24. Технологии освоения скважин

Под освоением понимают комплекс работ с целью получения промышленного притока пластовых флюидов (нефти и газа).

Приток из пласта (прием пласта) возможен при наличии гидравлического сообщения пласта со скважиной и создания условий притока – давление на забое должно быть ниже давления в пласте.

Процесс создания связи пласта со скважиной называют вторичным вскрытием продуктивного горизонта. В закрепленных стволах гидродинамическая связь скважины с пластом достигается созданием фильтра с помощью перфораторов различного принципа действия (стреляющие, сверлящие, гидроабразивные), которые пробивают отверстия в колонне, цементном камне и пласте.

25. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей.

Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.

К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:

а) изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);

б) изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и др.);

в) увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта и др.);

г) изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т.д.);

д) выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды и др.);

е) одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях (при наличии надежного оборудования);

ж) изменение направлений фильтрационных потоков;

з) очаговое заводнение;

и) перенос фронта нагнетания;

к) бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.

Комплекс рекомендуемых мероприятий по регулированию процесса разработки должен проводиться с применением оборудования и методов контроля, позволяющих проводить оценку их эффективности, и уточняется в авторском надзоре.

26 Разработка нефтяных и газовых залежей. Осн. Технологические параметры и их изменение в процессе разработки.

Разработка месторождений углеводородов в общем случае объединяет комплекс производств, связанных с процессами их добычи – бурение эксплуатационных скважин, извлечение нефти и газа из недр земли на дневную поверхность, сбор и подготовка продукции на промыслах. Иногда под разработкой понимают управление движением жидкости и газа в пласте к скважинам с помощью определенных систем, обеспечивающих наиболее полное и эффективное извлечение углеродов из разрабатываемого месторождения с учетом охраны недр и окружающей среды.

С и с т е м а разработки – совокупность технологических мероприятий и инженерных решений, включающих выбор объектов и последовательность их разработки; схему размещения расчетного числа добывающих и нагнетательных скважин на площади, порядок и темп ввода их в эксплуатацию; поддержание режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.

Объект разработки – это искусственно выделенное геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов и для их извлечения из недр размещают определенную группу скважин. Объекты разработки делят на основные (базисные) и возвратные.

П о к а з а т е л и разработки абсолютные (количественные) характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во времени:

- добыча нефти - основной показатель - суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящаяся

на одну скважину.

- добыча жидкости – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени,

- добыча газа – отношение объема газа к количеству нефти, которые извлечены

из скважины в единицу времени,

- накопленная добыча – отражает количество нефти, добытое по объекту за весь прошедший период времени.

Относительные показатели характеризуют процесс извлечения продукции в долях от запасов нефти:

-темп разработки – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам. Выражается в процентах, изменяется во времени и отражает влияние на процесс разработки всех технологических операций. В начальный период вводятся в эксплуатацию новые скважины из бурения, количество добываемой нефти непрерывно увеличивается и достигает максимума (первая стадия), и какой то период удерживается на этом уровне со стабильным годовым отбором нефти (вторая стадия). Третья стадия – период падения добычи нефти и снижения темпа разработки. Завершающий период

(четвертая стадия) характерен низким темпом разработки, высокой обводненностью продукции и медленным падением добычи. Темп разработки не должен превышать 8 – 10% в год, а средний за весь период быть в пределах 3 – 5% в год.

- обводненность продукции (отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды), - темп отбора жидкости (отюношение годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти в% за год),

- водонефтяной фактор (отношение текущих значений добычи воды к нефти в м3/т),

- пластовое давление, пластовая температура, расход нагнетаемых в пласт

реагентов и пр.