Реферат на тему Принципы выбора радиуса эксплуатационной скважины, его влияние на дебет скважины, примеры

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ 2
1. Исследование научной мысли в области анализа радиуса и дебита скважин 4
2. Физические модели анализа радиуса скважин 5
3. Расчет зависимости дебета скважины от ее радиуса 7
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 11
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 12

Введение:

Нефтяная скважина — это бурение на Земле, которое предназначено для доставки углеводородов нефти на поверхность. Обычно некоторое ко-личество природного газа выделяется в качестве попутного нефтяного газа вместе с нефтью. Скважина, предназначенная для добычи только газа, мо-жет быть названа газовой скважиной.
Скважина создается путем бурения в земле скважины диаметром от 12 см до 1 метра (от 5 до 40 дюймов) с помощью буровой установки, ко-торая вращает бурильную колонну с прикрепленным долотом. После то-го, как скважина пробурена, в нее помещаются участки стальной трубы (обсадной трубы), немного меньшего диаметра, чем скважина. Цемент мо-жет быть помещен между внешней частью обсадной колонны и скважиной, известной как кольцевое пространство. Корпус обеспечивает структурную целостность вновь пробуренного ствола скважины, а также изолирует по-тенциально опасные зоны высокого давления друг от друга и от поверхно-сти.
Поскольку эти зоны надежно изолированы, и формация защищена обсадной колонной, скважина может быть пробурена глубже (в потенци-ально более нестабильные и бурные пласты) меньшим долотом, а также обсажена обсадной колонной меньшего размера. Современные скважины часто имеют от двух до пяти комплектов отверстий меньшего размера, просверленных внутри друг друга, каждый из которых цементирован об-садной колонной.
После бурения и обсадки скважины она должна быть «завершена». Завершение — это процесс, при котором скважина может добывать нефть или газ.
В завершении обсадных скважин в части обсадной колонны, прохо-дящей через зону добычи, делаются небольшие отверстия, называемые перфорацией, чтобы обеспечить путь для прохождения нефти из окружа-ющей породы в добывающую трубу. При заканчивании открытых сква-жин часто в последней пробуренной, не обсаженной секции водохранили-ща устанавливаются «песочные экраны» или «гравийная набивка». Они сохраняют структурную целостность ствола скважины в отсутствие обсад-ной колонны, в то же время позволяя течь из коллектора в ствол скважи-ны. Грохоты также контролируют миграцию пластовых песков в эксплуа-тационные трубы и наземное оборудование, что может привести к про-мывкам и другим проблемам, особенно из-за неуплотненных песчаных пластов на морских месторождениях.
Природный газ в сырой форме, известный как попутный нефтяной газ, почти всегда является побочным продуктом добычи нефти. Неболь-шие легкие газовые углеродные цепочки выходят из раствора по мере то-го, как они подвергаются снижению давления из резервуара на поверх-ность, подобно открытию бутылки с газировкой, в которой выделяется уг-лекислый газ. Если он намеренно выходит в атмосферу, он называется вен-тилируемым газом или непреднамеренно летучим газом.
Нежелательный природный газ может быть проблемой утилизации на скважинах, которые разрабатываются для добычи нефти. Если вблизи устья скважины нет трубопроводов для природного газа, это может быть бесполезно для владельца нефтяной скважины, поскольку он не может до-стичь потребительских рынков. Такой нежелательный газ затем может быть сожжен на площадке скважины в практике, известной как сжигание на добыче, но из-за проблем с энергетическими ресурсами и опасностей для окружающей среды эта практика становится все менее распространенной.

Заключение:

Интерпретация гидродинамического исследования скважин позволя-ет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэф-фициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницае-мость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности око-лоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются пря-мым методом определения фильтрационных свойств горных пород в усло-виях залегания, характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физиче-ских свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффи-циент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).
Указывая на необходимость знания законов подземной гидравлики для решения проблем технологии нефтедобычи, нужно подчеркнуть, что знания только этих законов недостаточно для изучения сложных процес-сов фильтрации жидкостей и газов в пластовых условиях.
Действительно, громадная удельная поверхность пористой среды (величина поверхности стенок поровых каналов, приходящаяся на едини-цу объема образца пористой горной породы) и малые диаметры зерен и поровых каналов указывают на то, что роль молекулярных сил может быть относительно велика. Поэтому необходимо считаться с прямым и косвенным влиянием поверхностных явлений на процессы движения жид-кости в гористой среде. Кроме того, для очень многих месторождений ха-рактерны высокие и снижающиеся в процессе разработки пластовые дав-ления, высокие пластовые температуры; часто в одних и тех же порах пла-ста одновременно находятся не нефть, газ и вода, причем иногда физико-химические свойства законтурной (краевой) воды сильно отличаются от свойств связанной (сингенетичной, реликтовой, погребенной) воды, пленка которой обволакивает зерна нефтесодержащей породы.

Фрагмент текста работы:

1. Исследование научной мысли в области анализа радиуса и дебита сква-жин

С развитием технологии бурения и снижением его стоимости все больше и больше горизонтальных скважин используется в коллекторах с низкой проницаемостью, трещиноватых коллекторах, многослойных кол-лекторах и забойных пластах. А установившаяся производительность го-ризонтальной скважины всегда является горячей темой для инженеров-нефтяников. После нескольких десятилетий разработки и исследований было предложено много методов, включая аналитический метод, метод конформного преобразования, метод потенциальной суперпозиции, метод эквивалентного сопротивления потоку и метод функции точечного источ-ника, [1–9].
Меркулов [1] и Борисов [2] вывели аналитическое уравнение продук-тивности горизонтальной скважины с однофазным потоком нефти. Гигер и соавторы [3, 4] и Керхер и Гейгер [5] разработали концепцию коэффици-ента замещения FR, которая указывает необходимое количество верти-кальных скважин для добычи с той же скоростью, что и для одной фазы от пластовой скважины до горизонтальной скважины.
Рейсс [6] предложил уравнение для расчета индекса продуктивности для горизонтальной скважины. После этого, разделив трехмерный поток горизонтальной скважины на две двумерные задачи (поток в горизонталь-ной плоскости и вертикальной плоскости и т. Д.), Джоши [7] вывел урав-нение для расчета производительности стационарной горизонтальной скважины, которая является наиболее популярной. метод в настоящее вре-мя.
Бабу и Одех [8] предложили уравнение для расчета продуктивности горизонтальной скважины в предположении, что форма дренажного объе-ма является прямоугольной и все границы закрыты. Ренард и Дюпюи [9] вывели уравнение эффективности потока для горизонтальной скважины в анизотропном пласте с учетом скин-фактора. Затем Хельми, Ваттенбаргер, Биллитер[10] и другие [11] также предложили соответствующие им урав-нения для расчета