1.2 Коллекторскиесв-ва терригенныхгорных и карбонатных(трещиноватых)пород.

Гранулометрическийсостав –это% -ое содержаниев горной породезерен различнойвеличены. Егоопределяютс помощью ситовогоили седиментационного анализа.

%

0,05 dч мм

Формула Стокса:

V=gd2/18y(p1/p2-1)- всё зависитот dчастиц V-скоростьоседания частицв воде м/с; g-ускорениесилы тяжестим/с^2;р1,р2-этоплотностьчастиц породыи жидкости;у- кинематическаявязкость жидкостим^2/с

2)Пористость-этоотношениесуммарногообъёма всехпор к видимому объёму породы m= Vпор/Vобр=(Vобр-Vзер)/V;доля ед. или%

Mмах=47,6 %

Ммin=25,8%

Дляпесков m =0,2:0,25.Дляпесчанников m= 0,1:0,3

3)Пронецаемость-этоспособность горных породпропускатьчерез флюидыпри перепадедавления.

Коэ-т проницаемости опред-ся поформуле А. Дарси W=(K/M)*((P1-P2)/L) К- коэ - тпроницаемости;L-расстояние,где замереныдавления. Скоростьлинейнойфильтрации:V=Q/S Q=м^3/с S=м^2 Q-зависитот объёмногорасхода. k=QML/ pS

k=м^2 М-вязкостьжидкости =Па*с ;

р =(р1-р2)=Па

1Дарси=1.02*10^(-12)м^2=1мкм^2

Абсолютнаяпроницаемость-наблюдающаясяпри фильтрациич/з породу однойк-л жидкостиили газа.

Фазоваяпроницаемость(эффективная)- проницаемостьпористой средыдля даннойжидкости илигаза при одновременномналичие в порахдр. жидкости или газа. оназависит отсв-в горнойпороды и св-вфлюидов.

Относительнаяпроницаемость– отношениефазовой проницаемостик абсолютной. Доля/ед.

Sн

100%

kв kн

0,20,40,60,81 Sв

4)Удельнаяповерхность-отношениеобщей поверхностиоткрытых поровыхканалов к объемупороды

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

Большейчастью нефтянойзалежи которымхарактернатрещиноватость к карбонатным отложениям,поровое пространство которых состоитиз межзерновогообъёма блоковна которыхразбит пласттрещинами иобъема самихтрещин микропластовыхпустот и каверн.Поровое пространствотрещин рассматривается как системадвух видов:1)межзерновогопоровогопространстваблоков и системтрещин, вложеннаяодна в другую, поэтому кромерассмотренных коллекторовыхсв-в еще ирассматриваютсяследующиесв-ва: а) трещеннаяпустотностьи проницаемость; б)густота;в)плотность;г) росскрытостьтрещин.

Степеньтрещинностипороды характеризуетсяобъёмной(Т) и поверхностной(Р) плотностьютрещин и ихгустотой (Г) Т=S/V; Г=

N/ L; Р=Е/ F;S-площадьполовиныповерхностивсех стеноктрещин секущихобъём породы; E- суммарнаядлина всехследов трещинвыходящих наповерхность S-ю F;

n-число трещинсекущих нормальтрещин в элементедлины L; mт=в*т; в- росскрытостьтрещин ; Т- объёмнаяплотностьтрещин . Проницаемостьтрещин (Кт) –зависит отmт.

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

6.5Газлифтнаяэксплуатацияскв-н и применяемыеоборудование. Пуск газлифтныхскв-н в эксплуатацию.Конструкцияподъёмникад/о обеспечитьв скв-не наличие2-х каналов : 1)для закачкегаза ; 2) для подъёма ГЖЗ на поверхность. Придуман ЛифтПолем.

В зависимости от числа рядовтруб концентричнорасположенныхв скв-не различаютследующиеконструкции подъёмников

1)однорядные;2) полуторорядные;3)двух рядные. Двух и полуторорядныеконструкции

подъемников внешний

ряд трубспускают доинтервалаперфорациидля улучшенияусловий выносапеска из-забольшой металлоемкости, стоимости,осложненияпри высокойглубины спускатруб, эти дверазновидностиприменяютсяочень редко.Их использованиеоправдано,вынужденнаямера при отсутствиигерметичностиколонны. Однороднаяконструкцияподъёмниковнаименееметаллоёмкаяи дешевая,обеспечивающая возможностьсвободногоизменениядиаметра идлины подъемныхтруб. ГЖЗ

газ

газ

ГЖЗ

Однородный

ГЖЗ

Полуторорядный ГЖЗ

Газ

двухрядный

Взависимости от направленияподачи газаразличают:1) кольцевую;2) центральнуюсистему подъемников.При кольцевойсистеме газзакачиваютв кольцевоепространствопри центральнойтрубе. В основномприменяюткольцевуюсистему подачигаза.

Рпусковая Рраб

Пускгазлифтныхскважин вэксплуатациюосуществляетсядля ввода вработу новыхи отремонтированныхскважин передпуском скв-назаполнена,жидкостью (дегазированнаянефть ). Уровеньее соответствуетпластовомудавлению. Сущностьпуска заключается в вытеснение жидкости газом,с линии газоподачидо башмакаподъема трубметодом продавки и вводагаза в подъемныетрубы.

Пусковоедавление-это наибольшеедавление газавозникающаяпри пуске .Рабочее давление–этодавление закачкигаза в процессеэксплуатации.

Методыснижения пусковогодавления.

1)переключениегаза с кольцевогона центральнуюсистему (сначалагаз закачиваютв центральныетрубы ,а дляработы переводятна кольцевуюсистему) 2)продавкажидкости впласт (при этомможно снизитьуровень жидкостив скважинепри длительнойрепрессии напласт ) ;3)применениепусковых отверстии. Сущность методазаключаетсяв том что вподъемныхтрубах предварительносверлят пусковыеотверстия на определенныхрасстоянияхот устья и междусобой. 4) Использованиепусковых газлитныхклапанов. Вмомент поступлениягаза в подъемныетрубы черезкаждый последущиийклапан закрываетсяпредыдущий. При работескв-ны газ подается втрубы черезнижний рабочийгазлитныйклапан илибашмак НКТ()при закрытых верхних пусковыхклапанах. Методиспользуетсяпри однородных конструкцияхподъемников.

6.3Фонтанная эксплуатация. Виды и условияфонт-вания.Наоснованииуравнения баланса энергиив добывающейскв-не запишемуравнениедавлений балансав фонтаннойскв-не: Рз-Ру=Рг.ст+Рин+Ртр,где Рг.ст –pжgH,-ДарсиВейсбаха гдепотеря давленияна трении Ртр=

Н/D*V^2/2*pж, Рз- забойноедавление , Ру–давлениеустья, Рг.ст-потеря давленияна преодолениег. стат. столбаж-ти в скв-не.Ртр-потерядавления наинновационныесопротивления; - коэф-т гидравлического сопротивления.В зависимостисоотношениязабойногодавления идавления наустье с забойнымдавлением,давления насыщениявыделяет двавида фонтанирования: 1)Артезианское фонтанирование–т.е. фон-иепроисходитза счет напорапластовойжидкости . Вскв-не наблюдаетсяобычный переливжидкости,движущаясянегазированнаяжидкость. Взатрубномпространствемежду НКТ иобсадной колоннойнах-ся жид-ть.В чем можноубедитьсяоткрыв кранпод манометром, показывающеезатрубноедавление. Усл-иесущ-ия:

2)газлифтноефонт-ие Рзаб>Рнас;Руст>Рнас

Ру

Рзаб

Рзаб>Рнас;Ру

Ру

Рзаб

Рзаб

Ру

Рзаб

Ру

1)Артезианское; 2) газлифтноефонтан-ие сначалом выделениягаза в стволескв-ны. В пластедвижетсянегазированнаяжидкость , вскв-не газожидкостнаясмесь Рзаб=0,1:0,5; 3) с началомвыделениягаза в пласте,в пласте движетсягазированнаяжидкость назабой к башмакуНКТ поступаетгазожидкостнаясмесь, Посленачала притокаосновная массагаза увлекаетсяпотоком жидкостии поступаетв НКТ , частьгаза отделяется,поступает взатрубноепространство, где и накопляется уровень жидкости в кольцевомпространстве понижаетсяиз-за скопившегосягаза и достигаетбашмака НКТ.При Рзаб

6.4Оборудованиескважин. Фонтанныйспособ применяетсяесли пластовоедавление велико.В этом случаенефть фонтанирует,поднимаясьна поверхность по насосно-компрессорнымтрубам за счетпластовойэнергии. Условиемфонтанированияявляетсяпревышениепластовогодавления надгидростатическимдавлениемстолба жидкости,заполняющейскважину.Дляэксплуатациифонтанных игазлифтныхскв-н используютоборудования,обеспечивающиеотбор продукциипроведениянеобходимыхтехнологическихоперации гарантирующиеза счет ОС.Основныеэлементы:1) насосно - комплонажныетрубы (НКТ);2)фонтаннаяарматура-оборудованиеустья. В качествеНКТ используютстальныетрубы(диаметром60-70 м.) Трубы исполненияП. бывают длиной10м, трубы исполненияВ=5,5:5,8м. Бываютв обычном ивысоко герметичномисполнение. Фонтаннаяарматураподбираетсяпо рабочемудавлению наустье скв-ны.

7.4 Подача штанговой насоснойустановки.Факторы влияющиена подачу ШСНУ.Подачаустановки:1) при ходе плунжеравверх вытесняетсяобъём жидкости V1 =(F-fшт.)*S,S -длинахода балансира,штока. F-площадьсечения плунжера.F шт. - площадьсечения штанг.2) При ходе плунжеравниз вытесняетсяобъём жидкостиV=fшт.*S3) Объёмжидкости заполный ходV2 =(F-fшт.)*S+fшт.*S=F* S 4) Минутная подача установкиQ=F*S*n n-числокачания головкибалансира в1 мин. 5) теоретическаяподача установкив сутки Qтеор.=1440*F*S*n. Если отношение Qфак./Qтеор=а – коэф-т подачи установки. 0,6

1440*F*S*n*а.Факторы влияющие на подачу насоса:ап=ад*анап*аус*аут ;ад -факторхарак-ий влияниедеформацииштанг и труб.ад=Sпл./Sп.шт.Sпл-длинаплунжера.Sп.шт. –длинаполировачногоштока. анап -фактор характерезующии степень наполнениянасоса жидкостью.Влияние газа на выполнениеи подачу насосаучитываетсякоэф-ом наполнениянасосом. анап=Vж /Vs

Vж-объёмжидкостипоступившейв цилиндр насосана протяжение входа всасывания; Vs-при всасывание; аус-фактор харак-ии влияние усадкижидкости. Аус=1/В В-объёмныйкоэф-т жидкости . аут-фактор учитывающийвлияние утечекжидкости. Утечкижидкости вазможныч/з зазор м/уцилиндром иплунжеромнасоса, клапонахнасоса в следствииизноса и ч/знеплотностимухтовыхсоединенийнасосно-камплотажныхтруб. аут=1-qут/Q Q= qут+Q Q –предполагаемаяподача; qут-расходутечки.

4.1Обект,система итехнологияразработки.

Нефтяноеместорождение-это

скоплениеуглеводородовв земной коре,приуроченныеодной илинескольким локалецевымструктурамнаходящиесяв близи одногонаселенногопункта. Во многихслучаях отдельныенефте- газоносные пласты отделены друг от другапачками непроницаемыхпластов. Такиеобособленныепласты ,отличаютсясвоим свойством,могут разрабатыватьсяпо разнымтехнологиям.Объект разработки,исключительновыделенноев приделахместорождениягеологическимобразовавшиепласт, массив,совокупностьпластов ,содержащиезапасы углеводородовкоторые извлекаютиз недр определенныегруппы скважин.Если включитьв объект всепласты в пределахместорождений,то понятиеобъекта иместорожденийбудут равнозначными.. При выделенииобъекта следуетучитывать: 1) геолого-физическиесвойства породотличаютсяпо проницаемости,коллекторнымсвойствам,толщине вбольшинствеслучаев нецелесообразноразрабатыватькак один объект.2)физико-химическиесвойства флюидов– пласты, содержащиенефть различнойвязкости, содержащемпарафин, содержащембензин м/тсоздаватьпричины нецелесообразныобъединенияв один объект. 3) фазовое состояниеуглеводородов.4) условия управленияпроцессомразработкинефтяныхместорождений.5) техника итехнологияэксплуатациискважин.

1

2

3 1, 2 – вспомогательные;3- основной. Показатели:запасы ( млн.т. ), 2) толщинапласта ( м ) ; 3) проницаемость( 10^-3мкм^2)вязкость(10^-3Па*с).

5.2Методы повышениянефтеотдачи.Всеметоды, повышающиекоэф-т нефтиизвлечениям/о разделитьна 3 группы: 1)усовершенствованиепроцесса заводнения; 2) тепловыеметоды воздействияна залежи вцелом; 3)закачкав пласты растворителей.К 1-ой группеметодов отн-сянаводнениенефтяных пластовс добавкамик закачиваемойв пласты воды, различныххим. Реагентов( ПАВ, высоковязкие полимеры), использованиедвуокиси углеродав различныхмодификациях(смесьуглеводов сводой, ПАВ).Область применения даннойгруппы ограничиваетсяс залежами сповышеннойвязкостьюнефти от 10-30сПприуроченныхк пластам спроницаемостьюобеспечивающиепромышленнуюприемистостьводяных нагнетательныхсв-ин. Ко 2-ойгруппе относятсяпроцесс внутрипластовогодавления ссозданием иперемещениемфронта горенияв пласте иливысокой температурнойзоны и закачкав пласты теплоносителей( перегретыйпар, горячаявода). Методыприменяютпластах с залежьюс высоковязкойнефтью равнойили более 20-30 сПи пластов,обеспечивающихприемистостьпо воздухуили теплоносителю.3-ая группаоснована надостижениисмешанностив пластовыхусловиях нефтии вытесняющегоагента (жирныйуглеводородныйгаз высокогодавления, двуокисиуглерода,сжиженныйгаз, спирт).Методы применяютсядля залежейс легкой нефтьюс не большойвязкостью,но приуроченныек пластам снизкой проницаемостьюили пласты сглинистымивключениями,которые разбухаютв контакте сзакачиваемойводой и приэтом резкоснижают проницаемостьводо-нагнетательныхскв-н. При закачкев нефти насыщенныепласты с добавкойПАВ с концентрацией0,05 % прирост коэф-танефти извлечениясоставляет6-8% от начальныхзапасов.

1.3.Физико-механическиеи тепловыесвойства горныхпород.К ним относятся:упругостьэластичность,прочность,нажатие , разрыв.Их необходимознать для решенияпрактическихзадач проектированиягидравлическогоразрыва пласта,торпедированиеучета распределения давления вколлекторе. Месторожденияразработанныес заводнением ( в пласт закачавводу) значительногоснижения пластовойплотности непроисходит. Поэтому вбольшинствеслучаев возникаютупругие деформациипористых сред.Расширяющиесяпри этом горныхпород и пластовойжидкости обладаютупругим запасом,которые количественнооцениваюткоэф-ом объемнойупругостипласта. (Всредн.=(1/V)*(dVпор/dP)); V-объемобразца породы;dVпор-изменение или увеличениедавления наdP; Всредн.-зависитот состава,строения исв-в гор. породы,а так же отдавления. Всредн.=(0,3 : 3)*10^(-10)Па^(-1) При сниженияили увеличенииР пластов объемжидкости т/жеизменяется,который харак-ся Коэф-том сжимаемостижидкости Вж=(1/V)*(dV/dP); V-объем жидкости; dV- его изменениепри изменениидавления наdP. Вн=(4:140)*10^(-10) Па^(-1) Для учетасуммарнойсжимаемостипор и жидкостей.В.Н. Щелкачевымбыла полученаформула: В*=Вс+мВмПа^(-1);м-пористость. Тепловыесв-ва. Хар-сяудельнойтеплоемкостью,коэф-ом теплопроводимости,температуратепло проводимости,коэф-т линейногорасширения.Тепло-проводимостьгорных породпо сравнениюс Ме очень низка,поэтому дляпрогрева на50-60 градусовпороду призабойной зонына глубину2-3 метра нагреваютприборы выдерживающиев течение десятковчасов. Процессм/о ускорить,если совместитьтепловую обработкус ультро-звуковым воздействием

1.1Условия залеганияв пласт нефти,воды и газа. Характернымпризнаком,осадочнойпароды яв-сяих стоимость.Каждый классограниченснизу подошвой,сверху кровлей.Первичнаяформа залеганияпластов, почтигоризонтальна,но земная коравсегда находитсяв движении врезультатечего пластпринимаетлюбое наклонноеположение.Земная корав одних местахповышается,в других образуютсяскладки и трещины. Для накоплениянефти нужныособые условия. Нефтяные залежи