3. Зоны разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.

Н а нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рис.). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.

Билет №17.

1. Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.

Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vсм , состоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг :h1¢=Vж /Vсм=Vж /_Vг+Vж=_1/Vг+Vж.

Все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы:

1.Методы, применяемые для предотвращения попадания сво­бодного газа в насос (отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его).

2. Методы, применяемые для снижения вредного влияния по­павшего в насос свободного газа.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются сле­дующие способы:

— увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

— снижение коэффициента мертвого пространства за счет ис­пользования насосов специальной конструкции (например, с дву­мя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной по­садки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки дли­ны штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);

— увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;

— увеличение коэффициента сепарации свободного газа у при­ема насоса.

Методы для предотвращения попадания свободного газа в насос основаны на применении гравитационных газосепараторов (газовых якорей). Большинство якорей сконструировано, таким образом, чтобы направить поток жидкости на прием насоса сверху вниз, и при этом максимально снизить скорость потока. В результате, определенная доля газа будет всплывать вверх и уходить в затрубное пространство.

2. Методы удаления солеотложений в системе сбора скважинной продукции.

Подразделяется на механические и химические. К механическим относятся: проведение очисток скважин путем разбуривания солевых пробок или путем проработки колонны расширителями скребками. Эти методы обеспечивают положительные эффекты в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками.

Механическая очистка является дорогостоящим мероприятием и в наст. время распространение получили хим. методы. Сущность хим метода заключается в обработке скваж-н реагентами, кот-е растворяют неорганич соли. Самыми простейшими являются обработка соляной кис-ой, кот-е растворяют карбонатные соли.

Для удаления сульфатных солей используют метод конверсии осадка (сульфаты переводят в другие соли), а затем обрабатывают соляной кислотой.

Обработка скважин комплексообразующими реагентами. На отечественных местор-х скважины обрабатываются с использованием 10% р-ром трилона Б. Хорошие результаты получены с помощью термогазохимического воздействия. Сущность этого метода: в интервал перфорации спускают скважинный аккумулятор давления содержащий медленно горящий порох. При сгорании которого в забое создается большое давление и увеличивается температура. В продуктах сгорания содержатся СО2 и НCl, но многократные проведения ТГХВ может привести к разрушению эксплуатационной колонны цементного кольца.