Определение карбонатности коллекторов

Вопрос 1.

Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок электро-центробежных насосов. Технологический режим работы скважин при использовании УЭЦН.

Область применения - это высокодебитные, обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 25-1300 м3/сут и высотой подъема 500-2000 м.

1 эксплуатационная колонна; 2 компенсатор; 3 электродвигатель; 4 протектор; 5 центробежный электронасос; 6 обратный и спускной клапаны; 7 насосно-компрессорные трубы; 8 электрический кабель; 9 крепежный пояс; 10 обратный перепускной клапан; 11 оборудование устья; 12 барабан для кабеля; 13 станция управления; 14 трансформатор

Установки по характеристике скважины выбирают в сле­дующем порядке:

1) определяют необходимый напор насоса;

2) с учетом влияния вязкости пластовой жидкости и газосодержания на характеристику скважинного центробежного на­соса определяют параметры насоса для подачи им воды (с целью выбора типоразмера насоса по данным завода-изгото­вителя) ;

3) выбирают несколько установок насосов из числа, вы­пускаемых промышленностью;

4) определяют глубину подвески центробежного насоса в скважине;

5) определяют мощность двигателя насосного агрегата и уточняют его типоразмер;

6) проверяют возможность подачи насосом тяжелой жид­кости;

7) проверяют параметры выбранного ранее кабеля и на­сосно-компрессорных труб;

8) проверяют диаметральные размеры насосного, агрегата, труб и кабеля;

9) проверяют параметры трансформатора;

10)сравнивают экономические показатели нескольких предварительно выбранных типоразмеров установок;

11)проверяют рациональность применения для подъема жидкости скважинного центробежного насоса по сравнению с другими способами подъема и видами насосов.

Выбор насоса Задача сводится к выбору ЭЦН, который будет работать в условиях оптимального и обеспечит откачку заданного дебита скважины с данной глубины. Выбранный насос и погружной агрегат в целом должен соответствовать габаритам скважины.

Для выбора установки необходимо знать характеристику скважины: отбор жидкости из скважины, глубину уровня жидкости в скважине; характеристику пластовой жидкости (содержание нефти, воды, газа, механических примесей -песка; плотность и вязкость); размеры обсадной колонны скважины; устьевое давление, скважины для обеспечения подачи пластовой жидкости до групповой установки сбора нефти или до нагнетательных скважин (при закачке пластовых вод). Для выбора насоса необходимо определить давление жид­кости, которое он должен создавать. Это давление увеличива­ется с увеличением глубины скважины, гидравлических сопро­тивлений в трубах, противодавления на устье скважины.

Глубину подвески насоса определяют главным образом в зависимости от двух факторов: ухудшения рабочих парамет­ров системы насосной агрегат — подъемные трубы вследствие попадания свободного газа на вход насоса (чем меньше погру­жение под уровень жидкости, тем больший объем газа посту­пает в насос и тем хуже его характеристика) и уменьшения затрат на оборудование и ремонт при уменьшении глубины погружения насоса. В промысловой практике глубина спуска ЭЦН должна быть ниже динамического уровня (Нд) минимум на 200 метров.

Оптимизация ЭЦН:

- выявление фонда скв для проведения технологических мероприятий по оптимизации работы скв и оборудования

- подбор установок ЭЦН к скв и выдача рекомендаций по оптимизации

- внедрение рекомендаций

Критерием для оценки оптимального режима системы скв – насос является величина коэф-та подачи насоса и степень использования добывных возможностей скв, определяемые динамическим уровнем.

Вопрос 2.

Основные физические свойства нефтегазовых пластов и пластовых флюидов, используемые при проектировании и контроле за разработкой нефтяных месторождений.

Основные физические свойства пород и жидкостей:

1) гранулометрический состав пород; 2) пористость пласта; 3) проницаемость пород коллектора;4) удельная поверхность пород пласта;5) карбонатность пород; 6) механические свойства пород и сжимаемость пластовых жидкостей; 7) насыщенность пород газом, нефтью и водой; 8) физические и физико-химические свойства нефти, воды и газа (вязкость, плотность, растворимость газа в нефти и в воде, поверхностные свойства нефти и воды).

Гранулометрический (механический) состав породКоличественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим (механическим) составом. Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, которое остается в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Гранулометрический состав большинства нефтесодержащих пород определяется в основном частицами размерами от 1 до 0,01 мм . Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размерами частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм ). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах. Составом коллоидно-дисперсных минералов определяются процессы поглощения катионов (и анионов). От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде. Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом.

Определение карбонатности коллекторов

Важное значение для промысловой практики имеет карбонатность пород, т. е. содержание в них солей угольной кислоты — известняка СаСО3 , доломита СаС03 • МgС03 , сидерита FеСО3 и т. д. Определение карбонатности пород основано на химическом разложении содержащихся в них карбонатов и на учете количества выделившегося углекислого газа объемным или весовым способом. В лабораториях физики пласта получил распространение объемный газометрический способ измерения карбонатности пород. Выделившийся в специальном приборе вследствие взаимодействия карбонатов с соляной кислотой углекислый газ улавливается в измерительном устройстве.

Подобные анализы используются для установления целесообразности солянокислотных обработок забоев скважин с целью увеличения пропускной способности пород.

Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор). Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости Каб называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр. Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным порам относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы. В большой степени свойства пористых сред определяются размерами поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм ; 2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм

3) субкапиллярные — меньше 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно. По капиллярным каналам движение жидкостей и газов происходит при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов, что практически в природных условиях перемещаться в них не могут. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы).

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: