6.Освоение эксплуатационных скважин.
Освоение скважины – это комплекс технологических работ по:
-Вызову притока из пласта
-восстановлению (при необходимости) проницаемости породы призабойной зоны пласта (ПЗП)
-установлению технологического режима эксплуатации скважины.
Первичным называется вскрытие продуктивного пласта бурением (разбериванием пласта). Вторичным – вскрытие продуктивного пласта перфорацией.
Скважины в течение всего срока жизни могут подвергаться ремонным работам. В этом случае осуществляется задавка пласта. После ремонта в некоторых случаях снова начинают осваивать эту скважину.
7.Основные характеристики продуктивного пласта.
Мощность, эффективная мощность, эффективная пористость, проницаемость, распространенность.
Продуктивный пласт – выдержанный по площади пласт-коллектор (или группа пластов-коллекторов) внутри нефтегазоносного комплекса с единой гидродинамической системой, содержащий подвижные углеводороды в свободной фазе и способный их отдавать в количествах, имеющих промышленное значение. Контролируется региональной или зональной покрышкой. Потенциал продуктивного горизонта зависит от литологического состава породы, эффективной мощности пласта, коллекторских свойств (объёма порового пространства), степени нефте- и (или) газонасыщения, величины вязкости флюида и термобарических условий, а также от способов и интенсивности физико-химических методов воздействия на пласт при разработке месторождения с целью повышения его нефте- и (или) газоотдачи. Продуктивный горизонт является основным объектом подсчёта запасов нефти и газа. При разведке месторождения, содержащего два или более продуктивных горизонта, из них выделяют базисный. С целью надёжного сопоставления продуктивного горизонта в пределах крупных регионов приняты унифицированные буквенно-цифровые системы индексов.
эффективная мощность - есть та часть мощности пласта, которая имеет эффективную пористость и достаточную проницаемость и которая не изолирована непроницаемой породой от путей, ведущих нефть или газ к скважине.
Эффективная пористость - это пористость, включающая только поровое пространство, которое занято пластовой жидкостью.
Эффективная проницаемость— проницаемость пористой среды для какой либо жидкости или газа при одновременном наличии в породе смеси их (газ нефть, вода нефть, газ нефть вода).
8.Расположение скважин, форма сеток и расстояния между скважинами.
Под сеткой скважин понимают сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины
на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин — важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта.
Для каждого эксплуатационного объекта должна создаваться индивидуальная сетка скважин. Принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда по строго геометрической сетке. На втором этапе бурят скважины резервного фонда. Резервные скв-ны размещают на участках объекта, не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку основным фондом скв-н. В результате, создается неравномерная сетка скв-н.
По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные. Равномерными называют сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей, скважины которых характеризуются ограниченными радиусами действия, т.е. при низкой проницаемости или высокой неоднородности пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей, представляющих собой нефтегазовые зоны или подстилаемые водой. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки (рис. 69). В последнем случае добывающие и нагнетательные скважины фактически располагаются рядами. Равномерные сетки целесообразны также при внедрении новых методов воздействия на пласт, которые применяют для малопродуктивных залежей. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вноситизменения в принятые системы разработки по мере более углубленного изучения объектов, изменять размещение нагнетательных скважин или увеличивать их количество, повсеместно или выборочно уплотнять сетку, осуществлять регулирование разработки путем периодического изменения направления потоков жидкости в пластах и т.д.
Равномерно-переменными называют сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах (рис. 70). Расстояние между рядом нагнетательных и ближним рядом добывающих скважин может равняться расстоянию между рядами добывающих скважин или быть несколько большим. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин. Такое расположение скважин возможно и целесообразно на залежах пластового типа, которые, благодаря высокой продуктивности и относительно однородному строению, могут разрабатываться на природных режимах вытеснения нефти водой или в сочетании с теми видами заводнения, при которых нагнетательные скважины располагаются рядами (законтурное, приконтурное, разрезание на широкие блоки). В последние годы применяется ячеистое равномерно-переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных трещинно-поровых пластов при повышенной вязкости пластовой нефти. При расположении скважин рядами различают ряды замкнутые и незамкнутые. Замкнутыми называют ряды, которые имеют вид колец, обычно неправильной формы, примерно
повторяющей конфигурацию контура нефтеносности залежи или границ площади, выделенной для самостоятельной разработки. Замкнутыми рядами добывающие скважины располагают на залежах пластово-сводового типа. Незамкнутыми называют ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности. Сюда же относят ряды, параллельные контуры нефтеносности, на залежах, тектонически или литологически экранированных. В таких случаях ряды будут изогнутыми.
По форме равномерные сетки скважин основного фонда подразделяются на треугольную и квадратную (рис. 72). Треугольную сетку применяют при равномерном размещении
скважин рядами, т.е. при разрезании залежей на блоки, а также при семиточечном площадном заводнении . Квадратную сетку проектируют при пятиточечном, девятиточечном и часто при избирательном заводнении
Скважины в равномерно-переменных сетках располагают в шахматном порядке для обеспечения более равномерного перемещения контуров нефтеносности при разработке залежей.
К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями в (м) между скважинами и между рядами, а также удельной — S на одну скважину (га/скв.)
9.Гидромеханические методы повышения нефтеотдачи.
1) гидроразрыв пласта
С
поверхности через трубы закачивается
жидкость, с повышенным удельным весом,
несущий в себе пропанты или керамические
шарики. Эта жидкость разрывает пласт,
создает давление, после снижения нагрузки
трещины пытаются захлопнуться, но в них
остаются пропанты. В пределах появляются
зоны с УВ. Опасность гидроразрыва
заключается в том, что может разорвать
эксплуатационную колонну.
2) гидропескоструйная
Наиболее старый метод. Происходит пескоструйное прорезание дополнительных каналов фильтрации.
3) циклическое заводнение
Закачивание в изменяемых направлениях. Изменяем напроавление фильтрации из стороны в сторону.
4) импульсноударный
В скважине производится взрыв напротив пласта и за счет волны появляются новые трещины. Опасность потерять герметичность
5)декомпрессионный
Осушение СКВ-ны за счет быстрой откачни. Проводится кратковременно.
6) повторная перфорация
Производится из-за забивания ствола скважины желатином.
7) виброаккустический
Частотное воздействие на продуктивный пласт
Высокочастотное 10-15 кГц на призабойную зону
Частотное 0.5-1.5 (до 100м)
Низкочастотное 30-90 Гц на весь горизонт
Установка состоит из индикатор на поверхности, источник, кабель.
На поверхности так же ставят источник (20-30 Гц) и так же пробивают толщу (первые сотни метров)
10. Методы воздействия на продуктивный пласт.
Для повышення эффективности естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону. Их можно разделить на три группы:
- методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);
- методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотиые обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и др.);
- методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.
Методы поддержания пластового давления
Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.
Метод законтурного заводнения (рис, 7.7) заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.
В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.
Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно па нем.
Метод внутрикоитурного заводнения (рис. 7.8) применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.
Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.
Для поддержания пластового давления применяют также метод закачки газа в газовую шапку нефтяного пласта (рис. 7.9). В этих целях используют нефтяной газ, отделенный от уже добытой нефти. Благодаря закачке газа увеличивается давление на нефтяную часть залежи, и дебиты нефтяных скважин растут.
Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны
Причина уменьшения притока нефти и газа в скв заключается в «засорении» призабоной зоны - заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.
К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин. Гидроразрыв пласта (рис. 7.10 6) производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.
Гидропескоструйиая перфорация - это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающего из насадок специального устройства (перфоратора).
Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом.
К химическим методам воздействия па призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.
Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой 8...15 %-ной концентрации растворяют карбонатные породы, слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы.
Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воздействия па песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.
Уксусная кислота добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает.
При закачке в скважину концентрированной серной кислоты положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, также улучгпающие приток нефти из пласта в скв.
Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистые отложения.
Обработка призабойпой зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что, попадая на забой скв, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит.
Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в норовом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.
С помощью химреагентов и органических растворителей (СНПХ-7-1, СНГ1Х-7,-2, газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.
К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.
Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое Бездействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.
При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта.
Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
Для повьппешя нефтеотдачи применяются следующие способы:
- закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;
- вытеснение нефти растворами полимеров;
- закачка в пласт углекислоты;
- нагнетание в пласт теплоносителя;
- внутрипластовое горение;
- вытеснение нефти из пласта растворителями.
При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхпости породы.
Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.