13Принципиальные схемы обустройства месторождений.

Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.

Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.

Одно из основных требований к разработке - рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС. Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов. Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.

Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:

• получена лицензия на право пользования недрами;

• проведена опытно-промышленная эксплуатация отдельных участков;

• балансовые запасы УВ, имеющие промышленное значение, составляют не менее 80% категории , и до 20% категории;

• оценена сырьевая база строительных материалов и источников водоснабжения;

• утверждены документы по утилизации ПНГ, газового конденсата и других сопутствующих ценных компонентов;

• предусмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения ОС и обеспечения безопасного проведения работ.

14Вскрытие нефтяных и газовых пластов и оборудование забоев скважин.

Вскрытие нефтяных и газовых пластов  обеспечивает более высокую продуктивность, особенно сразу же после заканчивания. 

Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов  показывает, что продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом геолого-физических особенностей коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей. 

Исследованиям факторов, влияющих на качество первичного и вторичного вскрытия пластов, посвящены труды многих авторов. Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов в различных геолого-физических условиях, систематические исследования влияния различных промывочных жидкостей на проницаемость пористой среды, а также исследования, проведенные в этой области за рубежом, позволяют сделать вполне определенные выводы о причинах и механизме ухудшения продуктивное: скважин при первичном вскрытии пласта. 

Для предотвращегага влияния промывочной жидкости на проницаемость пласта проектировщик должен, исходя из реальных геологических условий и характеристики продуктивного разреза, выбрать наиболее технологичные промывочные жидкости. В настоящее время при вскрытии нефтяных и газовых пластовприменяются: глинистые растворы ( обычные и утяжеленные); безглннистые водные суспензии; растворы на углеводородной основе и газообразные ( воздух или природный газ) агенты. Получивший наибольшее распространение в бурении глинистый раствор, обладая малой вязкостью, подвижностью, устойчивостью к воздействию внешних агрессивных агентов, является наиболее удобным при бурении. [6]

Для предотвращения влияния промывочной жидкости на проницаемость пласта необходимо исходить из реальных геологических условий и характеристики продуктивного разреза, выбрать наиболее технологические промывочные жидкости. В настоящее время при вскрытии нефтяных и газовых пластовприменяются глинистые растворы ( обычные и утяжеленные); безглинистые водные суспензии; растворы на углеводородной основе и газообразные ( воздух или природный газ) агенты. Наибольшее распространение получил глинистый раствор, так как обладая малой вязкостью, подвижностью, устойчивостью к воздействию внешних агрессивных агентов, он является наиболее удобным при бурении. [7]

Технологические потери углеводородного сырья происходят, в основном, из-за утечек и разливов, испарения и смачивания емкостей, наличия перевалочных пунктов между устьем скважины и потребителем резервуаров, установок подготовки и др. Поэтому необходима система борьбы с технологическими потерями, включающая точное определение потерь на каждом объекте, разработку методов уменьшения или их устранения, проведения профилактических мероприятий. Борьба с технологическими потерями должна начинаться с момента вскрытия нефтяного и газового пласта. [8]

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны ( 60 - 190 м) применяют как при бурении одиночных скважин, так и для восстановления эксплуатационной характеристики действующих скважин. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности. [9]

Заслуживает внимания применение меловых растворов для вскрытия продуктивных пластов. Проведенные исследования в этой области и некоторый опыт промысловых испытаний позволяют судить о перспективности меловых растворов, которые в определенных условиях можно применять для вскрытия нефтяных и газовых пластов. [10]

Оборудование зобоя скважин

Цилиндрическая горная выработка малого поперечного сечения, но имеющая значительную длину принято называть скважиной. Начало скважины от поверхности земли принято называть устьем, а ее конец – забоем. Все полое пространство скважины, от устья изабоя, принято называть стволом скважины.

Конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям˸

1. Устойчивость стенок ствола и надежное разобщение нефтеносных, газоносных и водоносных пластов друг от друга.

2. Надежное сообщение ствола скважины с продуктивным пластом.

3. Герметизация устья и направление извлекаемой жидкости в систему сбора и подготовки или нагнетания жидкости и газа в пласт.

4. Спуск в скважину оборудования и средств для извлечения из продуктивного пласта нефти или газа.

5. Проведение различных ГТМ.

6. Проведение всœевозможных скважинных исследований

7. Возможность избирательного воздействия на различные пропластки

Для обеспечения устойчивости стенок скважин и разобщения пластов друг от друга в скважину после завершения бурения спускают стальные трубы, называемые обсадными. Межтрубное пространство - образование между внешними стенками обсадных труб и стенкой скважины - заполняют цементным раствором под давлением. После затвердения раствора (48ч) образуется цементный камень, который разобщает пласты между собой.

Открытый забой применяется в том случае, когда продуктивный пласт представлен крепкими однородными породами (известняки, песчаники). Для этого скважину бурят до кровли продуктивного пласта͵ спускают эксплуатационную колонну с последующим ее цементированием, а затем продуктивный пласт вскрывают долотом диаметром несколько меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны.

В случае если продуктивный пласт представлен неоднородными породами с прослоями глин, песками, или неустойчивыми и слабосцементированными песчаниками, забой скважины выполняется закрытым.

Для этого скважину бурят до проектной глубины, обсаживают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и избирательно перфорируют только против нефте или газонасыщенных участков пласта.

В случае если породы продуктивного пласта представлены слабосцементированными песчаниками и алевролитами, продуктивный пласт вскрывают при открытом забое с последующим спуском специального фильтра-хвостовика с воронкообразным раструбом в верхней части. Фильтр имеет щелœевые отверстия (0,8-3 мм), обращенные узкой стороной к наружной стороне хвостовика.

Применяют также конструкции скважин с заранее перфорированным фильтром c манжетной заливкой. Для этого скважину бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну с манжетой и заранее перфорированными трубами (фильтром). Далее через специальные отверстия в колонне выше манжеты затрубное пространство заливают цементным раствором. С целью предупреждения попадания цементного раствора перфорированную часть труб перед цементированием заполняют песком или отделяют чугунным обратным клапаном, который после формирования за колонной цементного камня разбуривают, а песок вымывают.

Главное – забой скважины должен обеспечивать высокий коэффициент гидродинамического совершенства скважины, что достигается при открытом забое или качественной перфорацией (20-25 отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта) скважин.