5. Перфорация скважины. Типы и назначение перфорационных каналов.

Перфорация колонны необходима, чтобы обеспечить доступ в продуктивный пласт из скважины

При помощи кумулятивных зарядов образуются струи газа высокой скорости, которые перфорируют обсадную колонну, цементный камень и породу.

Пулевая перфорация. С помощью взрывчатого вещества из перфоратора выстреливаются стальные пули, которые пробивают обсадную колонну, цементный камень и породу.

Успешная перфорация обеспечивает чистые, ровные каналы в обсадной колонне, цементе и породе

Обеспечивает максимальное проникновение в породу

Оставляет минимум загрязнений

Выполняется с минимальными затратами труда

6. Освоение скважины-?

Освоение скважины - Проведение мероприятий, обеспечивающих вызов притока и восстановление

естественной продуктивности скважины путем уменьшения водонасыщенности и глинизации призабойной зоны с помощью кумулятивного торпедирования, термохимического воздействия, обработки различными кислотами, азотом, растворителями, нефтекислотными пенами, эмульсией, нефтерастворителями, ПАВ и др.

7. Фонтанная эксплуатация скважин. Механизированная эксплуатация скважин.

Фонтанная эксплуатация скважины – добыча нефти, газа, воды при которой нефть добывается за счёт энергетики (пластового давления) пласта-коллектора без привлечения дополнительных средств добычи.

Механизированная эксплуатация скважины - добыча нефти, газа, воды при которой нефть добывается за счёт механизированных средств (насосов)

8. Условие фонтанирования скважины. Чем определяется дебит нефти и газа из скважины.

• Рустье> 0 или• Рпласт>Pстолба жидкости в стволе скважины. В процессе добычи градиент давления

в фонтанирующей скважине уменьшается, приводя к ситуации невозможности естественного фонтанирования

Дебит нефти и газа из скважины преимущественно определяется тремя системами:

– Коллектор (с существующими в нём флюидами)

– Метод заканчивания скважины

– Технология добычи

Назначение устьевого оборудования скважины.

• Постоянное оборудование на скважине выше уровня земли, служащее для контроля за движением флюидов в направлениях из\в скважину.

• Устьевое оборудование:

– Колонная головка

– Головка НКТ

– Комплект трубопроводов и запорного оборудования (задвижки),

– Сальниковое устройство

– Манометры – датчики давления

9. Цикл процесса разработки месторождения. Рациональная система разработки месторождения.

Открытие м/р> Оценка запасов>Поиск>Обустройство>Разработка первичными методами>Разработка вторичными и третичными методами>Приобретение и закрытие объекта >Комплекс исследований

Рациональная СРМ - Система разработки, которая может удовлетворять потребности в нефти при наименьших суммарных экономических затратах и с возможно минимальными потерями нефти и газа

10. Последовательная разработка запасов. Параллельная разработка запасов.

11. Первичные, вторичные, третичные методы разработки месторождения.

Первичные:

С использованием напора краевых вод

• В залежах с природным водонапорным режимом

• Скважины расположены кольцевыми рядами параллельно внутреннему контуру нефтеносности

• В процессе разработки происходит «стягивание» контуров нефтеносности с постепенным обводнением скважин внешнего ряда затем скважин последующих рядов вверх по структуре

С использованием напора подошвенных вод

• В залежах с природным водонапорным режимом

• Скважины расположены кольцевыми рядами в чисто-нефтяном контуре параллельно внутреннему контуру нефтеносности

• В процессе разработки происходит «подъём» контуров нефтеносности на более высокие гипсометрические отметки с постепенным обводнением скважин с низкими гипсометрическими отметками, затем скважин с более высокими гипсометрическими отметками по структуре.

С использованием энергии растворённого газа

• В залежах с режимом растворённого газа

• Скважины расположены по более густой сетке (чем в случае с водонапорным режимом) с перфорацией всей мощности всех скважин

С совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки

• В залежах с комбинированным режимом энергии расширения газовой шапки + энергии подошвенных вод

• Применяется при небольшой газовой шапке

• Скважины расположены по равномерной сетке с перфорацией части нефтенасыщенной мощности

Скважины

С совместным использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК

• В залежах с комбинированным режимом энергии расширения газовой шапки + энергии подошвенных вод

• За счёт внедрения пластовых вод при неизменном положении газовой шапки (газ добывается в определённых масштабах)

• Применяется при высокой газовой шапке, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости коллектора

Вторичные методы разработки месторождения

Заводнение – нагнетание воды в коллектор для поддержания пластового давления и повышения коэффициента нефтеотдачи, путём вытеснения нефти от нагнетательных к эксплуатационным скважинам

Использование заводнения позволяет:

1. Разрабатывать залежи нефти высокими темпами при меньшем количестве скважин

2. Ускорять вывод месторождения на высокий уровень добычи

3. Увеличивать нефтеотдачу кратно при низкоэффективных природных режимах

Применяется для разработки залежей с

1. Относительной вязкостью нефти до 50 – 60 сПз,

2. Проницаемостью 5 – 30 миллидарси

Заводнение водой без дополнительных компонентов обеспечивает наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти в пластах с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью

Третичные методы разработки месторождения

Третичные методы – нагнетание агентов (не простой воды) в коллектор для повышения коэффициента нефтеотдачи путём вытеснения нефти от нагнетательных к эксплуатационным скважинам

Третичные методы разработки подразделяются на:

1. Физико-Химические методы – базируются на заводнении, но с помощью воды модифицированной химическими добавками

2. Теплофизические – базируются на нагнетании горячей воды или пара

3. Термохимические – применение процессов внутрипластового горения нефти

4. Методы вытеснения смешивающимися с нефтью реагентами

12. Залежь углеводородов. Месторождение углеводородов.

Залежь углеводородов - это скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве, ограниченном поверхностями разного типа и обладающем емкостно-фильтрационными свойствами.

Месторождение углеводородов - это одна или несколько залежей в геологическом разрезе, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой

или с другими типами ловушек

13. Природные режимы залежей нефти и газа.

• Режим растворённого газа (режим истощения)

Нефть добывается благодаря расширению пластовых флюидов и газа растворённого в жидкой фазе. Pr>Pb

• Режим газовой шапки. Ниже давления насыщения – Расширение жидкостей пренебрежимо мало – Напорный режим осуществляется высвобождением газа из нефти и воды.

• Водонапорный режим. По мере добычи нефти вода вытесняет нефть и приводит к поддержанию

давления в пласте с замещением жидкостей в пропорции близкой к 1:1

• Гравитационный режим. Характерен для поздних стадий добычи на нефтяных месторождениях.

14. Проектирование разработки. Система разработки месторождения (см вопр 26).

Проект разработки месторождения - Совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих рентабельной извлечение нефти, газа и попутных флюидов из пластов и управление этим процессом. В зависимости от количества продуктивных пластов, разнородности их коллекторских свойств, геометрической разобщённости и гидродинамического связи между ними СРМ может предусматривать

выделение многочисленных объектов разработки.

15. Типы буровых установок, назначение. Виды бурения по типу привода породоразрушающего инструмента

16. Спуско-подъемное оборудование (основные компоненты).

Кронблок (неподвижный подъемный блок) Мачта Канат Талевый блок Лебедка

17. Система циркуляции бурового раствора (основные компоненты). Оборудование для вращения бурового инструмента.

Оборуд: ротор, верхний привод, бурильные трубы, забойные двигатели, ведущая бурильная труба, шлипсы для фиксации бурильной колонны, забойные двигатели

18. Крепление ствола скважины (назначение, основные этапы). Оборудование устья скважин.

Оборуд: обвязки колонные, головки трубные, елки фонтанной арматуры

19. Первичное цементирование (типы колонн, назначение). Цементирование под давлением (где применяется, для чего).

Первичное цементирование обсадной колонны:

•Изоляция интервалов:

–Контроль за скважинной

•Защита обсадной колонны от:

–коррозии

–разрывов

–смятия

–ударных нагрузок при бурении

•Повышение прочности обсадной колонны

Направление

•Назначение:

–Предотвращает размыв под буровой установкой

–Предотвращает фильтрацию жидкости циркуляции

–Обеспечивает подъем для выкидной линии

–Обеспечивает опору для части устьевого оборудования

•Характеристики:

–Большой наружный диаметр обсадной колонны

–Установка на глубине от 6 до 500 метров

–Ствол скважины для обсадной колонны может быть значительно размыт

–Обсадная колонна может легко выдавливаться, и обычно требуется ее закрепление

Кондуктор

•Назначение:

–Защита интервалов пресной воды

–Контроль потоков газа и жидкости

–Закрепление рыхлых пород и интервалов фильтрации

–Обеспечивает место для посадки ПВП

–Обеспечивает место для присоединения устьевого оборудования, а также место для подсоединения на устье системы заканчивания скважины

–Обеспечивает опору на поверхности для более глубоких колонн обсадных колонн

Промежуточная колонна

•Назначение:

–Герметизация протяженного интервала необсаженного участка скважины

–Защита необсаженного участка скважины от большой массы бурового раствора

–Изоляция газоносных, водоносных, солесодержащих, глинистых интервалов и интервалов фильтрации

–Защита пласта от действия высокого или низкого давления, возникающего при бурении или при цементировании

–Контроль интервалов высокого давления

–Может использоваться в качестве эксплуатационной колонны (верхние интервалы)

–Обеспечивает место для подвешивания эксплуатационного хвостовика

Эксплуатационная обсадная колонна

•Назначение:

–Изоляция газоносных, водоносных, солесодержащих и глинистых интервалов

–Обеспечивает управление скважиной на устье скважины (контроль дебита и давления)

–Защита продуктивных интервалов от нежелательных флюидов

–Обеспечивает место для замещения буровых растворов на растворы для заканчивания скважины, совместимые с пластами

Цементирование под давлением — это процесс, при котором цементный раствор нагнетается под действием гидравлического давления, что приводит к его проникновению в перфорационные каналы, трещины и полости. При этом из цементного раствора удаляется водный фильтрат и формируется твердая масса, которая с течением времени упрочняется и обеспечивает требуемую герметизацию.

Применение цемент под давл: ИЗОЛЯЦИЯ ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ПОД ДАВЛЕНИЕМ (Используется для изоляции зоны), ЦИРКУЛЯЦИОННОЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ (Недопустимый метод цементирования под давлением), ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИНЫ,

20. Цементные пробки. Моделирование цементных работ (назначение, условия).

Цементные пробки: •Ликвидация скважины•«Порядок ликвидации скважины обычно устанавливается государственными органами», Зарезка бокового ствола скважины•Корректировка отклонения •Обвод (путем ухода в сторону), Изоляция интервалов, Изоляция интервалов поглощения

21. Причины плохого качества цементного раствора. Причины образование каналов в цементном камне. Техника цементирования (основные моменты)

Причины плохого качества цементного раствора:

–Загрязненные материалы:

•Вода для приготовления цементного раствора, реагенты или цемент

–Неправильный объем воды для приготовления цементного раствора

–Неправильный объем реагентов

–Неправильная оценка температуры на забое

Причины образование каналов в цементном камне:

–Нарушение центровки трубы

–Прекращение перемещения трубы во время цементирования

–Прекращение циркуляции бурового раствора перед началом цементирования

–Неудовлетворительные характеристики бурового раствора

–Недостаточная закачка буферной жидкости перед цементированием

–Нарушение при спуске нижней пробки перед цементным раствором

Техника цементирования

–Центрирование трубы

–Использование буферных и промывочных жидкостей

–Перемещение трубы во время выполнения цементирования

–Использование скребков для очистки ствола скважины

–Максимально возможная скорость закачки (контроль эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции)

–Сброс давления после закачки цементного раствора

–Проверки совместимости и определение реологических свойств цементного раствора и буферной жидкости

–Определение времени загустевания цементного раствора и испытания прочности при сжатии

–Использование моделирующих систем при проектировании

22. Проблемы поглощения

•Рыхлая структура пластов

•Низкий градиент гидроразрыва пласта

•Трещиноватые породы

•Кавернозные породы

23. Оборудование для первичного цементирования (назначение)

Цементировочный блок, цементировочный прицеп, самоходный агрегат для цементирования

Или цементный узел, агрегат для нагнетания цемента, азотная установка,

24. Применения метода цементирования под давлением (см вопр 34). Цементирование при низком/высоком давлении.

25. Основные виды мех. добычи. Особенности и ограничения работы насосов.

Основные виды мех. Добычи:

Штанговые погружные насосы

Газлифт

Электрические центробежные насосы

Гидравлические насосы (возвратно-поступательные или струйные)

Штанговые погружные насосы

Компоненты системы

1 Система энергообеспечения (Силовая линия, Трансформатор, Кабели)

2 Станок – качалка (Электоромотор, Редуктор, Система балансиров, Станок качалка, Устьевой шток, устьевой сальник)

3 Насосные штанги и насос

Достоинства (Дешевизна оборудования, Простота, Большой диапазон Глубин) и недостатки (Невозможность использования в наклонных скважинах, Плохая устойчивость при наличии газа, Практически непригодны для платформ)

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ШСНУ Износ НКТ и насосных штанг, Газовый фактор Большинство конструкций имеет ограничение по грузоподъемности штанг – приходится уменьшать подачу насоса при увеличении глубины Экологические и эстетические факторы

Газлифтная добыча применяется в следующих случаях:

 Ввод газа в скважину для начала фонтанирования

 Повышение продуктивности фонтанирующих скважин.

Газлифт это: 1-уменьшение плотности жидкости в НКТ 2-расширение газа при движении вверх по НКТ 3-вытеснение жидкости 4 - Выброс жидкости из газовых скважин

Особенности: Понижение плотности и снижение веса столба жидкости приводит к повышению разности пластового и скважинного давлений. Расширяющийся газ выталкивает жидкость, что также снижает вес столба жидкости и повышает разность пластового и скважинного давлений. Вытеснение жидкостных пробок большими пузырями газа, действующими как поршни.

ПРЕИМУЩЕСТВАГАЗЛИФТА Широкий диапазон применения и регулировки дебита Извлечение канатной техникой Применим в пескопроявляющих скважинах Полнопроходной допуск НКТ Компактное оборудование устья Эксплуатация нескольких скважин на одном компрессоре Совместно-раздельная эксплуатация пластов или эксплуатация скважин малого диаметра

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ГАЗЛИФТА Требуется высоконапорная газовая скважина или компрессор Применение в отдельно-взятой скважине может быть нерентабельным Ограничение по вязкости жидкости Ограничение по забойному давлению Повышенное противодавление

ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

 Оборудование устья

 Электрический кабель

 ЭЦН и ПЭД

 ЧПС

 Газовый сепаратор

ПРЕИМУЩЕСТВА УЭЦН Значительные объемы и глубины Дебиты свыше 1000 барр/сут Просты в обслуживании Минимум наземного оборудования Применимы в наклонно-направленных скважинах

 Применимы в обсадных колоннах диаметром 4-1/2” и более Подходят для опробования скважин

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕОГРАНИЧЕНИЯ УЭЦН Электроснабжение Ограниченные возможности

подгонки под изменения режима работы залежи Затруднен ремонт в полевых условиях Ограничения по свободному газу и содержанию мех. примесей Ограничения по вязкости жидкости Высокая стоимость подъема

ПРЕИМУЩЕСТВА УСТАНОВКИ СТРУЙНОГО НАСОСА Отсутствие движущихся деталей Высокие дебиты Свободный спуск и подъем Применимость в наклонно-направленных скважинах Эксплуатация нескольких скважин с общего силового насосного блока Прост в обслуживании

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕОГРАНИЧЕНИЯ СТРУЙНОГО НАСОСА Зависимость подачи от забойного давления Некоторые модели требуют особой конструкции седла и замка Пониженная мощность

 Нужна высоконапорная линия

26. Фонтанная добыча. Условия, особеннности, преимущества и недостатки.

М б про газлифт рассказывать?

27. О сновные компоненты ШГН (см выше), ЭЦН (см выше), винтового насоса. Работа струйного насоса

Стандартные компоненты винтового насоса:

– Уплотнительная секция

– Электродвигатель

– Кабель

– Винтовой насос

ПРЕИМУЩЕСТВА Невысокие капитальные затраты Низкопрофильное оборудование устья не

выделяется на местности Высокая эффективность системы Простота монтажа и бесшумная работа

 Стойкость к содержанию мех. примесей в перекачиваемой нефти и воде Низкое энергопотребление

 Мобильность наземного оборудования Недорого в обслуживании Применимость в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах УЭВН

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОГРАНИЧЕНИЯ УЭВН Ограниченная глубина спуска Ограничение по температуре Чувствительность к составу продукции Вредное воздействие высокого газового фактора на коэффициент подачи Износ НКТ и штанговых муфт Динамический уровень жидкости над

насосом должен оставаться неизменным

28. Прострелочно-взрывные работы

Перфорация–операция создания в обсадной колонне отверстий для сообщения между скважиной и пластом-коллектором. Перфорационные отверстия используются для извлечения пластового флюида, а также для закачки в пласт или затрубное пространство воды, газа, цемента и др. агентов.

29. Перфорация и кольматация призабойной зоны (основные зоны перф. канала)

30. Фазировка зарядов. Типы перфораторов (основные), особенности

Кумулятивный корпусный перфоратор ПКТ102СКА, спускаемый на каротажном кабеле, предназначен для вторичного вскрытия пластов в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью.

Кумулятивный модульный перфоратор ПМ73СК, спускаемый на каротажном кабеле, предназначен для вторичного вскрытия пластов в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью.

Перфоратор генератор ПГМ102СК, спускаемый на геофизическом кабеле, предназначен для вторичного вскрытия продуктивных пластов в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью и одновременной термогазодинамической обработки с целью улучшения гидродинамической связи пласта со скважиной.

Кумулятивный корпусный перфоратор ПК105СМ-02, спускаемый на каротажном кабеле, предназначен для вторичного вскрытия пластов в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью или газом.

Малогабаритный кумулятивный разрушаемый перфоратор ПРК54СА, спускаемый на каротажном кабеле предназначен для вторичного вскрытия пластов в обсаженных газовых скважинах, заполненных газом или газовым конденсатом. Допускается применение в скважинах, заполненных промывочной жидкостью.

Малогабаритный кумулятивный перфоратор ПРК42С с извлекаемым каркасом, спускаемый на каротажном кабеле предназначен для вторичного вскрытия пластов в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью.