1. Освоение добывающих скважин.

Освоение скважины – это комплекс технологических операций по вызову притока пластового флюида, очистки ПЗП и достижения продуктивности, соответствующей естественной проницаемости пласта. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной. Возможны 2 пути вызова притока: уменьшения плотности столба жидкости (замена жидкости, компрессорный метод) и уменьшение высоты столба жидкости (тартание, поршневание, глубинные насосы).

- тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком канате с помощью лебедки. Это малопроизводительный, трудоемкий способ. Во время работы запорная арматура не может быть закрыта, в результате нет возможности оперативно остановить внезапное фонтанирование.

- поршневание – вытеснение столба жидкости из НКТ на поверхность при помощи сваба - трубы малого диаметра с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания. За один спуск-подъем уровень может быть снижен на 100-150 метров. Существует опасность неожиданного выброса.

- замена скважинной жидкости на более легкую – создает плавное увеличение депрессии на пласт. Снижение забойного давления пропорционально разности плотностей скважинной и вытесняющей жидкости. Используется в коллекторах хорошо поддающихся освоению. Невозможно создание глубокой депрессии.

- компрессорный метод – закачка газа в затрубное пространство, что приводит к оттеснению жидкости до башмака НКТ или пускового отверстия, газированию жидкости в НКТ и плавному снижению забойного давления. Глубина депрессии ограничивается возможностями компрессора. Один из основных способов освоения газлифтных скважин.

- прокачка газожидкостной смеси – осуществляется замена скважиной жидкости газированной смесью плотность, которой постепенно уменьшается до 300-400 кг/м3. Применяется при нормальных пластовых давлениях. Для предупреждения всплывания пузырьков газа и снижения эффективности метода скорость жидкости в скважине должна быть более 0,8 м/с, поэтому часто ГЖС закачивают ч/з НКТ.

- откачка глубинными насосами. Применяется при нормальных и низких пластовых давлениях. Эффективен в случаях когда скважина не нуждается в глубоких и длительных депрессиях для очистки ПЗП.

2. Принципиальная схема упн с совмещенными аппаратами.

Потоки Девайсы

1. Сырая нефть 1. Сепаратор

2. Газ высокого Р 4. Электродегидратор

3. Газ низкого Р

5. КСУ

4. Товарная нефть

6. "Хиттер-Триттер" 5. Вода 6. Деэмульгатор

3. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?

Как уже отмечалось, в России нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент вытеснения -это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта , зависит от св-в вытесняющего агента и характеризует долю подвижных запасов в пласте.

Квыт=Vвыт/ Vнач.о.

Квыт опред-ся физическим моделир-ем на кернах.(Квыт=(Кнн-Кон)/Кнн, где Кнн -к-нт нач.нефтенасыщ-ти, Кон-к-нт остат.нефтенасыщ-ти.

Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:

1. Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.

2. Отношения вязкости нефти к вязкости воды.

3. Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов

4. Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил

5. Скорости вытеснения нефти водой

Квыт для семоманской воды 0,6-0,72, для пресной воды 0,5-0,65

Коэффициент охвата -это отношение объема дренируемых запасов нефти к подвижным. характеризующий долю дренируемых запасов из подвижных Явл-ся более трудно обосновываемым . Кохв обычно закладывается по результатам гидродинамического моделирования.

Он может быть уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами.

На Кохв оказывает влияние расстояние между сетками скважин, т.е плотность сеток СКВ.

Кохв зависит от:

1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом

2. Параметров системы разработки месторождения

3. Использования наклонно направленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП

4. Давления на забоях скважин, применения методов воздействия на ПЗП и совершенства вскрытия пластов

5. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин

6. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки или без изменения системы разработки

Коэффициент заводнения -это отношение накопленной добычи нефти к дренируемым запасам. Характеризует ту часть дренируемых запасов, которую возможно добыть. Коэффициент заводнения, в соответствии с его определением будет непрерывно озрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.

КИНкон=Квыт*Кохв*Кзав

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 28

1. Состав жидкостей разрыва при ГРП.

2. Классификация сепараторов.

3. Обоснование КИН на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.