Разработка нефтяных и газовых месторождений 11

другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

Управление всеми механизмами установки при спуско-подъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее и транспортное положения осуществляется дистанционно - с ручного выносного пульта.

Подъемная установка АзИНмаш-37Б в отличие и АзИНмаш-37А1 оснащена спайдером СГ-32 и манипулятором МТ- 3 с гидравлическим дистанционным управлением для свинчивания и развинчивания НКТ.

Установки АзИНмаш-37А1 и АзИНмаш-37Б смонтированы на шасси автомобиля КрАЗ-260 с относительно повышенной грузоподъемностью и мощностью двигателя и обладают высокими скоростями подъема крюка.

Питание системы освещения - от электрооборудования автомобиля.

Лебедка с приводом от двигателя автомобиля оснащена однодисковой фрикционной муфтой.

Подъемные установки типа УПТ. К данным подъемным установкам относятся УПТ-32, УПТ1-50, УПТ1-50Б,

предназначенные для спуско-подъемных операций в процессе текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Установки самоходные: смонтированы на гусеничных тракторах.

Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. В отличие от УПТ-32

установки УПТ-50 и УПТ1-50Б снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем.

Привод лебедки и других механизмов УПТ-32 - от двигателя трактора; подъем вышки и механизма для свинчивания-развинчивания труб - гидравлический; включение фрикционных муфт - пневматическое.

Консорциум « Н е д р а »

Привод исполнительных узлов и механизмов УПТ1-50 и УПТ1-50Б - от двигателя трактора; лебедки и ротора -

через трансмиссию; подъем вышки, привод гидроскрепителя и механизма для свинчивания-развинчивания труб -

гидравлические; включение фрикционных муфт - пневматическое.

ЗАДАНИЕ №2.

Выделение объектов разработки

Углеводородные месторождения – это локализованные в земной коре скопления углеводородов в промышленном объеме, связанные с одной и/или несколькими геологическими структурами низшего порядка, приуроченными к одному и тому же географическому объекту.

Под залежами понимаются единичные естественные локальные скопления углеводородов в одном и/или нескольких пластах-коллекторах (горных породах, способных содержать и пропускать жидкую фазу при создании депрессии в области фильтрации) представляющих собой единое гидродинамическое тело, т.е. сообщающихся друг с другом, а также ограниченных по кровле и подошве плотными глинистыми непроницаемыми породами-покрышками.

Объект разработки — в отличии от залежи, это искусственно выделенное (то есть человеком, а не природой) в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин, то есть объект разрабатывается «своей сеткой скважин». В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Объекты разработки подразделяют на самостоятельные, т. е.

разрабатываемые в данное время и возвратные, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

При выделении объектов, для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Эта система, которая обеспечивает наиболее полное извлечение нефти при наименьших затратах.

Системой разработки месторождения является совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки;

последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число,

соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин и т.д.

Консорциум « Н е д р а »

При обосновании объектов разработки в первую очередь учитываются следующие факторы:

1. Геолого-физические характеристика коллекторов – глубина залегания продуктивных отложений, общая и эффективная нефтенасыщенная толщина,

проницаемость, неоднородность коллекторов и др.

Нецелесообразно разрабатывать как один объект пласты, резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, глубине залегания, а

также неоднородности. Объединение двух пластов с различными глубинами, то есть с различными давлениями, приведут к отсутствию притока из пласта с меньшим давлением.

Необходимо учитывать, что для залежей с различной геолого-физической характеристикой могут применяться, различны способы воздействия. Так для низкопроницаемых коллекторов может использоваться гидроразрыв пласта (ГРП) для создания дополнительных фильтрационных каналов (трещин), что в условиях высокопроницаемых залежей может привести к преждевременному обводнению; для обработки карбонатных коллекторов применяется соляно-кислотных обработка (СКО), тогда как для обработки терригенных коллекторов необходимо применение глинокислотной обработки (ГКО) –

воздействие смесью соляной и плавиковой кислот, так как соляная кислота не взаимодействует со скелетом терригенной породы и т.д.

2. Физико-химические свойства нефти, газа и воды – вязкость, плотность, различное содержание парафина, сероводорода в нефти, химическая совместимость пластовых вод. Нецелесообразно объединять пласты, с различной вязкостью нефти, так как их необходимо разрабатывать с применением различных технологий извлечения нефти из недр и различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Чем выше вязкость,

тем более плотная сетка скважин применяется. Также химическая несовместимость пластовых систем может привести к выпадению нежелательных осадков и кальмотации (засорению) призабойных зон.

3. Нецелесообразно объединять пласты с различным фазовым состоянием углеводородов и режимами пластовой энергии. Так, если извлечение нефти из одной залежи происходит за счет вытесняющей способности газовой шапки, а из другой под действием естественного напора подошвенных вод,

потребуются различные схемы расположения и число скважин, а также различные технологии извлечения нефти и газа. Кроме того, нежелательно объединение в один объект разработки газовых и нефтяных залежей, по тем же причинам.

4. Условия разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее

Консорциум « Н е д р а »

осуществлять контроль за перемещением разделов нефти. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи пласта.

5. Нецелесообразно объединять пласты с различной техникой и технологией эксплуатации скважин.

При выделении объектов разработки придерживаются следующей последовательности.

Согласно приведенным выше факторам, группирование пластов в объекты разработки происходит по следующей последовательности:

-учитываются глубине залегания и толщина продуктивных отложений;

-учитываются фильтрационные параметры пластовых систем по проницаемости (единица измерения проницаемости в системе СИ - м2, промысловая единица - Дарси (Д), 1Д = 1,02мкм2 = 1,02.10-12м2). Проницаемость горных пород меняется в широких пределах: крупнозернистый песчаник - 0.1-1 мкм2

и более, плотные песчаники - 0.05-0.001 мкм2;

- производится сопоставление физико-химических свойств и состава пластовых вод и нефти, По величине вязкости пластовой нефти различают:

-нефти незначительной вязкости - н < 1 мПа с;

-маловязкие -1< н 5 мПа с;

-с повышенной вязкостью - 5< н 30 мПа с;

-высоковязкие - н > 30 мПа с.

Далее определяется последовательность ввода в разработку и самостоятельность объектов. Выделяются самостоятельные залежи, то есть те которые будут разрабатываться собственной сеткой скважин и возвратные. К возвратным относятся, как правило, невыдержанные сильно прерывистые по площади линзовидные залежи с небольшими извлекаемыми запасами (менее 1 млн тонн), разрабатываемые транзитными скважинами, пробуренными на другие горизонты и переведенными на возвратный объект, после выработки запасов из основных объектов. Часто возвратными объектами являются

Консорциум « Н е д р а »

пласты, разработка которых самостоятельной сеткой скважин является нерентабельной и их нельзя объединить в один объект разработки с другими залежами месторождения.

Следует учитывать, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

Консорциум « Н е д р а »

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Месторождения 2

Консорциум « Н е д р а »

ЗАДАНИЕ №3.

Выделения и описания стадий разработки

Теоретическая часть

Построение графиков основных технологических показателей разработки и изучение на их основе выделения стадий разработки и характерных типов выработки запасов

График основных технологических параметров разработки составляется для эксплуатационного объекта или месторождения в целом и представляет собой комплекс кривых, отражающих динамику основных годовых показателей разработки. На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти (газа), жидкости, обводненности продукции, действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин, закачка рабочего агента, пластовое давление.

Разработка нефтяных месторождений условно делится на четыре стадии (рис. 2) по добыче нефти.

Первая стадия – ввод месторождения в эксплуатацию. Характеризуется ростом добычи нефти,

происходит разбуривание и обустройство месторождения. На этой стадии обеспечивается ввод в

разработку новых добывающих скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в течении первой стадии добывается безводная нефть, наблюдается некоторое падение пластового давления вследствие роста добычи. За окончание стадии, принимается точка резкого перегиба кривой добычи нефти или темпа разработки.

График разработки залежи

Вторая стадия – стабилизация добычи нефти. Характеризуется максимальной добычей нефти

(газа). Задача разработчиков состоит в том, чтобы продлить этот период разработки как можно дольше. Для этого выполняются различные геолого-технические мероприятия (ГТМ). Происходит добуривание резервного фонда скважин. Вводится и обустраивается система заводнения (при необходимости).

Третья стадия – падающая добыча нефти (газа), характеризуется значительным и относительно высокими темпами роста обводненности и падения добычи нефти (газа) вследствие подтягивания

Консорциум « Н е д р а »