8.Влияние геологических условий залегания нефти, газа и воды на характер проявления пластовой энергии
Пластовая энергия - энергия пласта-коллектора и заключённого в нём флюида (нефть, вода, газ), находящихся в напряжённом состоянии под действием горн. и пластового давлений. Oсн. виды П. э.: энергия напора пластовых вод, свободного и выделяющегося при понижении давления растворённого в нефти газа, упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора, обусловленная силой тяжести нефти. Чем больше в нефти растворено газов, тем выше запас П. э. При отборе жидкости (газа) из пласта, запасы П. э. расходуются на перемещение флюидов и на преодоление сил, противодействующих этому движению (сил внутр. трения жидкостей и газов и трения их o породу, a также капиллярных сил). Движение нефти и газа в пласте чаще всего обусловлено проявлением разл. видов П. э. одновременно (всегда проявляется энергия упругости пород и жидкостей и энергия, обусловленная силой тяжести нефти). B зависимости от геол. особенностей и условий эксплуатации м-ния превалирует энергия того или иного вида. B соответствии c тем, какой вид энергии обусловливает перемещение жидкости и газа к добывающим скважинам, различают режимы работы нефт. и газовых залежей. Запасы П. э., расходуемые при эксплуатации м-ния, могут восполняться в результате естеств. притока в продуктивные пласты вод из поверхностных источников, имеющихся в местах выходов пластов-коллекторов на поверхность, из законтурной (водяной) области (особенно при практически неогранич. контуре питания и хорошей гидродинамич. связи её c нефтенасыщенными пластами) или путём искусств. нагнетания в пласты воды, газа или другого вытесняющего пластовый флюид агента (см. Поддержание пластового давления, Заводнение). Баланс П. э. (соотношение расходуемой на добычу и вносимой извне в пласт энергии) - один из важнейших показателей Разработки нефтяного месторождения. Oн характеризуется соотношением между текущим и нач. пластовым давлением, a также текущей и накопленной компенсацией объёма отобранной жидкости в пластовых условиях объёмом закачанного рабочего агента.
Оборудование устья скважин при фонтанной эксплуатации
В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости.
Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т.е. соединяет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки.
Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной внутренний ряд труб - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки. Во втором случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на муфтовой подвеске, устанавливаемой в крестовике трубной головки; при двухрядной для внутреннего ряда труб муфтовую подвеску устанавливают в тройнике трубной головки, а для наружного - в крестовике.
Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.
Шахтный и карьерный методы добычи нефти
Залежи природных битумов разрабатывают открытыми (карьерными или рудничными) и подземными (шахтными, шахтно-скважинными) методами.
Добыча нефти карьерным методом состоит из двух основных операций: выемки нефтеносной породы и транспортировки на обогатительную фабрику с последующим извлечением нефти. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении относительно невелики, и после проведения дополнительных работ по получению из породы углеводородов, обеспечивается высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85%. Для выемки породы применяют землеройные машины-экскаваторы, скреперы, бульдозеры и т.п.
Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная – с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная – с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках. Очистной-шахтный способ применим лишь до глубин 200 метров, зато имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами. Большой объем проходки по пустым породам снижает рентабельность метода, который в настоящее время экономически эффективен только при наличии в породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов. Шахтно-скважинный метод разработки применим на более значительных глубинах (до 400 метров), но имеет низкий коэффициент нефтеотдачи и требует большого количества бурения по пустым породам.
9. Режимы залежей нефти.Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоямэксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр. Различают следующие режимы: 1.водонапорный, 2.упругий и упруговодонапорный,3. газонапорный или режим газовой шапки,4. газовый или режим растворенного газа,5. гравитационный, 6.смешанный. Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более. Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль. В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более. Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти. По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи. Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4. Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2. Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии
Техника эксплуатации фонтанных скважин. Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.
Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.
Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.
Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки.
Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.
Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.
Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:§ подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;§ подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);§ подвески в скважине оборудования.
Метод смешивающегося вытеснения. Относят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами - углеводородными газами: сжиженным нефтяным газом (преимущественно пропаном), сжиженным обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2-С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном) и сжиженным неуглеводородным газом - углекислым газом или двуокисью углерода. При смешивающемся вытеснении с применением углекислого газа механизм вытеснения в значительной мере определяется состоянием двуокиси углерода в пласте. Двуокись углерода может находиться в пласте в жидком состоянии только при температуре ниже 32 °С. В этом случае процесс вытеснения нефти жидкой двуокисью углерода характеризуется высокой степенью их взаимной растворимости. При вытеснении высоковязких нефтей основной эффект достигается в результате увеличения коэффициентов вытеснения и заводнения вследствие уменьшения вязкости нефти. Причем вязкость нефти при смешивающемся вытеснении с СО2 снижается тем сильнее, чем выше ее начальное значение.
10.Системы разработки объектов при заложении скважин по равномерной сетке.
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 подстилаемых водой. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки (рис.24).
В последнем случае добывающие и нагнетательные скважины фактически располагаются рядами. Равномерные сетки целесообразны также при внедрении новых методов воздействия на пласт, которые применяются для малопродуктивных залежей. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки по мере более углубленного изучения малопродуктивных объектов. Так, при равномерной сетке относительно просто изменить размещение или увеличить количество нагнетательных скважин, повсеместно или выборочно уплотнить сетку, осуществить регулирование разработки путем периодического изменения направления потоков жидкости в пластах и т. д.
Основные способы улучшения сообщаемости продуктивного пласта со скважиной с большим радиусом воздействия: а) Кислотные обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Эти способы главным образом используются в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20% или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния. б) Гидравлический разрыв продуктивного пласта в призабойной зоне скважины. Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными породами с низкой проницаемостью (песчаники, известняки, доломиты и т.д. Давление разрыва достигают закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной. в) Подземные ядерные взрывы. Взрывы были экспериментально исследованы с положительными результатами в твердых, плотных породах с низкой проницаемостью. Вокруг зарядной скважины в продуктивном пласте в следствии ядерного взрыва образуется полость, заполненная разрушенной породой, затем зона дробления и за ней зона с системой трещин и микротрещин. Этот способ представляет интерес, особенно для газовых скважин, дебит которых может быть таким образом увеличен в несколько десятков раз. г) Термические способы. Они основываются на повышении температуры в пласте вокруг скважины и используются в продуктивных отложениях, насыщенных высоковязкими нефтями с повышенным содержанием парафина. Эти способы аналогичны способам повышения температуры в стволе скважины, но требуют большей теплоты для прогрева пласта в радиусе 2 15 м. С этой целью можно использовать термохимическую кислотную обработку, основанную на закачке в пласт нагретой кислоты в результате её реакция с некоторыми металлами, периодическую закачку в пласт ограниченных объёмов пара (циклическая закачка пара) или круговой фронт подземного горения вокруг эксплуатационной скважины, определяемой расчетным радиусом, до которого необходимо разогреть пласт. Кроме того за последние годы разработаны различные новые технологии воздействия на призабойную зону пласта, основанных на использовании современных реагентов и отходов химической промышленности.
Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины. По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный. Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование. Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов). Текущий ремонт может быть планово предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе. Второй вид текущего ремонта – восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из за разных причин, а в основном из за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования. Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе. В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% с ЭЦН. При текущем ремонте проводятся следующие операции 1. Транспортные – доставка оборудования на скважину; 2. Подготовительные – подготовка к ремонту; 3. Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования; 4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий; 5. Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке. Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных автоматов для свинчивания развинчивания труб и штанг. Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления P заб. , превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ. Спуско подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации. Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги. Капитальный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это – работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие. Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цеха по капитальному ремонту скважин. Скважина, включенная в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.
11.Метод оценки качества продуктивного пласта.
За критерий оценки качества вскрытия продуктивного пласта бурением (первичное вскрытие) принято считать относительную продуктивность (отношение фактической продуктивности пласта к потенциально возможной, т.е.теоретической). Качество вскрытия оценивают также по удельному дебиту скважины Qу.т/сутки·м и удельной продуктивности qуд. За удельный дебит принимается количество добываемой нефти Q в тоннах за сутки на 1 м эффективной толщины пласта h, т.е.
(19.1)
Под удельной продуктивностью понимают удельный дебит на 1 ат перепада давления в системе скважина - пласт (депрессии) — ΔР
(19.2)
Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора:
состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;
состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;
в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;
соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;
фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;
водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;
плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.
Зависимость относительной проницаемости коллектора для нефти от водонасыщенности
Во всех пустотах породы всегда содержится некоторое количество остаточной воды; однако, как следует из диаграммы, вода не начинает просачиваться сквозь породу, пока водонасыщенность не превысит 20%. При низкой водонасыщенности вода находится в породе в связанном или «погребенном» состоянии, при этом она преимущественно смачивает поверхности минеральных частиц породы и заполняет более мелкие поры. По мере возрастания водонасыщенности от 5 до 20 % нефтенасыщенность породы снижается от 95 до 80 %. Вплоть до этого момента порода пропускает только нефть и совершенно непроницаема для воды. В точке пересечения кривых при 56 %-ной водо- и 44 %-ной нефтенасыщенности относительная проницаемость породы равнозначна для обеих жидкостей, и обе они одинаково хорошо проходят через породу. Когда водонасыщенность превосходит этот уровень, вода начинает фильтроваться более свободно, а нефтенасыщенность постепенно снижается; примерно при 10 %-ной нефтенасыщенности нефть прекращает движение, иначе говоря, порода в этом случае становится непроницаемой для нефти и через нее может фильтроваться только вода.
Этажи и объекты разработки
Этажом разработки называют один или группу эксплуатационных объектов, разрабатываемых отдельной серией скважин.При разбивке нефтеносной свиты на этажи разработки необходимо руководствоваться следующими основными положениями.
В пределах нефтеносной свиты ы целях обеспечения более эффективной разработки месторождения в целом выд-ся, как правило, не более трех этажей
Этаж разработки должен быть выбран таким образом, что бы производительность самого нижнего (базисного) пласта была значительно больше производительности вышележащих объектов в этом этаже
Эксплуатационным объектомназывают пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.
Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов одной залежи или несколько залежей различных продуктивных пластов, следует называть многопластовым эксплуатационным объектом.
Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки. Каждый эксплуатационный объект разбуривается по определенной системе. Устанавливаются определенные расстояния между добывающими скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин.
При совмещении пластов в один экспл-й объект необходимо исходить из следующих основных положений.
Качество нефти совмещающих пластов с технологической точки зрения должно быть одинаковым
Литолого-физические свойства пластов должны быть сходными
Энергетические свойства пластов, режим их работы, пластовое давление должны быть сходными
Геолого-промысловые показатели производительности совмещаемых пластов должны быть сходными.
12. Рациональная система разработки нефтяных меторождений.При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязаннымимежду собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.
Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт. В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;3) при необходимости -- о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:4) о плотности сетки скважин;5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.
Правила построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта.Карты эффективных и эффективных насыщенных толщин строят для определения эффективного объема залежей нефти и газа.
Карты эффективных толщин можно построить несколькими способами. При построении карты вручную проводят интерполяцию значений эффективных толщин, выделенных в разрезе скважин по данным ГИС. Основным способом построения карт эффективных толщин является метод треугольников.
Также распространенным является метод построения карты эффективных толщин путем перемножения карты общих толщин пласта (от кровли до подошвы пласта, для карт эффективных нефтенасыщенных толщин - до ВНК) на карту коэффициента доли коллекторов в разрезе пласта (карту коэффициента песчанистости). Полученная таким образом карта эффективных толщин учитывает внутреннюю неоднородность продуктивного пласта.
Для залежей пластового типа карты эффективных нефтенасыщенных толщин строят раздельно для ЧНЗ и ВНЗ. На карте отмечается положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. Положение изопахит в пределах внутреннего контура нефтеносности остается без изменений. Далее строятся изопахиты в водонефтяной зоне - внешний контур нефтеносности принимается равным нулю, изопахиты в межконурной зоне проводятся птем интерполяции между значениями изопахит на границе внутреннего контура нефтеносности с учетом скважин, расположенных в водонефтяной зоне.Для массивных залежей учитывается величина эффективной нефтенасыщенной толщины, связанная с высотой залежи.
Гидроразрыв пласта. Определение. Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва.В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва. Задачи решаемые при гидроразрыве.При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи: а) создание трещины б) удержание трещины в раскрытом состоянии в) удаление жидкости разрыва. г) повышение продуктивности пласта
Цель гидравлического разрыва.Проведение гидроразрыва преследует две главные цели :1). Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.2). Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.
13. Геометризация скоплений УВ— совокупность полевых наблюдений, измерений, вычислений и графических построений, проводимых с целью геометрического изображения форм залежей месторождений полезных ископаемых, условий их залегания, пространственного распределения свойств полезных ископаемых и процессов, происходящих в недрах.
Геометризация месторождения осуществляется по данным бурения, геофизических исследований, опробования, геолого-маркшейдерской документации, изучения обнажений в горных выработках и т.п. на каждой стадии разведки и разработки месторождения, отражая процесс его непрерывного изучения. Графическая документация геометризации месторождения включает структурные и качественные горно-геометрические графики. Структурные графики состоят из системы вертикальных и горизонтальных разрезов, гипсометрических планов, планов изомощностей и изоглубин, объёмных графиков и моделей. Разрезы характеризуют структуру месторождения в данном сечении (вертикальном или горизонтальном); гипсометрические планы — поверхность залежи, условия залегания водоносных и водоупорных горизонтов, тектонические нарушения и т.д. Планы изомощностей дают представление об изменении мощности, а планы изоглубин — о глубине залегания залежи в любой точке. Объёмные графики и модели используют для характеристики наиболее сложных геологических структур и составляются по вертикальным и горизонтальным разрезам. Количественная характеристика свойств полезных ископаемых даётся с помощью качественных горно-геометрических графиков главным образом в виде планов изолиний содержания полезных (вредных) компонентов в рудах, производительности залежи, линейных запасов полезных ископаемых и др.
Применение ЭВМ для геометризации месторождения вызвало необходимость разработки новых математических методов моделирования (аналитические и цифровые модели). Математические модели позволяют хранить в ЭВМ обширную информацию, накапливаемую в процессе разведки и разработки месторождений. Данные геометризации месторождений используются при разведке, подсчёте запасов, проектировании, строительстве горных предприятий, разработке месторождений и способствуют повышению эффективности использования недр.
.Классификация причин обводнения скважин. Обводнение добывающих скважин при водонапорном режиме— процесс естественный и закономерный, происходящий вследствие продвижения ВНК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную нефтью. Причины и пути преждевременного обводнения. Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды в добывающие скважины. Причинами прорывов можно назвать: 1)проницаемостную зональную (по площади) и слоистую (по толщине пласта) неоднородность залежи; вязкостную и гравитационную неустойчивость вытеснения; особенности размещения добывающих и нагнетательных скважин; 2) залегание подошвенной воды; наклон пласта, растекание фронта вытеснения; наличие высокопроницаемых каналов и трещин, особенно в трещиновато-пористом коллекторе; 4) негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. В основном преждевременное обводнение может происходить в результате: а) образования «языков» закачиваемой воды по площади зонально неоднородной залежи (охват заводнением по площади); б) конусообразования подошвенной воды; в) опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам в неоднородном слоистом пласте (охват по толщине пласта);г) опережающего прорыва воды по высокопроницаемым трещинам;д) поступления воды из верхних, средних и нижних водоносных пластов вследствие негерметичности колонны и цементного кольца. Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной.
Значение физико-химических свойств нефтей в практике нефтепромыслового дела.Нефть представляет собой чрезвычайно сложную смесь переменного состава и говорить о константах нефти невозможно, потому что состав и свойства нефти могут существенно изменятся.К физико-химическим относятся свойства, характеризующие состояние нефти и нефтепродуктов и их состав (например, плотность, вязкость, фракционный состав).Плотностью называется количество покоящейся массы в единице объема. Определение плотности нефти и нефтепродуктов весьма облегчает возможные расчеты, связанные с расчетом их массового количества. Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемных единицах вызывает некоторые неудобства, т. к. объем жидкости меняется с изменением температуры. Плотность имеет размерность кг/м3. Поэтому, зная объем и плотность, при приеме, отпуске и учете нефти и нефтепродуктов можно выражать их количество в массовых единицах, т. к. масса не зависит от температуры.Удельным весом нефти принято условно называть отношение веса определенного объема нефти, взятого при 200 С, к весу такого же объема воды, имеющей температуру 40 С. Удельный вес нефти колеблется в пределах 0.75 - 1.00. Бывает густая нефть с удельным весом, несколько большим единицы, и легкая нефть с удельным весом менее 0.75. В нефти, удельный вес которой ниже 0.87, много бензина и керосина. Тяжелая нефть с удельным весом более 0.88 содержит много смол.Вязкость - это внутреннее трение. Которое возникает меду молекулами жидкости при их взаимном перемещении под действием внешней силы. Различают динамическую и кинематическую связь нефтей. Значение вязкости при характеристике нефтей чрезвычайно велико. Наибольшее значение вязкость имеет при расчете нефтепроводов, при расчетах, связанных с подачей топлива и т.д.Нефть характеризуется температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки судят о фракционном составе. Определение температурных пределов кипения отдельных фракций нефти, а также определение процентного содержания этих фракций в составе нефти имеет большое значение для определения характеристик этой нефти.Температура вспышки - это температура, при которой нефть, нагреваемая при определенных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Чем ниже температура вспышки, тем более он огнеопасен.Температурой воспламенения называется та температура, при которой нагреваемый при определенных условиях нефтепродукт загорается и горит не менее 5 секунд.Температурой застывания называется температура, при которой нефтепродукт теряет подвижность. Потеря подвижности с понижением температуры происходит в следствие выделения из нефти твердых углеводородов. Температура застывания нефти колеблется от +12 до - 400 С; чем больше содержание парафина в нефти, тем при более высоких температурах она застывает. Это весьма осложняет товарно-транспортные операции и эксплуатацию нефти при низких температурах.нефть химический углеводород асфальтеновый
14. Выбор интервала и метода перфорации в различных геологических условиях
Перфорация – пробивание отверстий в обсадной колонне, цементном кольце и стенках скважины в заранее заданном интервале глубин.
Через перфарационные отверстия приходит приток нефти и газа в скважину. Перфорация служит также для нагнетания в пласт цемента, нефти.газа, воды.
Различают следующие виды перфорации: пулевую, торпедную, кумулятивную, гидропескоструйную.
При пулевой перфорации перфоратор спускают в скважину на необходимую глубину на каротажном кабеле, пороховые заряды приводятся в действие электрическим импульсом
Торпедная перфорация – Вместо пуль применяют специальные снаряды.которые пробив обсадную колонну, цементное кольцо и проникнув на некоторое расстояние в пласт. образуют в породе дополнительные трещины.
Кумулятивная перфорация – стенки колонны и цементный камень пробивается струей газа и расплавленного металла, образующейся при взрыве специальных зарядов. Струя , попадая в пласт образует каналы значительной глубины, улучшая фильтрационные свойства призабойнойзоны.Гидропескоструйный способ –струя жидкости с песком, истекающая с большой скоростью и направленная в стенку скавжины
Плдотность перфорации ( количество отверстий на один метр интервала перфорации) зависит от характера пород, слагающих продуктивный пласт. Против пластов с хорошей проницаемостью плотность небольшая ( 4 – 6 отверстий ), против плотных неоднородных пластов ее увеличивают
Правильный выбор интервала перфорации имеет огромное значение.в результате неточной отбивки глубины пласт может оказаться невскрытым.Используют метод радиоактивного репера ( в процессе записи кривых КС, ПС проводится выстрел специальной пулей.содержащей некоторое количество радиоактивных веществ.) положение интервала перфорации должно соответствовать геолого-промысловой характеристике объекта освоения в скважине.
Карта изобар( т.е. карта линий равных давлений) строится по результатам замеров пластового давления в эксплуатационных и наблюдательных скважинах путем интерполяции их значений в межскважинных зонах.Анализ К.и. позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда К.и., построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость меду отбором жидкости из пласта и средневзвешенным пластовым давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию.
Системы компрессорных подъемников Конструкции подъемников бывают однорядные, двухрядные, и полуторарядные (рис. 4.1). Системы кольцевая и центральная. При кольцевой системе газ с поверхности подается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ, а газонефтяная смесь отбирается по НКТ. При центральной системе газ нагнетают по центральной колонне НКТ, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Центральную систему применяют в том случае, если в скважину нельзя спустить трубы расчетного диаметра и при пуске скважины в работу из-за низких пусковых давлений. Недостатки центральной системы: при наличии песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате возможен обрыв труб, при содержании в нефти парафина или солей они откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы. При однорядном подъемнике спускают один ряд труб, который является подъемной колонной, а нагнетательной -обсадная колонна. При двухрядном подъемнике в скважину опускают два концентрически расположенных ряда труб. Внутренние трубы подъемные, наружные - нагнетательные (воздушные). Полуторарядный подъемник выполняется со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части меньшего диаметра, в верхней - большего. Двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных и пескопроявляющих скважинах, они работают с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, т. е. требуется меньший расход газа. Недостаток двухрядных подъемников - большая металлоемкость. Преимущество полуторарядного подъемника в снижении металлоемкости и улучшении выноса песка с забоя. Недостаток - невозможность увеличения погружения подъемных труб. В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2-4 отверстия диаметром 5-8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1-0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок. Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое затрубное пространство позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.
15. Корреляция разрезов скважин
Корреляцией (увязкой) разрезов скважин называется сопоставление одновозрастных пород, вскрытых этими скважинами. Наилучшие результаты при корреляции разрезов скважин достигаются благодаря комплексной увязке геофизических материалов с данными изучения образцов керна и шлама. Различают следующие виды корреляции: общую локальную, общую региональную и детальную. Общая локальная корреляция представляет собой сопоставление всего разреза скважин в пределах одной разведочной площади или месторождения.
Цель ее — выделить и проследить по площади опорные реперы, одновозрастные стратиграфические комплексы пород. Общая региональная или межплощадная корреляция выполняется по всему разрезу скважин для прослеживания указанных выше подразделений разреза в пределах зон нефтегазонакопления, нефтегазоносных областей и т. п. Перед детальной корреляцией стоит задача выделения и прослеживания в разрезе продуктивной толщи или продуктивного горизонта одновозрастных реперов, проницаемых пластов и прослоев, непроницаемых прослоев, установления их изменения вследствие выклинивания, литолого-фациального замещения по площади и разрезу с целью детального изучения геологического строения залежей нефти и газа.
Составление корреляционных схем
Корреляционная схема является итоговым чертежом, обобщающим результаты корреляции разрезов скважин. Вертикальный масштаб схемы детальной корреляции отложений продуктивной толщи (горизонта) принимается равным 1 : 200, общей корреляции — 1 : 500 и мельче. Горизонтальный масштаб при построении этих схем не учитывается. Составлению схемы предшествует выбор границы на диаграммах скважин, которая будет принята в качестве линии сопоставления. Обычно в качестве такой границы принимается подошва наиболее надежного репера на диаграммах одного или нескольких методов.
Положение этого репера на корреляционной схеме должно отражать характер напластования внутри всей продуктивной толщи (горизонта), а также верхней части подстилающих и нижней части перекрывающих ее отложений. На линию сопоставления как бы нанизываются все диаграммы исследуемых скважин на уровне подошвы выбранного репера. На диаграммах должны быть указаны масштабы измерений, глубины через 4 м (для общей корреляции — через 10 м), границы опорных реперов, стратиграфических подразделений разреза, продуктивных горизонтов, пластов и прослоев, а также разделяющих их непроницаемых слоев. Корреляционные схемы являются очень важным базисным геологическим документом. С их помощью выясняется последовательность осадконакопления; определяются изменения мощности одноименных пластов, их литология и характер литолого-фациальной изменчивости; выявляются поверхности несогласия и т. п. На основе корреляционных схем составляются геологические профили, структурные карты и карты мощностей, литолого-фациальные карты, пластовые карты и другие, графические документы, с помощью которых создается четкое представление о детальном геологическом строении изучаемой залежи.
Воды в нефтяных и газовых месторождениях В пределах нефтяных и газовых месторождений подземные воды подразделяются на грунтовые, пластовые напорные, тектонические, связанные и технические. В некоторых случаях установлены и карстовые воды, а в многолетней криолитозоне - надмерзлотные, межмерзлотные и подмерзлотные. Грунтовые воды - это воды первого от поверхности водоносного горизонта, не имеющего сверху сплошной кровли из водонепроницаемых пород.В колодцах или скважинах, доведенных до грунтовых вод, уровень воды устанавливается на высоте, соответствующей верхней границе или свободной поверхности грунтовых вод, и не поднимается вверх под напором, как в артезианских колодцах или скважинах.На участках, где водоносный горизонт перекрыт водоупорными породами, грунтовые воды приобретают напор, который соответствует по высоте общей поверхности грунтовых вод водоносного горизонта. Грунтовые воды находятся в непрерывном движении (грунтовый поток воды), а иногда движение вод происходит весьма медленно (бассейн). Если на пути движения грунтового потока вод создаются условия, препятствующие его движению, может возникать подпор грунтовых вод, тогда безнапорный горизонт грунтовых вод превращается на некоторых участках в напорный.Межпластовыми, называются воды, которые не на всю мощность заполняют водонепроницаемый пласт, имеющий водоупорную кровлю и ложе.Область питания грунтовых вод, как правило, совпадает с областью их распространения.Питание грунтовых вод происходит путем фильтрации атмосферных осадков, этому благоприятствует отсутствие сверху постоянной водоупорной кровли; в питании принимают участие поверхностные, конденсационные, так же пластовые, карстовые и другие типы подземных вод.Карстовые явления возникают в растворимых водой горных породах и связаны с химическим процессом растворения и выщелачивания известняков, доломитов, гипсов, ангидритов и солей (галита и других).Движение подземных вод в районах развития карста происходит по трещинам, кавернам, воронкам, пересекающим породы в самых разнообразных направлениях и образующих весьма сложные по очертаниям водонасыщенные системы. В районах развития карста поглощение атмосферных осадков, вод рек и других водных потоков происходили весьма интенсивно, с большей скоростью, т. е. происходит инфлюация. Карстовые подземные воды относятся к типу безнапорных, а иногда - к типу напорных, они находятся в тесной связи с атмосферными осадками.Мерзлая зона литосферы, или криолитозона, широко распространена на земном шаре. Площадь, занятая криолитозоной, составляет 24% всей территории суши земного шара.Воды многолетней криолитозоны подразделяют на: подмерзлотные воды, межмерзлотные воды и надмерзлотные воды.К подземным водам нефтегазовых месторождений относятся воды, заполняющие в капельно-жидком состоянии пористые, трещиноватые и проницаемые горные породы, принимающие участие в строении нефтяного или газового месторождения и прилегающих участков земной коры.
Давление.
16. Методы улучшения колекторских свойст пластов в призабойной зоне.
Ухудшение коллекторских свойств пластов, содержащих глины, происходит вследствие их чувствительности к воде. Эффект набухания монтмориллонитовых глин приводит к ухудшению проницаемости призабойной зоны. С другой стороны, набухание каолинитовых глин происходит вследствие их закупоривания частичками твердой фазы
В пласте глины обычно присутствуют во флокулированном состоянии вследствие высокого содержания солей. При бурении скважины растворами на водной основе ионная прочность окружающей глины среды уменьшается за счет расширения ионной оболочки.
В результате происходит редиспергация глины и ее миграция в микропоры. Образующиеся при этом микрофильтрационные корки приводят к закупориванию пласта.
Проблема может быть устранена путем использования электролита или полиэлектролита, что значительно уменьшает расширение ионной оболочки и нейтрализует отрицательный ионный заряд на поверхности глины.
Для предотвращения ухудшения проницаемости призабойной зоны используют КСl, СаСl2, гидроокись алюминия и др. Хлористый кальций используют в пластах, содержащих глины с высокой степенью набухания. Полагают, что обмен ионов калия на ионы натрия в монтмориллонитовых глинах уменьшает набухающие свойства глин. По мере увеличения концентрации КСl в глине образуется не набухающий слой, который снижает общую набухающую способность глины.
Растворы неорганических солей также предотвращают набухание глин. Одним из методов обработки водо-чувствительных пластов является закачка раствора гидроокиси алюминия. Число гидроксильных групп с атомами алюминия находится в пределах 1,5-2,7. Экспериментально было установлено, что хлорид алюминии не обеспечивает сохранения коллекторских свойств пласта в течение длительного промежутка времени.
Хлорид окиси циркония является другой солью поливалентного металла, используемой для сохранения коллекторских свойств пласта. Полагают, что данный материал образует защитную корку, прочно защищающую открытую поверхность частиц глины. Во всех вышеперечисленных системах, используемых для обработки содержащих глины пластов неорганические соли приводят к коагуляции глин.
Геолого-промысловые изучения физических свойств коллекторов.
Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды в лабораториях с помощью специальных приборов — основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах УВ и пластовой воды. Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Отбор проб с сохранением пластовых условий весьма затруднителен. В настоящее время существуют герметичные пробоотборники только для пластовых нефтей и вод. Пересчет результатов лабораторного определения на пластовые условия может производиться с помощью графиков, построенных на основе данных специальных исследований.
Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется в целях изучения геологических разрезов скважин, исследования технического состояния скважин, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.
Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо точечной характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород, интенсивности гамма-излучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов, температуры и др. Теория геофизических методов и выявленные петрофизические зависимости позволяют проводить интерпретацию результатов исследований. В итоге решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород — нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщения и др.
Пуск
компрессорной скважины в
эксплуатацию
Рассмотрим
физику процесса пуска газлифтной
скважины на примере однорядного
подъемника при прямой закачке газа
(рис. 4.5.). При подаче компримированного
газа в затрубное пространство газ
оттесняет статический уровень вниз;
при этом повышается забойное давление.
Часть жидкости из затрубного пространства
поступает в подъемник, другая часть -
может поглощаться пластом. По мере роста
давления газа объем поглощаемой пластом
жидкости возрастает (за счет увеличения
репрессии). В момент достижения уровнем
жидкости башмака давление газа становится
максимальным, и газ начинает прорываться
через башмак, насыщая жидкость в
подъемнике. Плотность образующей
газожидкостной смеси снижается, и при
определенном расходе газа смесь достигает
уровня и начинает изливаться. После
прорыва газа в башмак давление газа
снижается, что приводит к снижению
забойного давления и поступлению
жидкости из пласта в скважину. Жидкость
поступает в подъемник и затрубное
пространство, перекрывая башмак и
поступление газа в подъемник. Уровень
жидкости в затрубном пространстве в
течение определенного времени повышается.
Начиная с момента перекрытия башмака
подъемника жидкостью, давление газа
в затрубном пространстве увеличивается.
Через определенное время давление газа
становится достаточным для оттеснения
уровня жидкости до башмака, после чего
газ прорывается в подъемник, и цикл
повторяется. Таким образом, при
стационарной работе системы у башмака
подъемника периодически происходит
вышеописанный процесс, приводящий к
некоторому изменению давления закачки
газа.
17. Причины ухудшения коллекторских свойств при вскрытии. Продуктивный пласт многократно подвергается воздействию бурового раствора как на стадии ведения поисковых и разведочных работ, так и в процессе разбуривания залежи, а затем и в продолжение всего периода эксплуатации, вплоть до полной выработки пласта. Результаты многолетних исследований, проводимых как в лабораторных, так и в промысловых условиях, показали, что воде и глинистые частицы, входящие в состав бурового раствора, во всех случаях отрицательно влияют на проницаемость пласта. Степень влияния зависит от проницаемости и трещиноватости пласта-коллектора, его вещественного состава, значений пластового давления и температуры, противодавления на пласт, развиваемого в процессе вскрытия, проведения спуско-подъемных операций, цементирования эксплуатационной колонны. Очевидно, степень отрицательного влияния на пласт зависит также от качества бурового раствора, продолжительности вскрытия пласта. Промысловая практика показывает, что во всех случаях проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства. Это находит отражение в удлинении сроков освоения скважин, снижении их производительности, неравномерности выработки залежей, снижении нефтеотдачи, а на разведочных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и снижена эффективность геологоразведочных работ. Глубина проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора и их количество при прочих равных условиях в значительной степени определяются перепадом давления на пласт в процессе его вскрытия. Как правило, продуктивные пласты вскрывают с давлением, значительно превышающим пластовое. Избыточное давление на ряде месторождений доходит до 20 МПа. Естественно, при таком избыточном давлении в пласт проникает огромное количество фильтрата и бурового раствора, в особенности при продолжительном вскрытии и применении буровых растворов недостаточно высокого качества с высоким показателем фильтрации. Указанное усугубляется при значительных колебаниях давления на стенки скважины в процессе спуско-подъемных операций. Интенсивность колебаний гидродинамического давления возрастает с увеличением глубины скважины, скорости подъема или спуска бурильной колонны, вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора и с уменьшением зазора между стенкой скважины и бурильной колонной. Исследования показывают, что при проводке глубоких скважин высокие температуры существенно влияют на показатель фильтрации глинистого бурового раствора. Например, показатель фильтрации глинистого бурового раствора, обработанного КССБ и содержащего 1,5 % соли, при нагреве до 200 °С увеличивается в статических условиях в 6 раз, а в динамических - в 22 раза. Как показал ряд исследований, глинистые растворы в глубоких скважинах при высоких температурах вообще могут оказаться непригодными. Отрицательное воздействие проникшей в пласт воды может проявляться многообразно. Вода, проникшая в нефтеносный пласт: вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в пласте-коллекторе, в результате чего резко снижается проницаемость призабойной зоны; образует водонефтяные эмульсии, благодаря которым в ряде случаев можно существенно снизить проницаемость призабойной зоны; удерживается в пористой среде капиллярными силами, и частичное вытеснение ее из поровых каналов может происходить лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины, особенно при низкопроницаемых коллекторах; при взаимодействии с высокоминерализованной водой образует нерастворимые осадки в порах продуктивного пласта. В зависимости от молекулярной природы пористой среды, содержания поверхностно-активных веществ в нефти, наличия или отсутствия набухающих глин, характера депрессии на пласт и других причин ухудшение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлено влиянием всех перечисленных выше факторов одновременно или некоторых из них. Чем выше качество исполнения работ по вскрытию продуктивного пласта путем бурения и перфорации, а также качество цементирования эксплуатационной колонны, чем лучше и надежнее учтены в конструкции скважины оптимальные условия вскрытия пласта, освоения скважины и проведения ремонтно-изоляционных работ, тем выше надежность эксплуатации залежи в целом и по каждой скважине в отдельности, тем меньше непроизводительные затраты времени на устранение недостатков, связанных с некачественным заканчиванием скважин. Можно утверждать, что первым этапом положительного решения проблемы повышения степени извлечения нефти и газа из недр Земли является повышение качества вскрытия пласта и заканчивания скважин в целом. Вследствие этого тщательное изучение характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, исследование всех факторов, отрицательно влияющих на фильтрационную характеристику пласта, разработка системы мероприятий по сохранению естественных характеристик пористой среды должны быть начаты на стадии поисковых и разведочных работ. В этот период внимание должно быть сконцентрировано на всестороннем изучении 'Нефтяных и газовых залежей с привлечением гидродинамических, геофизических и других способов исследований.
Техника эксплуатации фонтанных скважин. Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.
Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.
Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.
Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки.
Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.
Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.
Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:§ подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;§ подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);§ подвески в скважине оборудования.
Борьба с парафином в нефтяных и гидратами в газовых скважинах. Одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий.
Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:
1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.
2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).
3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).
4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.
Образование гидратов в скважинах и промысловых газопроводах и выбор метода борьбы с ними в значительной степени зависят от пластовых температур, климатических условий и режима эксплуатации скважины.
Часто в стволе скважины имеются условия для образования гидратов, когда температура газа при его движении вверх от забоя до устья становится ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.
Для быстрого разложения гидратной пробки применяют комбинированный способ; одновременно с вводом ингибитора в зоне образования гидратов снижают давление.
Ликвидация гидратных пробок методом снижения давления. Сущность этого метода заключается в нарушении равновесного состояния гидратов, в результате чего происходит их разложение. Давление снижают тремя способами:
отключают участок газопровода, где образовалась пробка, и с двух сторон через свечи пропускают газ;
перекрывают линейный кран с одной стороны и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов;
отключают участок газопровода с обеих сторон пробки и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов.
После разложения гидратов учитывают следующее: возможность накопления жидких углеводородов на продуваемом участке и образование повторных гидратоледяных пробок за счет резкого снижения температуры.
При отрицательных температурах по методу снижения давления в некоторых случаях не получают должного эффекта, так как вода, образовавшаяся в результате разложения гидратов, переходит в лед и образует ледяную пробку. В этом случае метод снижения давления используют в комбинации выводом в трубопровод ингибиторов. Количество ингибитора должно быть таким, чтобы при данной температуре раствор из введенного ингибитора и воды, получившийся при разложении гидратов, не замерзал
Разложение гидратов снижением давления в комбинации с вводом ингибиторов происходит гораздо быстрее, чем при использовании каждого метода в отдельности.
Ликвидация гидратных пробок в трубопроводах природных и сжиженных газов методом подогрева. При этом способе повышение температуры выше равновесной температуры образования гидратов приводит к их разложению. .На практике трубопровод подогревают горячей водой или паром. Исследования показали, что повышение температуры в точке контакта гидрата и металла до 30-40 °С достаточно для быстрого разложения гидратов.
18. Расположение скважин рядами называют линейным.
При расположении скважин рядами как при равномерной, так и при неравномерной сетке 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 при реализации систем разработки, при которых происходит стягивание естественных контуров нефтеносности. Это системы с использованием природного напора вод и с законтурным и приконтурным заводнением. Такую форму рядов применяют также на площадях округлой формы, выделенных в пределах объекта рядами нагнетательных скважин для самостоятельной разработки; на полосах, получаемых при кольцевом разрезании залежей) и при барьерном заводнении.
Незамкнутыми называют ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности или замкнутого разрезающего ряда, ограничивающего площадь самостоятельной разработки. Сюда же относят ряды, параллельные контуру нефтеносности, на залежах тектонически или литологически экранированных (рис. 26). В таких случаях ряды будут изогнутыми.
При замкнутых рядах скважин в центральной части залежи (площади) целесообразно располагать один незамкнутый ряд, к которому на поздних стадиях разработки будет стягиваться контур нефтеносности.
При расположении скважин рядами оптимальное количество рядов добывающих скважин обосновывают с учетом того, что любой нагнетательный ряд может оказывать эффективное воздействие не более, чем на три добывающих ряда, примыкающих к нему с одной стороны. Внутри замкнутого ряда нагнетательных скважин располагают не более трех замкнутых рядов добывающих скважин. Между незамкнутыми разрезающими рядами обычно размещают пять или три незамкнутых ряда добывающих скважин.
Исследование фонтанных скважины
Задачей исследования фонтанной скважины является установление оптимального режима ее работы, т.е. режима, позволяющего получать большее количество нефти при минимальных затратах на добычу. При этом получают зависимости дебитов нефти, от депрессии, определяют коэффициент продуктивности.
Индикаторная диаграмма - графическая зависимость дебита скважины от депрессии на пласт путем исследования скважины методом пробных откачек. Строится она по данным, полученным при работе скважины не менее чем на трех режимах одновременным замером забойного давления (или уровня) и дебита. При этом могут быть получены две формы индикаторных диаграмм - прямая и кривая. По графику может быть определено значение коэфициента продуктивности, как отношение отрезков
1-Однофазное течение жидкости
2-двухфазное течение жидкости
Рисунок - Виды индикаторных линий
Замер давлений на устье рекомендуется производить образцовыми манометрами, в скважине - глубинными манометрами, дебит - на групповой установке одновременно с замером уровней. Содержание воды определяется путем анализа пробы на аппарате Дина-Старка. Содержание песка определяется путем отстоя пробы не менее одного часа при температуре 20° С в мензурке Лысенко.
Очень важной частью работы является отбор представительной пробы из скважин, т.е. пробы, в которой содержание всех исследуемых компонентов - воды, песка и других наиболее полно соответствует их истинному содержанию в продукции скважины. Для этой цели рабочие манифольды должны быть оборудованы специальными проботборниками.
Вместо прямого замера забойных давлений глубинным манометром в промысловой практике часто прибегают к замеру динамических уровней эхолотами и волномерами на различных режимах с последующим пересчетом полученных данных в давления.
19. Оборудование забоев скважин в различных геологических условиях.
При открытом забое (рис. 4.1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.
Рис. 4.1. Способы вскрытия пласта:
а - открытый забой; б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным
перед ее спуском; в - забой с фильтром; г - перфорированный забой
2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (рис. 4.1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.
Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.
Второй вариант (рис. 4.1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 - 80 мм и шириной 0,8 - 1,5 мм.
Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 - 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.
Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.
3. Скважины с перфорированным забоем (рис. 4.1, г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:
упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;
надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;
возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;
возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др.);
устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.
Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.
Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.
.Глубиннонасосная эксплуатация. Глубиннонасосная эксплуатация, механизированный подъём жидкости (как правило, нефти) из буровых скважин при разработке нефтяных месторождений. Для Г. э. широко применяются штанговые глубинные насосы и погружные центробежные электронасосы. Последние более производительны.
Для подъёма жидкости штанговыми глубинными насосами (рис. 1) в скважину опускают трубы с цилиндром и всасывающим клапаном на конце. Внутри цилиндра перемещается поршень-плунжер с нагнетательным клапаном. Плунжер посредством длинной колонны стальных штанг соединён с балансиром станка-качалки, который придаёт плунжеру возвратно-поступательное движение. Прочность штанг и их деформации ограничивают область применения штанговых насосов глубинами до 3200 м при производительности до 20 m3/cym. При малых глубинах (200—400 м) возможна производительность до 500 м3/сут.
Электронасос — погружной центробежный многоступенчатый (до 420 ступеней) — опускают в скважины на трубах (рис. 2). Вал насоса жестко соединяется с валом погружного электродвигателя мощностью до 120 квт. В корпусэлектродвигателя заливают трансформаторное масло, давление которого поддерживается на 0,1—0,2 Мн/м2 больше давления на глубине погружения насоса. Вдоль колонны труб укрепляется кабель для электропитания. На поверхности около устья скважины устанавливаются трансформатор и станция управления с необходимой автоматикой и защитой установки при возможных отклонениях от нормального режима или нарушениях изоляции. Обычно их применяют при дебитах жидкости свыше 40 м3/сут.
Термолифт
При применении технологии происходит прогрев насосно-компрессорных труб электрическим током, благодаря чему значительно улучшается подвижность нефти, как в пористой среде, так и в нефтепромысловом оборудовании. Кроме того, при использовании этой технологии исключается образование в скважинах парафинопесчаных пробок, исключаются простои скважин связанные с их ремонтом, и проводится термообработка нефти, обеспечивающая в последующем, при внутри промысловом транспорте, высокую подвижность нефти.
За счет применения технологии на 15 – 30% увеличивается производительность скважин, в 2 – 4 раза сокращается количество проводимых ремонтов и уменьшается их продолжительность, снижаются энергозатраты.
20.
Разработка
залежей при режиме растворённого газа.
Режим растворенного газа —
режим нефтяной залежи, при котором
пластовое давление падает в процессе
разработки ниже давления насыщения, в
результате чего газ выделяется из
раствора и пузырьки окклюдированного
газа, расширяясь, вытесняют нефть к
скважинам. Режим в чистом виде проявляется
при отсутствии влияния законтурной
области, при близких или равных значениях
начального пластового давления и
давления насыщения, при повышенном
газосодержании пластовой нефти, при
отсутствии газовой шапки.
В
процессе разработки происходит уменьшение
нефтенасыщенности пласта, объем же
залежи остается неизменным. В связи с
этим в добывающих скважинах перфорируют
всю нефтенасыщенную толщину
пласта.
Динамика годовых показателей
разработки залежи при этом режиме имеет
следующие особенности (рис. 11). Пластовое
давление интенсивно снижается на
протяжении всего периода разработки,
в результате чего разница между значениями
давления насыщения и текущим пластовым
давлением со временем нарастает.
Промысловый газовый фактор некоторое
время остается постоянным.
Затем
с увеличением количества выделяющегося
газа фазовая проницаемость для него
возрастает и значение промыслового
газового фактора увеличивается до
значений, в несколько раз превышающих
пластовое газосодержание. Это обусловлено
тем, что в скважины поступает газ,
выделившийся из нефти, не только
извлекаемой на поверхность, но и
остающейся в пласте. Дегазация пластовой
нефти может приводить к существенному
повышению ее вязкости. Позже вследствие
дегазации пластовой нефти происходит
уменьшение и промыслового газового
фактора - до нескольких кубометров на
1 м3.
В общей сложности за весь период
разработки среднее значение промыслового
газового фактора намного (в 4—5 раз и
более) превышает начальное газосодержание
пластовой нефти. Добыча нефти после
достижения ее максимального уровня
сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия
разработки продолжается обычно всего
один-два года. Нефть добывают практически
без воды.
Для режима характерно
образование возле каждой скважины узких
воронок депрессии, что вызывает
необходимость размещения добывающих
скважин более плотно, чем при режимах
с вытеснением нефти водой. Конечный
коэффициент извлечения нефти не превышает
0,2—0,3, а при небольшом газосодержании
нефти имеет и меньшие значения —
0,1-0,15.
Рассматриваемый режим
отмечался на целом ряде залежей Северного
Кавказа, Сахалина и др.
Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления скважин друг от друга и от эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки. Помере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронд нагнетания переносится. При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды Qн будет превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсивный прирост пластового давления. Необходимо также предусмотреть компенсацию закачиваемой жидкости на различные потери (оттоки). Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которая должна иметь тенденцию к росту или стабилизации. Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов: - небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности 1,5…1,75 км); - пласт однородной с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади; - нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300…800 м, что обеспечит более равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков обводнения; - существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести: - большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии; - удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь; - замедленная реакция фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания; - необходимость сооружений большого количества нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы. Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при небольших размерах залежи.
Исследование компрессорных скважин.
Исследование компрессорных скважин в большинстве случаев проводится методом пробных откачек. При этом темп откачки жидкости (дебит скважины) изменяют путем увеличения или уменьшения расхода рабочего агента. В процессе исследования определяют также зависимость дебита скважины от забойного давления, необходимую для построения индикаторной кривой, F зависимость дебита от расхода рабочего агента, которая необходима для установления оптимального режима работы скважин. Исследование компрессорной скважины путем изменения расхода нагнетаемого рабочего агента (газа, воздуха) производят следующим образом. Сначала устанавливают режим работы скважины при минимальном расходе газа, при котором еще происходит подача жидкости из скважины. Этот расход газа поддерживают постоянным в течение нескольких часов для того, чтобы режим работы скважины установился. После этого замеряют рабочее давление дебит нефти, воды и газа, определяют расход рабочего агента. Затем увеличивают расход рабочего агента и при новом режиме повторяют те же замеры. Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента лишь до определенного предела, дальнейшее его увеличение влечет за собой уменьшение дебита. Поэтому исследование скважины заканчивают после того, как следующие друг за другом два-три / Маки, дебит {Макс. к. п. д. Расход газа в eff Времени Рис. 11.28. Кривая зависимости дебита жидкости от количества рабочего агента Q — /режима дадут уменьшение дебита при продолжающемся увеличении расхода рабочего агента. По результатам исследования строят кривые зависимости дебита скважины от расхода рабочего агента. На рис. 11.28 приведена обобщенная кривая зависимости дебита жидкости от расхода газа — кривая Q — / (F0)- Эта кривая имеет четыре характерные точки: начало выброса 1, наименьшего удельного расхода 2 (максимального к. п. д.), максимального дебита (точка перегиба 5) и прекращения подачи 4 (пролета). Точка максимального к. п. д., представляющая собой точку пересечения касательной, проведенной из начала координат, с кривой Q = / (F0)> находится на левой ветви. Точка начала выброса располагается на некотором удалении от начала координат (не при всяком расходе рабочего агента компрессорная скважина может работать). Из кривой Q — / (F0) видно, что с увеличением расхода рабочего агента (газа, воздуха) дебит жидкости сначала возрастает, а г^тем, достигнув максимального значения, снижается до полного прекращения подачи. Это явление объясняется тем, что уровень жидкости в скважине по мере увеличения расхода газа оттесняется от башмака подъемных труб и газ, поступая в них, захватывает все меньшее количество жидкости. Обычно по результатам исследования компрессорной скважины строят кривую Q = / (F0) и на этом же графике строят кривую удельного расхода рабочего агента (рис. 11.29), показывающую, как при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для подъема из скважины 1 т жидкости. Кривую удельного расхода рабочего агента можно получить делением расхода на соответствующий ему дебит. На рис. 11.29 видно, что наименьший удельный расход газа получается не при максимальном дебите скважины, а при несколько меньшем отборе. По кривым 1 ж 2 определяют количество нагнетаемого рабочего агента, необходимое для эксплуатации данной скважины. Режим работы скважины устанавливают в зависимости от допускаемого отбора жидкости и производительности компрессорной станции. Если количество сжатого газа достаточно для полного обеспечения им всех скважин на РИТСе и дебит скважин можно не ограничивать, то работают на режимах максимального дебита, который характеризуется наивысшей точкой на кривой 1. Если сжатого газа на РИТС не хватает или по технологическим или геологическим причинам отбор жидкости из скважин ограничен, тогда работают на режимах минимального удельного расхода газа. Режим работы скважин пересматривают один раз в месяц или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки месторождения.
21. Обзянности нефте промыслового геолога
Буровые работы необходимо проводить под постоянным контролем геолога, который обязан:
проверять правильность заложения скважин в соответствии с предусмотренным проектом, координатами устья, углами наклона и азимутами направления скважин;
следить за нормальным выходом керна, особенно по полезному ископаемому, и своевременно принимать меры вместе с буровым мастером в случае потери керна в процессе бурения (применение двойных колонковых труб, ограничение рейса и т.д.);
проверять правильность укладки керна в керновые ящики и соответствие этикетировки записям в буровом журнале;
осуществлять полевую геологическую документацию керна в соответствии с действующей инструкцией по геологической документации;
устанавливать категорию пород по буримости, внося соответствующие записи в буровой журнал;
составлять акты на перебурку полезного ископаемого, когда это требуется инструкцией по первичной геологической документации;
производить контрольные замеры глубины скважин, искривлений ствола, своевременность закрытия и правильность ликвидации скважин;
следить за своевременной отправкой заполненных керновых ящиков.
Нефтепромысловая геология как наука,задачи,цели – она является важнейшей отраслью народного хозяйства. Развитие этой промышленности во многом поределяет экономический потенциал нашей страны. Нефть и газ являются ценнейшим сырьём для химической промышленности. Играет главную роль в топливно-энергитическом балансе страны.Отрасль нефтяной геологической науки, изучающая обширный круг вопросов разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений: - геологическое обслуживание процесса бурения скважин - распознавание геологической структуры месторождения и выбор дальнейшего направления разведки - изучение строения нефтегазосодержащих коллекторов и их физических свойств - исследование физико-химических свойств нефти, газа и воды в пластовых условиях - изучение природы пластовой энергии - подсчет запасов нефти и газа и т. д. В комплексе с подземной гидравликой и отраслевой экономикой нефтепромысловая геология составляет базу для проектирования рациональных систем разработки конкретных месторождений и пластов, для контроля за правильностью эксплуатации отдельных скважин и залежей в целом, а следовательно, для планирования добычи нефти и природного газа.
Типы трещинных коллекторов характеризуются разнообразием и сложностью их строения, наличием в них микротрещин, роль кторых является ведущей в фильтрации флюидов. Однако не следует смешивать трещинный коллектор с трещиноватой породой, так как трещинный коллектор характеризуется лишь ему присущими специфическими особенностями, которые были указаны выше.
Е.М. Смехов и другие по условиям фильтрации выделяют два типа коллекторов — межгранулярные и трещинные, — а по характеру их емкости — каверновый, карстовый, смешанный и порово-трещинный, которые, в свою очередь, подразделяются по преобладающему значению той или иной структуры пустот
. Наиболее распространенный тип трещинного коллектора — смешанный тип, емкость которого представлена сложными сочетаниями первичных и вторичных пустот (порово-каверновый, карстово-поровый, порово-стилолитовый и др. подтипы). Большая часть различаемых в трещиноватых п. пустот сообщается между собой по широко развитой в них сети микротрещин. Тип коллектора, в котором емкостью служат только, трещины, мало распространен и его промышленная роль незначительна
22. ВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ (BHK) — поверхность, отделяющая в пласте нефтяной залежи или нефтяную оторочку газовой (газоконденсатной) залежи от контактирующих с ними напорныхпластовых вод. Граница между водой и нефтью не является резкой; в зоне BHK существует переходная зона или зона взаимного проникновения различных мощностей (от долей м до 10-15 м), зависящая от высоты капиллярного подъёма воды, коллекторских свойств водоносных и нефтеносных отложений, а также от физико-химических параметров воды и нефти. Морфология поверхности BHK сложна и лишь условно её принимают за горизонтальную плоскость. Как правило, при наличии градиента напора пластовых вод BHK наклонён в направлении снижения напора. Положение BHK определяется опробованием скважин, комплексом промыслово-геофизических методов или расчётным путём по данным замеров пластового давления воды, нефти и их плотностей. Положение BHK отсчитывается от устья скважины или в абсолютных отметках от уровня моря. оверхность водо-нефтяного контакта может быть горизонтальной, наклонной, выпукло-вогнутой.
Тепловые методы воздействия на пласт. Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретойнефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок. Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м 3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт. При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работы скважины по подъемным (насосно-компресорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно. Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компресорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м3 горячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 часов после обработки скважину пускают в работу.При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95 °С и добавляют ПАВ (0,5-1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70-80 м3 под давлением закачивают в скважину. Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8-15 МПа при следующих благоприятных условиях:- глубина продуктивного пласта не более 1200 м;-толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами,не менее15 м;- вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа*с;- остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50 %;- плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м3.
23. Контуры нефтеносности,их определение. Контур нефтеносности — граница расположения залежи нефти. Вниз от контура нефтеносности по падению пласта, обычно содержится вода. Положение контура нефтеносности на карте определяется проектными линиями водо-нефтяного контакта на пересечении с кровлей нефтеносного пласта (внутренний контур нефтеносности) или с его подошвой (внешний контур нефтеносности), а также с линиями сбросов и надвигов.Часть залежей нефти в пределах внутреннего контур нефтеносности наз. зоной сплошного нефтенасыщения пласта. Верхние слои воды, подстилающие нефтяную залежь в пологих структурах, называются подошвенной водой.
24.Правила построения структурных карт.
Построение карт в изолиниях (структурных). Из всех видов карт в геологии нефти и газа чаще всего использу ются карты в изолиниях. В изолиниях изображаются нефтенасы щенность, коллекторские свойства пластов, их эффективные мощ ности, пластовые давления и многие другие параметры. Но самыми распространенными в нефтегазовой геологии являются структур ные карты — одна из разновидностей геологических карт в изолини ях. Они отображают в стратоизогипсах положение геологической граничной поверхности (кровли или подошвы пласта) относительно уровня моря. Стратоизогипсы - это линии, соединяющие на плане точки с одинаковыми абсолютными отметками геологической гра ничной поверхности, проведенные через равные высотные интерва лы. Другими словами, структурная карта - это карта подземного ре льефа геологической граничной поверхности. Структурные карты хорошо поддаются алгоритмизации и последующему построению на ЭВМ. Методы по строения структурных карт применима для лю бых карт в изолиниях. Структурные карты позволяют оценивать и анализировать условия залегания граничных поверхностей как в пределах крупных регионов, так и на отдельных разведочных пло щадях и месторождениях нефти и газа. Две структурные карты - кровли и подошвы позволяют охарактеризовать строение и условия залегания одного слоя, прогнозировать наличие или отсутствие ло вушек для залежей нефти и газа. Несколько структурных карт позво ляют установить взаимное расположение различных геологических граничных поверхностей, например, совпадение или смешение сводов локальных поднятий. При наличии разрывных дислокаций на структурной карте показываются линии пересечения структурной поверхности с ними. Структурная карта дает представление о строении недр и воз можность правильно и целенаправленно планировать проведение поисковых и разведочных работ, определять контуры открытых скоплений, нефти и газа, оценивать их запасы и проектировать раз работку месторождений. Структурные карты строятся по данным бурения, или по геофизическим профилям. В зависимости от качества и количества исходных данных, а так же геологического строения района чаще всего пользуются следующими методами построения структурных карт инвариант, способом треугольников, схождения и профилей. При применении любого из методов сначала необходимо определить масштаб будущей карты и величину сечения изолиний. В геологической практике масштаб структурной карты обычно обусловлен геологическими задачами и обоснованностью фактическим материалом. Наиболее распространенные масштабы: 1:5000, 1:10000, 1:25000 , 1:50000 и 1:100 000. Затем на топооснову наносят расположение скважин. На практике количество точек (скважин), необходимых для построения структурной карты, варьируется от 0,6-0,3 на 1 км 2 для масштаба 1:200 000 до 6-12 для масштаба 1:10 000 При выборе сечения изогипс, основным правилом является дос таточная детальность карты и неперегруженность ее лишними ли ниями. При пологом залегании геологической граничной поверхно сти оно обычно берется равным 5 или 10 м , для крутопадающих по верхностей - 25, 50 и 100 м . Сечение определяется также и масштабом карты: чем крупней масштаб карты, тем меньше сечение изогипс, а также количеством скважин, по данным которых построена данная карта.
Существуют различные подходы к выбору сечения стратоизогипс, но, в общем, необходимо, чтобы в зонах самого большого сгущения изогипс просвет между ними был бы не менее 2 мм , иначе они сольются. В тех случаях, когда стратоизогипсы оказываются слишком редкими, между ним на отдельных участках можно проводить дополнительные, с половинным сечением. Как правило, для построения учебных структурных карт бывает достаточно 10 стратоизогипс. Тогда для определения их сечения необходимо вычислить разность между максимальной и минимальной абсолютными отметками структуры (с учетом знаков), полученное число разделить на 10 и округлить.
Обычно сечение изогипс округляется до 5, 10, 25, 20, 100 и т.д. Затем следует, проанализировав фактический материал, установить примерную форму структуры, наметить ее ось, линии максимальных и минимальных отметок. Для простейших оценок руководствуются обычно следующими признаками: · если в центральной части площади абсолютные отметки геологической опорной поверхности больше, чем на ее периферии - перед нами антиклиналь; · если в центральной части площади абсолютные отметки меньше — синклиналь; · если значения абсолютных отметок имеют тенденцию уменьшаться в каком-либо направлении - перед нами моноклиналь. Изменения свойств нефти при разработке залежей . В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства до-бываемой продукции в той или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин но-вых порций нефти и газа из участков, удаленных от скважин и характери-зующихся иными свойствами этих флюидов, чем в непосредственной бли-зости к добывающим скважинам, так и в результате физико-химических из-менений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в за-лежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разра-ботки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изме-нения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт (особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюи-дов в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изме-нениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи.Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. - М.: Недра, 2003.-С. 96.
Закономерности изменения свойств нефти и газа по объему залежи. Полное единообразие свойств нефти и растворенного в ней газа в преде-лах одной залежи -- довольно редкое явление. Для нефтяных залежей обычно изменения свойств достаточно закономерны и проявляются прежде всего в увеличении плотности, в том числе оптической плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ, парафина и серы по мере возра-стания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве в мощных пластах. Фактическое изменение плотности в пределах большинства залежей обычно не превышает 0,05-0,07 г/см3. Однако очень часто градиент нарастания плотности и ее абсолютные значения резко воз-растают в непосредственной близости к водонефтяному контакту (ВНК, рис. 1,1, 2), где могут встречаться полутвердые асфальты и твердые битумы. Иногда эти малоподвижные нефтяные вещества образуют монолитный слой в подошве залежи, который полностью или частично запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной водоносной зоны. Нередко плотность нефти выше изолирующего слоя практически постоянна (рис. 1,3). В залежах «от-крытого» типа, приуроченных к пластам, выходящим на дневную поверхность, и запечатанных с головы асфальто-кировыми породами, плотность нефти с увеличением глубины уменьшается, достигает минимума, а затем увеличи-вается по мере приближения к ВНК
. ПРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИе Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности ( рис. 2 ).
Рис. 2. Схема размещения скважин
при приконтурном заводнении
Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Это явление вызывается резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что может быть связано со вторичными процессами химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне ВНК. Последнее зависит от химического состава пластовых вод и нефти и от сложных биохимических процессов, протекающих в недрах на контакте вода -–нефть. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.
Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью в зоне ВНК и изолированной от законтурной области. Впоследствии оказалось, что приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных залежей.
Так, на Туймазинском месторождении, при проведении в течение длительного времени законтурного заводнения возникли значительные трудности в разработке залежи горизонта Д 1 . Рядом специалистов было предложено перейти к приконтурному заводнению. Ранее предполагалось, что законтурное заводнение обеспечит вытеснение нефти из краевых зон залежи в направлении к зоне внутреннего контура нефтеносности, но это предположение не оправдалось. Под действием нагнетаемой воды при законтурном заводнении происходит непоршневое вытеснение нефти из краевых зон по всей нефтенасыщенной мощ-ности пласта, и нагнетаемая вода устремляется по нижней водоносной части горизонта. Данное обстоятельство обуславливает необходимость самостоятель-ной разработки водонефтяных зон крупных залежей.
Преимущества приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностяминефтеносных пород, не имеющих для разработки практического значения. На крупных платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей ( 1 – 3 м ).
Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.
25. Система разработки нефтяных месторождений должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах. Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п. Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки. Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин. Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи. Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин. В настоящее время без поддержания пластового давления разрабатываются либо залежи, имеющие активный естественный режим, способный обеспечить поддержание давления в процессе всего периода разработки и получение высокого конечного коэффициента нефтеотдачи, либо небольшие по запасам месторождения, где организация работ по поддержанию давления экономически нецелесообразна.
ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО давления— процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темповдобычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также привнутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.
Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного (для нефтегазовых залежей) площадного, очагового или изибрательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.
При площадном заводнении в зависимости от геологического строения нефтяной залежи и стадии её разработки для поддержания пластового давления применяют рядное, 4-точечное, 7-точечное и другое расположение нагнетательных и добывающих скважин. В размещении скважин по правильной геометрической сетке могут допускаться отклонения, если площадное заводнение проводят дополнительно к ранее внедрённой системе заводнения с учётом её эффективности, геологического строения и состояния разработки пластов-коллекторов. Суммарный объём закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания и большей частью от коллекторских и упругих свойств пластов. Число нагнетательных скважин при известном объёме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины — коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания зависит от типа имеющегося насосного оборудования. Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется отношением заданного объёма закачки воды в сутки к поглотительной способности одной скважины. Об эффективности процесса заводнения судят по увеличению текущей добычи нефти из действующих скважин. Применение поддержания пластового давления резко увеличило темпы отбора нефти, сократило сроки разработки нефтяных залежей, обеспечило высокие конечные коэффициентынефтеотдачи.
Бескомпресорный газлифт. Способ подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением. Используется для добычи нефти и пластовых вод. Рабочий агент – сжатый компрессором попутный газ (компрессорный газлифт) или воздух (эрлифт)
Схема работы бескомпрессорного газлифта. При бескомпрессорном газлифте используют энергию газа большого давления, поступающего из газовых месторождений. Применение бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого давления на самих нефтяных месторождениях.
После подъема жидкости газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жидкости, поэтому использование его несколько ограничивается. В то же время схема бескомпрессорного газлифта позволяет без больших капиталовложений и без сложных компрессоров и компрессорных станций поднимать из скважин жидкость наиболее простым методом. Поэтому этот метод на некоторых нефтяных месторождениях нашел применение.
На рис. 4.16 показана технологическая схема бескомпрессорного газлифта, применяемая в объединении Краснодарнефтегаз.
Рис.
4.16. Бескомпрессорная
газлифтная установка
Газ из скважин 1 под большим давлением (15...20 МПа) поступает на пункт очистки (осушки 2), где он проходит через гидроциклонные сепараторы и конденсатосборники. После пункта очистки газ поступает в беспламенный подогреватель 3 для подогрева до 80...90°С, а затем в газораспределительную батарею 4. Подогрев газа является эффективным средством борьбы с гидратообразованием при транспортировании и редуцировании газа. От батареи газ направляется через регулировочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважины 6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы первой 7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов направляют в емкость 9.