2. Технологии разработки многопластовых месторождений

Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения:

- система разработки «снизу вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно: каждый вышележащий после разработки нижележащего, причем тот пласт, с которого начинают разработку, носит название базисного, или опорного горизонта (пласта). Базисный горизонт выбирается по признаку высокой его продуктивности и сортности нефти, причем пласт должен быть хорошо изучен на значительной площади и залегать в условиях, благоприятных для его быстрого разбуривания

- система разработки «сверху вниз», при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. Эта система широко применялась в период, когда преобладал ударный способ бурения. В настоящее время система разработки «сверху вниз» допускается как исключение при разработке неглубоко залегающих нефтяных пластов, разбуриваемых легкими передвижными станками, при условии, что верхние пласты являются слабо проницаемыми и при прохождении их последующими скважинами на нижележащие пласты исключается поглощение глинистого раствора и сама пачка верхних пластов разрабатывается по системе «снизу вверх».

- система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта система применяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления.

Билет №28

1. Технологии управления продуктивностью скважин

2. Методы определения типа залежи по составу углеводородов и их относительной плотности

для газа

а) Газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность   0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит).

б) Газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан - бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%,   1.1).

в) Газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан = 75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%,   0.7-0.9).

г) Газогидратные - газ в твердом состоянии.

для нефти

е) Нефтяные – тяжелые УВ (С4-С15) (=0,82—0,95)

ж) Нефтегазовые – с преобладанием объема нефти над объемом газа ы залежи, газовая часть залежи характеризуется термобарическими параметрами и составом газа, который отличается от растворённого газа контактирующей с ней нефтяной части залежи большим содержанием метана и меньшей концентрацией его гомологов, содержатся легкие УВ.

Билет №29

1. Методы обоснования способов эксплуатации скважин

В зависимости от величины пластового давления, свойств нефти, содержания в ней воды, газа, механических примесей, коллекторских свойств пласта и т.д. способы эксплуатации нефтяных скважин подразделяются на:

Фонтанный. Способ эксплуатации, при котором нефть из скважины поступает на поверхность самоизливом за счет энергии пласта.

Газлифтный. Способ эксплуатации, при котором нефть на дневную поверхность поднимается с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину с поверхности.

Насосный. Способ эксплуатации, при котором нефть поднимается из скважины механизированным способом с помощью насосов:

• штанговых глубинных (ШГН);

• электроцентробежных (ЭЦН);

• винтовых (ШВН);

• гидропоршневых.

Придание определяющего значения технологическому режиму работы скважин оправдано тем, что основная его задача сводится к обоснованию деби­та проектных скважин. В свою очередь с дебитом скважин связаны число и об­вязка скважин, что определяет отчасти экономические показатели разработки залежи. При выборе технологических режимов работы скважин проектируемого месторождения, независимо от того, какие критерии будут приняты в качестве основного, определяющего режим эксплуатации, должны соблюдаться следую­щие принципы:

-полнота учета геологической характеристики залежи, свойств флюидов, насыщающих пористую среду;

-рациональное использование естественной энергии залежи; выполнение требований закона об охране окружающей среды и природных ресурсов углеводородов — газа, конденсата и нефти;

-полная гарантия надежности работы системы «пласт - начало газопрово­да» в процессе разработки залежи;

-максимальный учет возможности снятия всех ограничивающих производи­тельность скважин факторов;

-своевременное изменение ранее установленных режимов, непригодных на данной стадии разработки месторождения;

-обеспечение предусмотренного объема добычи газа, конденсата и нефти при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах и ус­тойчивой работы всей системы «пласт - газопровод».

Влияние различных факторов на режим эксплуатации скважин выражается следующими критериями:

dp/dR = ranst — постоянный градиент, с которым должны эксплуатиро­ваться скважины;

Ар = Рпл(£ ) - p₃(t) = ronst — постоянная депрессия на пласт; p₃(t) = ranst — постоянное забойное давление;

Q(t) = ranst — постоянный дебит;

Py(t) = ranst — постоянное устьевое давление; v(t) = ranst — постоянная скорость.

Для любого месторождения при обосновании технологического режима работы следует выбрать один (очень редко два) из этих критериев.

Исходя из перечисленных выше факторов, влияющих на технологический режим работы скважин, при проектировании разработки газовых и газоконден­сатных месторождений следует учесть предлагаемые ниже рекомендации по выбору определяющего для данного месторождения фактора и соответствующе­го критерия технологического режима.