нафти і котрий витісняє агента (жирний углеводородный газ високого тиску, двоокису вуглецю, скраплений газ, спирт). Методи застосовуються для покладів з легкої нафтою з невеликий в'язкістю, але приурочені шарам з низькою проницаемостью чи пласти з глинистыми включеннями, які розбухають контактують з закачиваемой водою і навіть різко знижують проникність водо-нагнетательных скв-н. При про закачування не в нафті насичені пласти з добавкою ПАР з концентрацією 0,05 % приріст коэф-та нафти вилучення становить 6-8% від початкових запасів.

1.3. Физико-механические і теплові властивості гірських порід. До них належать: пружність еластичність, міцність, натискання , розрив. Їх треба зазначити на вирішення практичних завдань проектування гідравлічного розриву пласта, торпедирование обліку розподілу тиску в колекторі. Родовища розроблені з заводнением ( в пласт захитавши воду) значного зниження пластовою щільності немає. Тож у вона найчастіше виникають пружні деформації пористих середовищ. Расширяющиеся у своїй гірських порід і пластовій рідини мають пружним запасом, які кількісно оцінюють коэф-ом об'ємної пружності пласта. (Всредн.=(1/V)*(dVпор /dP)); V-объем зразка породи; dVпор-изменение чи збільшення тиску dP; У средн.-зависит від складу, будівлі та св-в гір. породи, а також тиску. Всредн.= (0,3 : 3)*10^(-10) Па^(-1) При зниження чи збільшенні Р пластів обсяг рідини т/же змінюється, який харак-ся Коэф-том сжимаемости рідини Вж=(1/ V)*(dV/dP); V-объем рідини ; dV- його зміна за зміни тиску dP. Вн=(4:140)*10^(-10) Па^(-1) Для обліку сумарною сжимаемости пір і рідин. В.М. Щелкачевым отримали формула: В*=Вс+мВм Па^(-1); м-пористость . Теплові св-ва. Хар-ся удільної теплоемкостью, коэф-ом тепло провідності, температура тепло провідності, коэф-т лінійного розширення. Тепло-проводимость гірських порід проти Ме дуже низька, для прогріву на 50-60 градусів породу при забійній зони на глибину 2-3 метри нагрівають прилади що витримують протягом десятків годин. Процес м/о прискорити, якщо поєднати теплову обробку з ультро-звуковым впливом

1.1 Умови залягання в пласт нафти, води та газу. Характерним ознакою, осадової пароды яв-ся їхню вартість. Кожен клас обмежений знизу підошвою, згори дахом. Первинна форма залягання пластів, майже горизонтальна, але земна кора завжди знаходиться рухається у результаті пласт приймає будь-яке похиле становище. Земне кора тільки в місцях підвищується, за іншими утворюються складки й тріщини. Для накопичення нафти потрібні особливі умови . Нафтові поклади



Схожі реферати:

Нові надходження

Замовлення реферату

Реклама

Навігація