9-билет
І. Эксплуатационный объект и системы разработки нефтяных месторождений.
ІІ. Методы освоения нефтяных и нагнетательных скважин.
ІІІ Миграция, виды миграции.
Эксплуатационный объект и системы разработки нефтяных месторождений.
В многопластовом месторождении выделяется несколько продуктивных пластов, которые могут разделяться на пропластки. Надежно изолированный сверху и снизу непроницаемыми породами отдельный пласт или несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассматриваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки.
Эксплуатационным объектом или объектом разработки называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют по геолого-техническим и экономическим соображениям для совместной разработки одной серией скважин. При выделении эксплуатационных объектов необходимо учитывать следующие параметры: толщину продуктивного разреза, число продуктивных пластов в разрезе, глубину залегания продуктивных пластов, толщину промежуточных непродуктивных пластов, положение ВНК по пластам, литологическую характеристику продуктивных пластов, режимы залежей, запасы нефти по пластам. Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в единый объект, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом баланса пластовой энергии и определению технических средств по добычи нефти. Затем определяют экономическую эффективность различных вариантов сочетания отдельных пластов в эксплуатационные объекты.
В настоящее время в связи улучшением технической оснащенности промыслов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Например, значительная разница в проницаемости пород пластов с различными свойствами не влияет на их объединение в один объект разработки, так как методы поддержания при закачке воды в различные пласты через нагнетательные скважины, расположенные по единой сетке, позволяют регулировать продвижение водонефтяного контакта (ВНК). С увеличением числа разрабатываемых пластов один и тот же дебит получают при меньших депрессиях, в результате чего удлиняется фонтанный период работы пласта, насосные скважины эксплуатируются с меньшими глубинами спуска оборудования, затрудняется разрушение слабосцементированных пластов и прорыв посторонних вод в скважину и.т.д.
Различные пласты объединяются на основе комплексного изучения геологического строения залежи и отдельных ее объектов, гидродинамической их характеристики и технико-экономических показателей разработки при различных схемах выделения эксплуатационных объектов. Основной критерий выделения эксплуатационных объектов- рациональность разработки.
Нецелесообразно объединять пласты с различной литологической характеристикой (например, коллектор, сложенный трещиноватыми карбонатными пародами с терригенными). Считается, что допустимо совмещать пласты, проницаемость пород в которых различается в 2-3 раза, если методы поддержания давления позволяют выравнивать темпы их выработки.
Объединение пластов целесообразно при единых водонапорной системе и поверхности ВНК и нецелесообразно при условиях быстрого обводнения одного или нескольких пластов и при химической несовместимости пластовых вод. Совместная разработка пластов облегчается, если природные их условия способствуют проявлению или поддержанию одинакового гидродинамического режима работы.
На выбор эксплуатационных объектов влияют физико-химические свойства нефти и газа. Высокая вязкость нефти, большое различие в давлениях насыщения нефти газом, значительное содержание парафина и сернистых соединений в нефти некоторых пластов препятствует объединению их в один объект с другими горизонтами. В некоторых случаях нельзя объединять пласты вследствие высокого содержания азота, сероводорода и других примесей в газе, растворенном и нефти.
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку выделяют две группы систем разработки многопластового нефтяного месторождения: а) системы одновременной разработки объектов
б) системы последовательной разработки объектов.
Системы одновременной разработки объектов
Преимуществом систем одновременной разработки объектов является возможность использовать запасы всех объектов после их разбуривания.
Системы одновременной разработки объектов подразделяются:
1. Раздельная разработка- это, когда каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин. Данная система применяется при наличии высокопродуктивных объектов и возможности быстрого их разбуривания. Преимущества данной системы- обеспечение надежного контроля за процессом разработки и его регулирования. Недостатки- требует большого количества скважин, что приводит к значительным капитальным вложениям.
2. Совместная разработка, при которой два или более пластов в идее единого эксплуатационного объекта разрабатываются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Преимущества -обеспечение высоких текущих уровней добычи при заданном числе скважин. Недостатки - нерегулируемая разработка залежи, что приводит к ухудшению технико-экономических показателей.
3. Совместно-раздельная разработка- добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной эксплуатации, а нагнетательные скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной закачки воды. Эта система позволяет преодолеть недостатки первых двух вариантов, сохраняя при этом их преимущества.
Системы последовательной разработки объектов.
Системы последовательной разработки объектов подразделяются на следующие варианты:
1. Разработка сверху вниз, при которой каждый нижележащий пласт разрабатывается после вышележащего пласта. Эта система имеет ряд недостатков: задерживает разведку и разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения, повышает опасность нарушения правил охраны недр вышележащих объектов, при разбуривании нижележащих объектов.
2. Разработка снизу вверх, при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего, так называемого опорного (базисного) объекта, а затем переходят на вышележащие пласты. При наличии многих объектов в качестве базисных выбирают наиболее изученные и высокопродуктивные объекты с достаточно большими запасами нефти.
При составлении проектов на разработку месторождения необходимо применять рациональную систему разработки.
Рациональной системой разработки называют систему разработки, которая обеспечивает более полное извлечение из пластов нефти при благоприятных технико-технологических и экономических показателях. Рациональная система должна предусматривать экономное пользование природной энергией залежи, соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района.
Методы освоения добывающих и нагнетательных скважин.
Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызо¬ву притока и обеспечению ее продуктивности или приемистости, соот-ветствующей локальным возможностям пласта. После вскрытия пласта и перфорации призабойная зона бывает загрязнена тонкой или глинистой коркой.
Цель освоения - восстановление естественной проницаемости кол¬лектора. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрес¬сии давления, т. е. создание на забое давления ниже пластового.
При освоении скважин применяют шесть основных способов вызова притока: тартание, свабирование (поршневание), замену скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачку газожидкостной смеси, откачку глубинными насосами.
Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спус¬каемой на тонком (до 16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изго-тавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре штока на уровень жидкости или забой. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикреп¬ления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.
Поршневание. При свабировании (поршневании) поршень или сваб спускается на канате или стальной ленте в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25,0...37,5 мм) с приемным клапаном в нижней части. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень, жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, при-жимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень вы¬носит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75...150 м.
Замена скважинной жидкости. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агре¬гатов при спу¬щенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвраща¬ет выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважи¬ны (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления.
Компрессорный способ освоения. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному про-странству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвиж¬ного компрессора.
При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесня¬ется до башмака НКТ Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Ре¬гулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкост¬ной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Рз. При Рз<Рпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. Освоение ведется при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины.
Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачива¬ется смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть)..
Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрес¬сор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергиро¬вания газа в нагнетаемой жидкости. При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха дей¬ствует архимедова сила, под действием которой они всплывают в пото¬ке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырь¬ков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3...0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидко¬сти вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Ина¬че газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы боль¬шие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешно¬го осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8...1,0 м/с.
Освоение скважинными насосами. На истощенных месторожде¬ниях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соот¬ветствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьша¬ется, пока не достигнет величины рс < рпл, при которой устанавливается приток из пласта.
Освоение нагнетательных скважин
Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
,
или в дифференциальном виде
.
При больших Кп возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутрпконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т. д.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.
а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500•10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины.
Миграция и виды миграции.
Миграция – это перемещение УВ из мест зарождения в места скопления. Виды: первичная миграция – выжимания УВ в результате уплотнения осадочных пород. Вторичная миграция – перемещение УВ по разлому трещин. Вторичная миграция может завершиться образованием скоплений нефти и газа. По масштабу движения различают миграцию региональную – в пределах больших территорий; локальную – в пределах ограниченных участков земной коры; латерильная (внутрирезервуарная) – перемещение УВ по наклону пласта; вертикальная – перемещение УВ от подошвы до кровли пласта; межрезервуарная – перемещение УВ по разломам и трещинам из нижележащих слоев в вышележащие; струйная – перемещение УВ по поверхности воды.