Загальна характеристика методів продуктивності

свердловини. Механічні дії на ПЗП.

План.

1. Механічні методи дії на привибійну зону пласта (ПЗП).

2. Комплексна дія на привибійну зону пласта (ПЗП).

1. З цієї групи слід виділити метод гідравлічного розриву пласта (ГРП). Суть його в нагнітанні рідини під високим тиском, у результаті чого в привибійній зоні розкриваються існуючі тріщини чи утворюються нові. Для попередження змикання тріщин (після зняття тиску) в них разом з рідиною нагнітаєть­ся крупнозернистий пісок (розклинювальний матеріал). У ре­зультаті збільшується проникність порід привибійної зони, а вся система тріщин зв'язує свердловину з віддаленими від стовбура продуктивними частинами пласта. Радіус тріщин може досягати декількох десятків метрів.

Механізм утворення тріщин під час розриву пласта на­ступний. Під тиском, що створюється у свердловині насосни­ми агрегатами, рідина розриву, що добре фільтрується, про­никає, в першу чергу, в зони з найбільшою проникністю. При цьому між пропластками по вертикалі створюється перепад тисків, оскільки в проникніших пропластках тиск вищий, ніж в малопроникних чи практично непроникних. У результаті на покрівлю і підошву проникного пласта починають діяти роз­ривні сили і вищезалягаючі породи зазнають деформації, а на межах пропластків утворюються горизонтальні тріщини. У процесі запомповування нефільтруючої рідини механізм роз­риву пласта аналогічний механізму розриву товстостінних по­судин, тому потрібний більш високий тиск. Тріщини, які при цьому утворюються, мають, як правило, вертикальну або бли­зьку до неї орієнтацію.

Тиск, за якого створюються тріщини, визначається значеннями гірського і пластового тисків, характеристиками міц­ності порід, наявністю тріщин і ін. Тому тиск розриву навіть у межах одного пласта неоднаковий і може змінюватись у ши­рокому діапазоні, здебільшого тиск розриву на вибої свердловини нижчий від гірського:

Р_р=(1,5...2,5)∙10^-12∙Н

де, Р_р - тиск розриву, МПа;

Н- глибина свердловини, м.

С.А.Христіанович, Ю.П. Желтов пояснюють це наявніс­тю в продуктивних пластах мікро і макротріщин, а також пластичними деформаціями глин і глинистих пластів, що зу­стрічаються в розрізі в процесі буріння і витіснених у стовбур свердловини під дією сили ваги вищезалеглих порід.

Процес гідравлічного розриву пласта складається з таких послідовно проводжуваних операцій: встановлення пакера для герметизації затрубного простору, нагнітання в пласт рідини розриву з метою утворення і розширення тріщин, нагнітання рідини-носія з піском, призначеним для закріплення тріщин чи зберігання їх відкритого стану; запомповування протискувальної рідини для витіснення піску в тріщини пласта з насосно-компресорних труб і стовбура свердловини.

Наведемо загальні вимоги до всіх рідин, які нази­ваються робочими:

а) вони не мають зменшувати ні абсолютну, ні фазову проникності породи пласта і тому в процесі ГРП у видобувних свердловинах використовують рідини на вуглеводневій осно­ві, а у водонагнітальних─на водній;

б) властивості рідин мають забезпечувати найбільш по­вне видалення їх зі створених тріщин і порового простору по­рід, вони, по можливості, мають бути взаємнорзчинні з плас­товими флюїдами;

в) їх в’язкість має бути стабільною в пластових умовах протягом часу проведення ГРП.

Як рідину розриву у видобувних свердловинах використовують дегазовану нафту, загущену мазутними залишками, нафтокислотні емульсії (гідрофобні), водонафтові емульсії (гідрофільні), кислотогіпсові емульсії, а в нагнітальних─чисту, оброблену ПАР або загущену, наприклад, полімерами, воду. Рідина─пісконосій має бути слабкофільтрувальною і ма­ги високу пісковтримувальну здатність, яка знаходиться в прямій залежності від її в’язкості. Як протискувальна рідина підходить практично будь-яка недорога рідина, яка має мінімальну в’язкість для зменшення витрат напору і яка є в достатній кількості. Її об’єм визнача­ється об’ємом НКТ і стовбура свердловини в інтервалі роз­критого продуктивного розрізу.

Ефективність ГРП визначається розкритістю і довжиною тріщин: чим вони більші, тим більша ефективність оброблення. Для їх створення у свердловину запомповують від 4 до 20 т піску, причому перші порції ( 30─40 %) рекомендується складати з фракції 0,4─0,6 мм з подальшим переходом на більш великі фракції. Об’єм рідини розриву встановлюють, виходячи з конк­ретних умов. Для міцних порід рекомендується 4─6 м³ на 10 м товщини пласта, якщо розкрита перфорацією товщина пласта не більша 20 м, у випадку, коли розкрита товщина пласта бі­льша 20 м, то на кожні її 10 м кількість рідини розриву збіль­шується на 1─2 м³. Якщо породи слабозцементовані, крихкі, то кількість рідини розриву збільшується в 1,5─2 рази порівняно з об'ємом для міцних порід.

Об’єм рідини пісконосія розраховується за формулою:

,

де: Q_р - кількість піску, що запомповується при ГРП кг;

С - концентрація піску в рідині─пісконосію, кг/м³.

У виборі свердловин для проведення в ній ГРП необхід­но враховувати якість цементного кільця у визначеному ін­тервалі розриву, відстань від водонафтового контакту або во­доносних горизонтів, стан експлуатаційної колони і гирло свердловини.

Лекція №26.

Морська розробка нафтових родовищ.

План.

1. Розробка і експлуатація морських нафтових родовищ.

2. Основні організаційно-технічні особливості розробки нафтогазових родовищ.

1. Розробка і експлуатація морських нафтових і газових родовищ є дуже актуальними у зв’язку з тим, що Україна с примор­ською державою, яка омивається на півдні Азовським і Чор­ним морями, в акваторії яких в 80─90 роках виявлені покла­ди нафти і газу. Геологорозвідувальними роботами, особливо сейсмічними дослідженнями, на шельфі Чорного і Азовського морів виявлено ряд структур, перспективних щодо пошуку в них покладів нафти і газу.

Планом розвитку нафтогазової галузі України до 2010 року передбачено, що в перспективі до 2010 року Азовське море і Причорномор’я стануть основними районами з видобу­тку нафти і газу.

Практика світового видобутку нафти і газу також свідчить на користь переміщення центрів основних обсягів видобутку нафти і газу в море. Це зумовлено тим, що на суші запаси нафти і газу достатньо розвідані і здебільшого вже виснажені.

У теперішній час кількісна оцінка запасів нафти і газу в світовому океані і морях не нижча, ніж на суші. Загальна площа морського дна, перспективна для пошуків нафти і газу, складає близько 30 млн.км², що прирівнюється до площі наф­тових і газових родовищ на суші.

Абсолютна більшість держав, що мають вихід до моря, ведуть розвідку і розробку морських родовищ. На теперішній час у світі щорічно на морі пробурюють більше 4000 свердло­вин. Основними районами світового видобутку нафти і газу є Мексиканська затока, Північне море, Перська затока. У наф­топромислових районах колишнього СРСР накопичений ве­ликий досвід в освоєнні і розробці морських родовищ Каспій­ського моря─Нафтове каміння, Піщане море і ін. При пода­льшому вивченні будуть посилання на досвід розробка Кас­пійського і Північного морів.

Інтерес до розробки морських родовищ проявляється ще й тому, що в більшості морських родовищ отримані, в порівнянні з родовищами суші, вищі дебіти нафти і газу. Незважаючи на те, що витрата на розробку морських родовищ сут­тєво більші, ніж на, сущі, їх ефективність залишається вельми високою. Так із досвіду розробки морських родовищ Мексики і США, ефект від вкладених капітальних витрат складає 10$ на 1$ витрат, а окупність витрат складає 1 рік. Із збільшенням цін на нафту відповідно підвищується економічна ефектив­ність розробки.