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:
©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|