Характеристика вертикального лифта
Вертикальный лифт характеризуется изменением давления – рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности .
На эффективность характеристики вертикального лифта влияет:
Размеры НКТ
Расход жидкости
Плотность флюида
Вязкость флюида
Газо-нефтяное отношение
Водо-нефтяное отношение
Прокачиваемость жидкости.
Schlumberger- Dowell различают 5 методов стимуляции:
гидроразрыв
очистка забоя
контроль песка
контроль воды
обработки призабойной зоны
гидроразрыв- различают кислотный разрыв
механический разрыв
очистка забоя - включает в себя химическую очистку и промывку, в обоих случаях жидкость закачивается в ствол скважины, но не в пласт.
контроль песка служит при неукрепленных пластах и контролирует добычу чрезмерных количеств песка. Применяется резино- тканевый фильтр, экраны, хвостовики, экраны.
контроль воды - служит для исключения чрезмерной добычи воды, которая не помогает для добычи нефти.
Достигается –
Системами на базе полимеров
Неорганические гели
На базе резины
На базе цемента
Закачки полимеров
Механическими методами
Давление закачек должно контролироваться и быть ниже давления гидроразрыва.
Уменьшение притока жидкости
на забое
в ПЗП
из-за низкой природной проницаемости пласта.
На забое
осадки
закупорка песком
загрязнение перфорации
загрязнение парафином
асфальтены
подобные проблемы
Призабойная Зона Пласта может быть засорена
буровым раствором
цементом
жидкостью заканчивания
при добыче, или
илом, глиной.
Сокращение природного притока
применение разрыва для некоторых пластов в которых течение жидкости невозможно из-за низких коллекторских свойств пласта.
Кислотная обработка применяется в песчаниках для очистки порового пространства, в известняках – как и для очистки порового пространства, так для создания новых каналов и увеличения размеров имеющихся.
Скин –все причины, которые создают экран для течения жидкости.
Суммарный скин- сумма всех скинов в скважине- всех ущербов в пласте и всех псевдо-скинов.
Псевдо-скин – складываются все скины, которые возникают вне пласта при самом высоком значении продуктивности пласта. К ним относятся
турбулентный режим или нарушение лифта
частичное проникновение
частичная или забитая перфорация
проблемы с погружным насосом
штуцер
освоение скважины
Системы разработки нефтяных месторождений
Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.
Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий.
Выделение
эксплуатационных
объектов на
многопластовом месторождении и
определение порядка их ввода в разработку.
Эксплуатационный
объект -
продуктивный пласт или группа пластов,
разрабатываемых самостоятельной сеткой
скважин при
обеспечении контроля и регулирования
процесса их эксплуатации. Эксплуатационные
объекты на многопластовом месторождении
подразделяются на
базисные (основные)- более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные по запасам нефти пласты.
Возвратные - менее продуктивные и с меньшими запасами пласты, разработку которых предусматривается проводить путем возврата скважин с базисного объекта.
Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Размещение скважин на объектах может быть равномерным на залежах с неподвижными контурами нефтеносности при наличии подошвенных вод или вообще при отсутствии пластовых вод. На месторождениях с перемещающимися контурами нефтеносности скважины на объектах размещаются рядами параллельно контурам нефтеносности.
Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта с тем, чтобы охватить разработкой все участки продуктивных пластов, а также по экономическим соображениям. Необходимо стремиться разбуривать объекты редкой сеткой с тем, чтобы не было интерференции между нефтедобывающими скважинами. Это обеспечит высокую производильность каждой скважины. Однако при этом из-за литологической неоднородности продуктивных пластов возможно оставление невыработанных целиков нефти.
Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважин сводится к планированию темпов отбора нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, технического состояния эксплуатационной колонны, применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт (вода, газ) для поддержания пластового давления и др.).
Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.
Заводнение пластов бывает:
законтурное,
приконтурное,
внутриконтурное.
Законтурное
заводнение применяют
при разработке сравнительно небольших
по размерам залежей. Нагнетательные
скважины располагают за контуром
нефтеносности на расстоянии 200-100 м и
более.
Приконтурное заводнение применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в водяной части залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами и контуром нефтеносности - очень небольшое или же их располагают непосредственно на контуре нефтеносности.
Внутриконтурное заводнение применяют на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. Нагнетательные скважины располагают с учетом геологического строения месторождений в основном на высокопроницаемых участках. При этом источниками питания для краевых участков месторождений являются напор краевых вод и напор воды на линии искусственного заводнения рядами водонагнетательных скважин, расположенных около контура нефтеносности или несколько отодвинутых от него, а также рядами водонагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной части пласта. Эти внутриконтурные водонагнетательные скважины являются источниками питания и для других отдельных нефтяных участков залежей.
Контроль и регулирование эксплуатации залежи
Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности прежде всего достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.
В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за
дебитом нефтедобывающих скважин по нефти,
процентом обводненности нефти,
газовым фактором,
выносом песка,
изменением забойного и
пластового давления.
Ежедневно контролируют
приемистость водонагнетательных скважин,
давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и
систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.
На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.
При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.
По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар - карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности.
Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов.
Задача повышения нефтеотдачи пластов состоит в повышении степени извлечения нефти из пористой среды. Около половины нефти находящейся в пласте остается не поднятой на поверхность. Это обусловлено
Характеристиками коллектора, его неоднородностью;
Свойствами пластового флюида;
Особенностями геологического строения месторождения;
Технологией и техникой добычи нефти;
Многими другими факторами
В настоящее время известно большое число методов увеличения нефтеотдачи ( МУН ) пластов. Они различаются по типу используемой энергии, методу воздействия, характеру взаимодействия между фазами.
По современным представлениям применяющиеся МУН можно разделить на три основные группы:
физико-химические - закачка оторочек водорастворимых полимеров, поверхностно-активных веществ (ПАВ), обработка призабойной зоны скважин кислотами и растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ), мецилярно-полимерное и щелочное заводнение;
смешивающиеся и несмешивающиеся газовые процессы - закачка двуокиси углерода, углеводородных газов высокого давления, растворителей;
тепловые - закачка пара, горячей воды и внутрипластовое горение.
Область эффективного применения каждого из методов зависит от геолого-физических свойств коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их жидкостей, стадии и состояния разработки залежей.
Успешность внедрения на каждом конкретном месторождении МУН зависит от правильности его выбора, который должен осуществляться на основе критериев применимости. Критерии применимости методов разрабатываются на основе
анализа результатов лабораторных и
теоретических исследований,
предыдущего опыта работы.
Нефтяная компания «ЮКОС»
стр.