Проектирование и разработка нефтяных и газовых месторождений - Геология, гидрология и геодезия курс лекций

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проектирование и разработка нефтяных и газовых месторождений

Исследование скважин, гидродинамические и термодинамические методы исследования. Основы теории движения газожидкостных смесей. Понятие об удельном расходе газа. Гидродинамический расчет движения ГЖС в вертикальной трубе. Эксплуатация фонтанных скважин.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Исследование скважин - ответственный этап при составлении проектов разработки нефтяных и газовых месторождений; при анализе, контроле и регулировании процессов, протекающих в недрах в процессе их эксплуатации. Полученная информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при высоком коэффициенте полезного действия.
В процессе добычи нефти условия в нефтяной залежи постоянно меняются. Продукция скважин обводняется, падает пластовое давление, изменяется газовый фактор. Исследование скважин позволяет постоянно получать обновляющуюся информацию о скважинах и пластах.
Основную информацию о состоянии скважины и призабойной зоны, можно использовать для решения двух основных задач. Первая заключается в определении эффективности геолого-технического мероприятия на скважине, например, гидроразрыва пласта и т.п., сравнением результатов исследования до и после мероприятия. Вторая задача связана с оценкой текущего состояния системы призабойная зона - скважина. В процессе эксплуатации происходит изменение ее характеристик, вызванное различными причинами: отложениями парафина в призабойной зоне и подъемных трубах, накоплением воды на забое скважины, образованием песчаных пробок и т.д. Контролирование состояния скважины и диагностирование возможных причин снижения ее продуктивности на основе результатов исследований позволяют своевременно и целенаправленно проводить необходимые геолого-технические мероприятия.
Для решения этих задач применяют комплекс методов исследования скважин: геофизические методы, гидродинамические, скважинные дебитометрические исследования.
Геофизические методы исследования основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при взаимодействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука. Эти методы дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения. Так как эти методы, их теория и техника осуществления основаны на знаниях специальных предметов, поэтому они осуществляются геофизическими организациями, имеющими специально-обученный персонал, оборудование и аппаратуру. К геофизическим исследованиям скважин относятся различного рода каротажи, т.е. прослеживание за изменением какой-то величины по стволу скважины с помощью специальной аппаратуры.
Электрокаротаж - позволяет проследить за изменением электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой. Разновидности электрического каротажа - боковой каротаж, микрокаротаж, индукционный каротаж - позволяют определить положение кровли и подошвы коллекторов, нефтенасыщенные пропластки и другую информацию о породах.
Радиоактивный каротаж - основан на радиоактивных процессах, происходящих в ядрах атомов горных пород и жидкостей. Наиболее часто применяемым является гамма-каротаж, который позволяет дифференцировать породы по интенсивности естественной радиоактивности. Косвенно гамма-каротаж позволяет определить пористость коллекторов, а также обнаружить поступление воды в скважину.
Нейтронный каротаж - основан на взаимодействии нейтронов с ядрами элементов горных пород. Этот каротаж дает дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.
Акустический каротаж - это определение упругих свойств горных пород, который применяется для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.
Другие виды каротажа: кавернометрия - т.е. измерение диаметра необсаженной скважины вдоль ствола, что позволяет уточнить положение проницаемых и непроницаемых пород; термокаротаж - изучение распределения температуры по стволу скважины, это позволяет получить информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов, местоположение газонефтяного контакта, дефекта в обсадной колонне, зоны поглощения воды и газа при закачке.
3) при V1 < V < V2 0 < q < qmax (Н > L)
4) при V = V2 q = qmax - точка max подачи
6) при V = V3 q =0 - точка срыва подачи.
Для всех точек кривой постоянным является давление Р, т.к. погружение h в процессе опыта не меняется. На практике существует понятие - относительное погружение . Очевидно, что е будет меняться от 0 до 1, вид кривых q(V) будет одинаковый (см. раис3).
По рис.3 видно, что при увеличении е новые кривые обогнут прежнюю, т.к. с ростом h потребуется меньший расход газа для наступления перелива. При уменьшении е кривые q(V) расположатся внутри предыдущих и при е = 0 кривая превратится в точку. В случае е = 1 (h=L; 100% погружение) при очень малом расходе газа начинается перелив, поэтому точка начала подачи сместится в начало координат.
Теперь рассмотрим, как изменяется кривые q(V) при изменении диаметра подъемника d. Новое семейство кривых для трубы диаметром d2 > d1 показано на рис.4.
Рис.4. Кривые q (V) для различных диаметров подъемника при d2 > d1
По рис.4 видно, что с увеличением диаметра требуется большего расхода газа, т.к. увеличивается объем жидкости пропорционально d2. Пропускная способность трубы с d2 увеличится, а семейство кривых q(V) будут смещены вправо в сторону увеличения объемов, кроме точки при е = 1, совпадающей с началом координат.
Различные структуры движения ГЖС в трубе существенно влияют на энергетические показатели подъема жидкости. Структура потока ГЖС зависит от физических свойств жидкости и характера ввода газа в поток.
Рассмотрим изменение структуры ГЖС в фонтанной скважине. На участке НКТ, где давление меньше давления насыщения, выделяющийся из нефти газ образует тонкодисперсную структуру, которая называется эмульсионной. Мелкие пузырьки газа равномерно расположены в массе нефти и образуют однородную смесь газа и жидкости. Из-за маленьких размеров (доли мм) и большой плотности газовые пузырьки обладают малой архимедовой силой, поэтому их скорость всплытия очень мала и в расчетах может не учитываться. Далее при движение ГЖС по трубе вверх давление уменьшается, газовые пузырьки расширяются, сливаются друг с другом, и образуют глобулы больших размеров (диаметр глобул составляет несколько см). Скорость всплытия этих глобул становится большой, что ухудшает энергетические показатели процесса подъема. Эта структура называется четочной. При больших расходах газа возникает стержневая структура, при которой пленка жидкости по стенкам трубы увлекается потоком газа с каплями жидкости. При этом скорость газа по отношению к жидкости достигает нескольких метров в секунду.
На практике не существует резких границ перехода между структурами ГЖС, здесь могут образовываться переходные структуры. Возникновение различных структур потока ГЖС зависит от вязкости нефти, наличия в ней ПАВ, способствующих распылению газа в потоке.
Знание различных структур потока ГЖС необходим для расчетов движения потоков в вертикальной трубе.
Расчет подъемника заключается в определении распределения давления по стволу работающей скважины, диаметра подъемника, глубины его спуска и пропускной способности.
Рассмотрим 2 случая работы скважины - добычу маловязкой и высоковязкой нефти. Здесь основные отличия заключаются в следующем:
1) потери на трение при подъеме высоковязкой нефти играют существенную роль в общем балансе энергии, тогда как потери на трение при подъеме маловязкой нефти достаточно малы;
2) структура потока и режим движения ГЖС в подъемнике при подъеме высоковязкой нефти обычно остаются постоянными, т.е. эмульсионная структура при ламинарном режиме;
3) скольжение фаз (относительная скорость газа в нефти) пренебрежимо мало.
При расчете распределения давления по стволу скважины необходимо учитывать различные структуры потока ГЖС, которым соответствуют различные схемы для определения гидравлических характеристик потока. Изменение структуры потока играет существенную роль в скважинах с маловязкой нефтью.
При подъеме маловязкой нефти потери на трение составляют незначительную долю перепада давления между забоем и устьем скважины (примерно ? 0,6 - 1%).
Структура потока по глубине может изменяться, в нижней части НКТ обычно имеет место эмульсионная структура, который выше может переходить в четочную структуру и т.д. Граница перехода одного режима в другой четко не определяется, что снижает точность расчетов.
Таким образом, расчет перепада давления по стволу скважины при движении ГЖС сводится к расчету гидростатического давления. Для этого необходимо знать, как изменяется удельный вес ГЖС по глубине: гсм = гсм (h).
Поскольку гсм = гж (1 - ц) + гг · ц,
где гж, гг - удельный вес соответственно жидкости и газа; ц - объемная концентрация газа в данном сечении.
удельный вес газа, приведенный к условиям Р и Т.
В практических условиях объемное газосодержание ц не определяют. Удобной для измерения величиной является расходное газосодержание - отношение расхода газа к сумме расходов газа и жидкости.
Зная зависимость гсм (h), интегрированием уравнения
находят распределение давления по глубине.
При известном давлении на устье Ру формула имеет следующий вид:
При определении расходного газосодержания следует учитывать как свободный газ, поступающий в скважину из пласта, или газ, закачиваемый в скважину при газлифтном способе эксплуатации, так и газ, выделяющийся из нефти при подъеме жидкости вверх. Обозначим массовый дебит свободного газа через qгс. Примем линейный закон растворимости газа в нефти (закон Генри) и рассмотрим участок подъемника длиной dh. Изменение qг на этом участке происходит за счет выделения газа из нефти, т. е. баланс массы газа за время dt будет:
где а - коэффициент Генри; сго - плотность газа при нормальных условиях; F - площадь поперечного сечения труб.
Учтем, что dh = хж · dt, тогда получим:
где хж - скорость движения жидкости в трубах.
Очевидно, что хж · (1 - ц) · F = Q,
Зная зависимость ц = ц (в) находим распределение давления по стволу скважины Р, объемное газосодержание ц и дебит газа qг.
Теперь рассмотрим особенности расчета подъемника высоковязкой жидкости. В этом случае необходимо учесть потери давления на трение, т.е.:
лсм - коэффициент гидравлического сопротивления смеси.
лсм можно оценить по формуле лсм ? лж; при ламинарном движении потока . При высокой вязкости откачиваемой жидкости необходимо учитывать изменение температуры потока по глубине, т.к. вязкость очень сильно зависит от температуры. Распределение температуры по глубине можно определить опытным путем или расчетным.
Рассмотрим установившийся поток в подъемных трубах. По мере подъема жидкости температура ее понижается в результате теплообмена с окружающей средой. Получим уравнение теплового баланса.
Пусть в сечении h температура потока равна T(h), соответственно в сечении h + Дh - T (h + Дh). Время, за которое жидкость проходит расстояние Дh, равно , где u - скорость движения потока. Обозначим через с - теплоемкость системы, то изменение количества тепла в элементе (h; h + Дh) за время Дt будет равно:
где F - площадь поперечного сечения трубы.
Это же количество тепла передается окружающей среде. Предположим, что теплопередача происходит по закону Ньютона, получим:
где R - радиус скважины; ц - теплопроводность; Tпор - температура горной породы.
Из последних двух соотношений при Дh > 0 находим
где а = 2 · р · R · ц / (F· C· U). Температура породы изменяется в зависимости от h (h = 0 соответствует забою скважины) по следующему закону
T0 - температура на забое скважины.
Теперь, зная зависимость вязкости от температуры м = м(Т) для нефти, можно определить изменение вязкости системы по глубине.
Здесь мы привели простейшую схему расчета, в которой не учтены зависимости растворенности газа в нефти и его объема от температуры, влияние нагрева окружающих пород и т.п. На основе рассмотренной схемы можно сделать следующие выводы:
1) при увеличении скорости потока потери давления на трение возрастают; однако при этом вязкость нефти в скважине снижается;
2) при определенных условиях снижение вязкости нефти с увеличением скорости движения может оказывать большое влияние на изменение гидравлического сопротивления;
3) зависимость потерь давления на трение от скорости движения имеет немонотонный характер, что имеет важное значение при установлении рабочих режимов насосных установок.
Выше были рассмотрены случаи движения ГЖС при установившихся режимах. Теперь рассмотрим модель работы скважины при неустановившемся режиме. Уравнение нестационарного притока жидкости имеет вид:
где Т - время переходного процесса в пласте; К - коэффициент продуктивности.
Рассмотрим графические зависимости совместной работы пласта и скважин.
Обозначим координаты точки пересечения через (Рс1; Q1). Это означает, что одновременно выполняются условия:
Исследуем устойчивость данного режима, для этого предположим, что забойное давление и дебит получили малые приращения:
Если дP и дQ возрастают во времени, то данный режим неустойчив. Представим выражения для P и Q в уравнение (1), то получим:
Рс1 + дP = f (Q1 + дQ) ? f (Q1) + f ?(Q1) · дQ (4)
Вычитая почленно из (3) и (4) соответственно (1) и (2), находим
Исключая из полученных соотношений дP, получаем уравнение относительно дQ:
Последнее уравнение (5) - линейное дифференциальное уравнение первого порядка. При а > 0 решение экспоненциально возрастает во времени (неустойчивый режим), при а < 0 - режим устойчив.
Таким образом, если рабочая точка находится на правой, возрастающей ветви зависимости f (Q), то f ?(Q1) >0 и а < 0. Возрастающий участок характеристики подъемника соответствует устойчивому режиму работы, а внизпадающий участок - неустойчивому.
Батырбайское месторождение нефти и газа. Краткие сведения из истории геологического изучения района. Гидродинамические и термодинамические методы исследования скважин и пластов. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Условия приема на работу. отчет по практике [500,8 K], добавлен 08.08.2012
Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды. отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013
Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи. отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014
Солянокислотные обработки призабойных зон скважин. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Компрессорный способ освоения фонтанных, полуфонтанных и механизированных скважин. лекция [803,1 K], добавлен 29.08.2015
Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности. отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012
Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования. отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011
Методы исследования скважин н технические средства для их осуществления. Электрокаротаж и его разновидности. Результаты реальных исследований скважин при разной обводненности продукции и содержании газа. Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений. презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Проектирование и разработка нефтяных и газовых месторождений курс лекций. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Существенные условия трудового договора и договора подряда
Реферат по теме Прокуратура Украины
Курсовая работа по теме Економіка овочівництва
Доклад: Творец троичного компьютера
Контрольная Работа Деление 5 Класс Виленкин
Отчет По Практике На Молочном Предприятии
Реферат: Смерть Петра III
Реферат: Константинопольская конференция
Обществознание 6 Класс Тема Моя Цель Сочинение
Реферат По Теме Аномалия Маточные Кровотечения
Сочинение по теме Еврей Зюсс. Фейхтвангер Лион
Контрольная Работа По Дисциплине Принцип Презумпции Невиновности
Сочинение На Тему Береза И Ель
Реферат: Поэтическая практика читатель, взявшийся за перо
Темы Декабрьского Сочинения 2022 2022 Москва
Реферат: Оффшорные зоны и их роль в мировой экономике
Реферат по теме Издержки, расходы и прибыль предприятия
Как Писать Сочинение Сравнение
Реферат: The Role Of The Ntsb In Safety
Темы Рефератов По Химии Для Студентов
Редкие виды семейства Розоцветные Пензенской области: распространение и охрана - Биология и естествознание дипломная работа
Разработка системы защиты атмосферы при производстве поливинилхлорида - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда дипломная работа
Аудиторские доказательства и источники их получения - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа