Експлуатація Шебелинського нафтового родовища (стр. 5 из 8)

Обґрунтування параметрів роботи середньої свердловини

та інших вихідних даних для технологічних розрахунків.

Всі розрахунки проводимо для середньої свердловини. Для визначення параметрів середньої свердловини потрібні режими роботи експлуатаційних свердловин горизонту ГКР.

Визначаємо середній дебіт газу:

де

тис.м³/добу;

тис.м³/добу;

тис.м³/добу.

Визначаємо середній гирловий тиск

Глибину свердловини до середини інтервалу перфорації, м L=4253,3 м

За величиною середнього гирлового тиску визначаємо середній вибійний тиск.

Визначаємо коефіцієнт S:

К

Визначаємо коефіцієнт

:

- внутрішній діаметр колони труб, см; діаметром 73 мм дорівнює 0,024.

Визначаємо середній вибійний тиск.

МПа

Визначаємо мінімальний необхідний дебіт газу для винесення рідини з стовбуру свердловини:

тис.м3/добу

3. Методи інтенсифікації

3.1 Кислотна обробка

Кислотні оброблення свердловин, які складають основу хімічних методів, використовуються найбільш широко через свою простоту, дешевизну, доступність реагентів, сприятливі умови для їх проведення.

Основний компонент кислотних розчинів, які використовуються для діяння на привибійну зону пласта - соляна кислота.

Розчинами соляної кислоти обробляють карбонатні породи, які містять вапняки, доломіти або теригенні колектори, в складі яких присутні карбонатні цементуючі речовини. Розчинення вапняку в соляній кислоті описуєтьсяСаСОз+2НС1=СаСІ₂+С0₂+Н₂0. Оптимальну концентрацію соляної кислоти в розчині приймають рівною 10 ...16%.

Під час оброблення свердловини до розчину соляної кислоти добавляють такі реагенти.

1. Інгібітори - речовини, які знижують корозійне діяння кислоти на обладнання. За їх допомогою розчин кислоти транспортують, перепомповують і зберігають. Як інгібітори використовують катапін - А, карбозолін - О, реагенти 4411, 4412 , тержитол тощо.

2. Інтенсифікатори - поверхнево - активні речовини (ПАР) , які знижують поверхневий натяг на межі "нафта -нейтралізована кислота", які прискорюють і полегшують очищення привибійної зони від продуктів реакції і відреагованої кислоти. До них відносяться марвелан К (О), реагенти 4411, 4412, тержитол тощо.

3. Стабілізатори - речовини, необхідні для утримання в розчиненому стані продуктів реакції, сумішей розчину соляної кислоти з залізом, цементом і пісковиками, а також для видалення із соляної кислоти шкідливої домішки - сірчаної кислоти і перетворення її в розчинну сіль барію.

Соляна кислота, взаємодіючи з глинами, утворює солі алюмінію, а з цементом і пісковиками - гель кремнієвої кислоти, які випадають в осад. Для попередження цього явища як стабілізатори використовують оцтову СНзСООН і фтористоводневу або плавикову НF кислоти .

3.2 Гідророзрив пласта

Суть його в нагнітанні рідини під високим тиском, у результаті чого в привибійній зоні розкриваються існуючі тріщини чи утворюються нові. Для попередження змикання тріщин (після зняття тиску) в них разом з рідиною нагнітається крупнозернистий пісок (розклинювальний матеріал). У результаті збільшується проникність порід привибійної зони, а вся система тріщин зв'язує свердловину з віддаленими від стовбура продуктивними частинами пласта. Радіус тріщин може досягати декількох десятків метрів.

Механізм утворення тріщин під час розриву пласта наступний. Під тиском, що створюється у свердловині насосними агрегатами, рідина розриву, що добре фільтрується, проникає, в першу чергу, в зони з найбільшою проникністю. При цьому між пропластками по вертикалі створюється перепад тисків, оскільки в проникніших пропластках тиск вищий, ніж в малопроникних чи практично непроникних. У результаті на покрівлю і підошву проникного пласта починають діяти розривні сили і вищезаляглі породи зазнають деформації, а на межах пропластків утворюються горизонтальні тріщини. У процесі запомповування нефільтруючої рідини механізм розриву пласта аналогічний механізму розриву товстостінних посудин, тому потрібний більш високий тиск. Тріщини, які при цьому утворюються, мають, як правило, вертикальну або близьку до неї орієнтацію.

Процес гідравлічного розриву пласта складається з таких послідовно проводжуваних операцій: встановлення пакера для герметизації затрубного простору; нагнітання в пласт рідини розриву з метою утворення і розширення тріщин; запомповування протискувальної рідини для витіснення піску в тріщини пласта з насосно - компресорних труб і стовбура свердлловини.

Ефективність ГРП визначається розкритістю і довжиною тріщин, чим вони більші, тим більша ефективність оброблення.

4. Технологічні режими експлуатації покладу

4.1 Способи експлуатації нафтових та газових родовищ

Експлуатація свердловин фонтанним методом

Під фонтанним способом експлуатації свердловини розуміється підйом нафти на поверхню за рахунок природної енергії, розрізняють Артезіанське фонтанування і фонтанування за рахунок енергії газу, що виділяється з нафти. Процес видобування нафти охоплює переміщення нафти газу і води (флюїдів) у пласті до вибоїв на поверхню та промислове збирання продукції свердловин. Спосіб піднімання нафти у стовбурі з вибою на поверхню називають способом експлуатації свердловини. У теперішній час застосовують такі основні способи експлуатації свердловин: фонтанний, газліфтний і насосний.

Спосіб експлуатації свердловини при якому підйом нафти або суміші нафти з газом від вибою до поверхні здійснюється за рахунок природної енергії називається фонтанним способом. Якщо тиск стовпа рідини яка заповнює свердловину менший від пластового тиску і привибійна зона не забруднена тобто стовбур свердловини сполучається з пластом, то рідина буде переливатися через устя свердловини, отже свердловина буде фонтанувати. Фонтанування може здійснюватись під впливом гідростатичного напору, або енергії газу який рухається, або того і іншого разом. Фонтанування тільки за рахунок гідростатичного тиску пласта явище дуже рідкісне в практиці експлуатації нафтових свердловин. Це відбувається тоді коли газ у пластових умовах повністю розчинений у нафті і у пласті рухається однорідна рідина. У більшості випадків головну роль у фонтануванні свердловин відіграє газ який міститься разом з нафтою в пласті. Це справедливо навіть для родовищ із явно вираженим водонапірним режимом, коли газ в пластових умовах повністю розчинений в нафті і в пласті рухається однорідна рідина. При експлуатації свердловини пробуреної на такий пласт вільний газ із нафти починає виділятись лише в підйомних трубах і на такій глибині де тиск нижчий від тиску насичення нафти газом. В цьому випадку підйом нафти буде здійснюватись за рахунок гідростатичного напору та енергії стиснутого газу, яка проявляється тільки у верхній частині свердловини. На глибині відповідній тиску насичення нафти газом останній починає виділятись із нафти у вигляді маленьких бульбашок. По мірі просування догори бульбашки газу зазнають усе меншого тиску, внаслідок чого об’єм бульбашок газу збільшується і густина суміші рідини та газу зменшується. Загальний тиск стовпа газорідинної суміші на вибої свердловини стає меншим за пластовий, що виникає самовиливання нафти, тобто фонтанування свердловини. При всіх способах експлуатації свердловини в тому числі і фонтанному підйом рідини та газу на поверхню здійснюється по трубах невеликого діаметру які спускаються в свердловину перед початком експлуатації ці труби називають НКТ. Залежно від способу експлуатації їх називають фонтанними, компресорними, насосними, підйомними (ліфтовими). Звісно, що фонтанний спосіб є найекономічнішим і як природний спосіб має місце на щойно відкритих енергетично не визначених родовищах. Якщо в покладі підтримується пластовий тиск шляхом закачування води чи газу, то в окремих випадках удається значно продовжити період фонтанування свердловини. Фонтанним способом вилучається основна частина світового видобутку нафти 7580% . Якщо свердловини не можуть фонтанувати їх переводять на механізований спосіб експлуатації тобто газліфтний чи насосний. В цьому випадку за рахунок пластової енергії нафта піднімається лише на висоту менше глибини свердловини, тобто рівень в свердловині не доходить до устя свердловини. Для піднімання рідини до устя свердловини і подавання її у викидну лінію (збірний трубопровід) потрібно ввести в свердловину штучну енергію. У разі газліфтного способу у свердловину подають енергію стиснутого газу, а у разі насосного енергія яка створюється насосом. Під час експлуатації свердловин будь-яким (фонтанним, насосним або газліфтним способом) у міру проходження нафти вздовж стовбура із неї виділяється розчинений газ. Внаслідок зменшення тиску, коли він стає меншим тиску насичення нафти газом. При цьому утворюється газорідинна суміш. Газ який виділяється у вихідному потоці виконує роботу з підйому рідини в трубі, при чому рідина може бути однофазною (нафта) або двофазною (нафта + вода).