3. Технология и область применения барьерного заводнения.

Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.

Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.

Барьерное заводнение применяют при:

V газ.шапки> либо = V резервуара, насыщ-го УВ

Экзаменационный билет № 25

1.) Методы регулирования работы скважин с УШСН.

Рассмотрим схему плунжерного насоса. Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера Sпл. Наружный диаметр плунжера Dпл принимается равным внутреннему диаметру цилиндра (хотя фактически между этими величинами имеется определенная разница 2δ; δ — зазор между плунжером и цилиндром). При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ 5. В цилиндре насоса 1 давление снижается и в определенный момент всасывающий клапан 3 открывается; продукция скважины поступает в цилиндр насоса (в подплунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер не придет в ВМТ). Ход плунжера из НМТ до ВМТ называется тактом всасывания.

Объем продукции скважины, поступившей в цилиндр насоса при такте всасывания, равен объему, описанному плунжером от НМТ до ВМТ V:

V = SплF,[м3], где F — площадь поперечного сечения цилиндра (м2), равная: F=πD2пл/4, Dпл – диаметр плунжера, равный внутреннему диаметру цилиндра, м.

При ходе плунжера вниз (от ВМТ до НМТ) давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Продукция из цилиндра насоса 1 перетекает через плунжер 2 в надплунжерное пространство. Ход плунжера из ВМТ до НМТ называется тактом нагнетания. Таким образом, за один насосный цикл «ход вверх–ход вниз» объем продукции, откачиваемый из скважины, составляет:

V = Sпл πD2пл/4, [м3]

Обозначим число двойных ходов плунжера в мин через n. Тогда теоретическая минутная подача насоса составит Q'т:

Q'т= Sпл πD2пл/4n [м3/мин].

Переходя к суточной подаче установки, умножим последнюю формулу на 1440 (число минут в сутках) и получим суточную теоретическую подачу установки Qт

Qт =1440 Sпл πD2пл/4n = 1440• F• Sпл • n,[м3/сут],

где n — число двойных ходов плунжера в мин (число качаний балансира в мин). Обозначая длину хода полированного штока (на поверхности) через S, введем понятие условно теоретической подачи Qт.усл.:

Qт.усл = 1440• F• S • n,[м3/сут]

Введение условно теоретической подачи связано с тем, что длина хода плунжера Sпл в каждом конкретном случае является неизвестной величиной и может существенно отличаться от известной длины хода полированного штока S. Разница в указанных параметрах связана не только с упругими деформациями штанг и труб под действием статических нагрузок, но также и с влиянием на упругие деформации инерционных нагрузок, возникающих в насосной установке при определенных режимах ее работы. Таким образом, условно теоретическая подача установки может быть легко рассчитана в любой момент времени, для чего достаточно измерить (знать) длину хода полированного штока S. Фактическая суточная подача установки, измеряемая на поверхности по жидкости (после процесса сепарации) Qф может не совпадать с Qт.усл по целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки Qф к условно теоретической подаче ее Qт.усл назовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через η:

η= Qф / Qт.усл

Обобщая вышесказанное получим, что регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера и длины хода плунжера.

Режим работы насоса можно изменить либо с помощью хар-ки насоса, либо тр-да. К методам регулирования воздействия на насос относятся: 1. изменение диаметра поршня и соответственно цилиндровой втулки. 2. Изменение длины хода поршня (если есть соответствующее приспособ-ление в насосе) 3. Изменение числа оборотов и числа двойных ходов (Чрезмерное увеличение n приводит к тому, что клапаны не будут успевать нормально реагировать на изменение давления в цилиндре. 4. Теор.подачу можно изменить изменением коэф. подачи (a). Данный метод неэкономичен.

К методам регулирования воздействия на трубопровод относятся перепуск части жидкости с выхода на вход насоса.

2.) Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.

При одновременном транспорте нефти, газа и воды в однотрубной системе сбора наблюдается значительные пульсации в сборных коллекторах.

Пульсация возникает при движении газожидкостной смеси по рельефным трубопроводам, при этом газовая фаза образующаяся в верхней части трубопровода может изменяться в объеме т.е расширяться или сжиматься, тем самым изменяя Р(перепад Р может достигать 2 МПа).

Основными факторами, вызывающими пульсацию являются:

• Количество и равномерность подачи в трубопровод жидкости и газа.

• Диаметр трубопровода.

• Рельефы местности.

При малых скоростях потока 0,1-0,3 м/сек и гористой местности возникают пульсации с большой амплитудой и малой частоты.

Пульсации могут приводить:

• К авариям трубопроводов.

• К уносу в трубопроводы жидкости из сепаратора.

• К нарушению технологических режимов УППВ.

Для ограничения влияния пульсации на работу технологических установок перед первой ступенью сепарации на ДНС или УПН устанавливаются гасители пульсации различной конструкции.

3.) Особенности геологического строения разработки нефтегазовых залежей.

Особенностью является то, что при данных начальных пластовых термобарических состояниях, система находится в перенасыщенном состоянии(т.е сущечствует жидкая и газовая фаза).

Разница в начальных пластовых давлениях в разных точках пласта месторождения различается на 5-12%. В фонтанном фонде скважин осложнение- прорыв газа в систему сбора (приводит к увеличению давления в системе сбора с 15 атм до 40-60 атм) сопровождающиеся большими вибрациями, в механизированном фонде скважин – срыв подачи.

В контактных зонах на границах ГНК, благодаря отсечению газовой шапки от нефтяной перемычки 1,5-2 метра создавались условия реализации практически тех же режимов, что и в нефтяных залежах, только с осложнениями вязкостной характеристики и дебитов. Отсюда нефтегазовые залежи сложного строения требуют выделения так называемых частных технологий даже в пределах одних и тех же объектов. Пример – Лянтор, в пределах этого месторождения выделено 4 обьекта.

Осложнения – опережение выработки газа из газовой шапки. Применяют барьерное заводнение(газ.шапка отсекается барьерным рядом)

по условиям насыщения зоны (части) в НГЗ

В НГЗ могут быть выделены:

1. ПГЗ - подгазовая зона в пределах внешнего контура газоносности;

2. ЧНЗ - чисто нефтяная зона между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности;

3. ВНЗ - водонефтяная зона между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Особенности разработки обусловлены:

1.фазовым состоянием системы при начальных пластовых условиях (система перенасыщена газом)

2.геологические литофациальные особенности НГЗ ( послойная и зональная неоднородность, тектоническая нарушенность,,глинизация

Перечисленные факторы определяют ряд особенностей разработки НГЗ :

1) т.к. ΔР = Рплнач - Рнас = 5 -10 ат, скважины работают при Pзаб < Рнас;

2) вокруг каждой добывающей скважины развиваются зоны разгазирования (происходит движение газонефтяной системы со снижением фазовой проницаемости по нефти);

3) отмечаются повышенные газовые факторы нефти;( для НГЗ 150-300м3/т, а в НЗ 30-90 м3/т)

4) происходит вытеснение газированной нефти водой;

5) в подгазовой зоне (ПГЗ) вскрытие пласта перфорацией предусматривает отступление от ГНК на 4-5 метров для предупреждения прорыва верхнего газа и от ВНЗ на 1.5-2 метра.

6) при прорыве воды (законтурной, подошвенной или закачиваемой) происходит трехфазная фильтрация со всеми отрицательными последствиями;

7) конечная нефтеотдача в НГЗ при прочих равных условиях на 10-15 % ниже, чем в чисто нефтяных залежах;

8) глубинно-насосное оборудование работает в более неблагоприятных условиях по сравнению с нефтяными залежами.

9) Интервалы перфорации требуют тщательного анализа характера послойной неоднородности пласта.

10)Местоположение ГНК и ВНК может обеспечить многообразие типов НГЗ (до 12 по Самарцев