Билет №30.

1. Технологии освоения нагнетательных скважин.

Под освоением нагнетательной скважины подразумевается комплекс мероприятий нацеленных на очистку забоя скважины и ПЗП и получение коэффициента приемистости, соответствующего естественной проницаемости пласта.

Процесс освоения под нагнетание для скважин, пробуренных в НЗ и ВЗ различен. Скважины, пробуренные в НЗ, сначала интенсивно отрабатываются на нефть 1-2 года и только после этого переводятся под нагнетание. При этом проводится интенсивная промывка скважины горячей водой или нефтью для удаления АСПО. Перевод скважин в нагнетательном ряду осуществляется через одну. Пропущенные скважины осваиваются под нагнетание после их обводнения.

Освоение скважин в ВЗ начинается только после тщательной промывки до достижения КВЧ(коагулированных взвешенных частиц) в выходящем потоке 3-5 мг/л. По трудности освоения можно выделить 3 группы скважин. В зависимости от этого различаются и методы освоения.

1. Пробуренные в монолитных высокопроницаемых песчаниках. В таких скважинах нагнетание осуществляется непосредственно после промывки без дополнительных мероприятий. Скважины характеризуются устойчиво высокими коэффициентами приемистости.

2. … в слоистом пласте пониженной проницаемости. Осуществляется интенсивный дренаж скважины различными методами (поршневание, ЭЦН, компрессорным способом и т.д.) до стабилизации КВЧ. Возможно проведение СКО//ГРП, при нагнетании – использование повышенных давлений закачки для поддержания трещин в раскрытом состоянии. Такие скважины характеризуются невысокими и нестабильными коэффициентами приемистости.

3. … тонкое чередование прослоев коллектора и неколлектора. Освоение требует применения самых эффективных методов воздействия на ПЗП, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы может быстро затухать в течение 2 - 3 месяцев. Необходим жесткий контроль качества нагнетаемой воды.

2. Конструкция горизонтального сепаратора с УПОГ - устройство предварительного отбора газа.

I –входящий поток нефти

II –выделившийся газ

III –разгазированная нефть

1 – трубный расширитель

2 –газоотводная вилка

3 – емкость оончательного разгазирования

4 –наклонные полки.

5 – емкость каплеотделения

6 – дренажный патрубок.

А – Массообменная зона

Б – Осадительная зона

В – Зона сбора нефти

Г – Каплеуловительная зона

3. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей осуществляют мероприятия по приведению в соответствие факт. расхода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки месторождения.

Это два основных направления:

1. технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;

2. технологии, с изменением числа скважин.

Методы регулирования по первой группе:

1. Методы увеличения гидродинамического совершенства скважин (по характеру и по степени вскрытия)- различные технологии воздействия на ПЗП (ГРП, СКО, вибровоздействие и пр.).

2. Изменение режимов работы скважин (смена штуцеров в фонтанирующих скважинах, смена насосов в скважинах мехфонда, ограничение приемистости нагнетательных скважин).

3. Перевод обводнившегося фонда под закачку (создание поперечных нагнетательных рядов в случаях поблочного разрезания, очаговое заводнение, избирательное заводнение).

4. Приобщение пластов (дострел интервалов).

5. Переход от трехрядных систем разработки на площадные системы заводнения при сохранении фонда скважин.

6. Перевод скважин на вышележащий объект (или добуривание их на нижележащий) без изменения числа скважин на многопластовом месторождении.

Методы регулирования по второй группе:

1. Уплотнение сеток скважин по объектам разработки.

2. Разукрупнение эксплуатационных объектов.

1. Заложение (бурение) дополнительных нагнетательных скважин для создания блочно-замкнутых систем заводнения.

2. Перевод скважины на вышележащий объект разработки (возврат на верхний объект).

3. Добуривание скважин на нижний объект разработки (уменьшение фонда скважин по основному объекту и увеличение фонда по нижележащему объекту разработки).

4. Вывод скважин из эксплуатации при достижении предельной обводненности продукции.

5. Заложение дополнительных нагнетательных скважин (на краевых зонах блоков разрезания)

6. Добуривание ГС, многоствольных скважин, оформление резервногофонда(для однородных коолекторов 10-12%)