- •1.Геолого-промысловое обоснование воздействия на продуктивный пласт.
- •2.Фонд скважин эксплуатационного объекта.
- •3.Градиент давления в эксплуатационном объекте.
- •4.Техника и технология добычи нефти и газа
- •1.Фонтанная эксплуатация скважин
- •2 Эксплуатация скважин установками штанговых насосов
- •3.Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами
- •4.Эксплуатация скважин установками винтовых насосов
- •5.Методы контроля разработки.
- •6.Применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •Список использованной литературы.
1.Геолого-промысловое обоснование воздействия на продуктивный пласт.
При геолого-промысловом обосновании технологических решений проектирования разработки решаются следующие проблемы:
1.1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых залежах. Предварительно эксплуатационные объекты выделяются при решении вопроса об этажах разведки, и принципы решения этой проблемы были уже обсуждены.
1.2. Выбор альтернативы – вести разработку с использованием природной энергии добычи углеводородов, или необходимо искусственное воздействие на залежь. Если принято решение об искусственном воздействии, должно быть принято решение о методе этого воздействия.
1.3. Выбор метода воздействия и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин. В настоящее время существуют различные методы заводнения: законтурное, приконтурное и различные виды внутриконтурного.
Так как любой эксплуатационный объект геологически неоднороден и уникален, то для каждого из них должна создаваться индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади. Обычно сначала бурят скважины основного фонда, а затем, при необходимости - резервного. Ориентировочные значения плотностей сетки скважин следующие (таблица 1). Плотность скважин измеряется в га/скв. Эта величина показывает, на сколько гектаров площади месторождения приходится одна скважина.
1.5. Выбор градиента давления в эксплуатационном объекте.
р =∆ р/L. где
∆ р=рпл.н.- рзаб.д.-перепад давления между контуром питания и зоной отбора,рпл.н -пластовое давление на контуре питания, или в месте нагнетания воды.рзаб.д. забойное давление на добывающих скважинах.L - расстояние между контуром питания и зоной отбора. Увеличение градиента давления достигается двумя способами. Во-первых, уменьшением расстояния между контуром питания и зоной отбора (увеличением плотности сетки скважин). Во-вторых, повышением давления на линии нагнетания, или снижением давления на забое добывающих скважин. Пластовое давление на линии нагнетания считается целесообразным поддерживать на 10-20% выше начального пластового.
При чрезмерном повышении давления нагнетания может произойти неконтролируемый гидроразрыв пласта (см. далее) и прорыв воды по образующимся трещинам.
1.6. Выбор комплекса мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.
1.7. Решение вопроса о применении нетрадиционных методов разработки (физико-химических, теплофизических, термохимических, смешивающегося вытеснения, и др.), или их комплексов. Подробнее об этом будет сказано далее.
2.Фонд скважин эксплуатационного объекта.
Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:
а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;
б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.
. В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:
а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;
б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;
в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;
г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;
д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;
е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;
ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;
з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин;
и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.
Краткая технико-эксплуатационная характеристика фондов скважин
Фонд скважин НГДУ «Азнакаевскнефть» характеризуется в табл.1.
Таблица 1
Состав фонда |
На 01.01. |
На 01.01. |
Отклонение |
|
2010 года |
2011 года |
(-, + ) |
1 |
2 |
3 |
4 |
1 Эксплуатационный фонд |
2454 |
2448 |
-10 |
1.1 действующий |
2178 |
2094 |
-84 |
- фонтанные |
|
1 |
+ 1 |
-ЭЦН |
735 |
689 |
-46 |
-СКН |
1443 |
1404 |
-39 |
1.2 бездействующий |
276 |
350 |
+ 74 |
- после эксплуатации |
273 |
346 |
+ 73 |
- в освоении после бурения |
3 |
4 |
+ 1 |
% бездействующего фонда |
11,2 |
14,3 |
+ 3,1 |
2 Нагнетательный фонд |
1061 |
1097 |
+ 36 |
2.1 действующий |
972 |
985 |
+ 13 |
- под закачкой |
924 |
678 |
-246 |
- остановлены в отчетном месяце |
21 |
20 |
-1 |
- остановлены по техническим причинам |
27 |
287 |
+ 260 |
2.2 бездействующий |
89 |
112 |
+ 23 |
- после закачки |
84 |
99 |
+ 15 |
- в освоении |
5 |
13 |
+ 8 |
% бездействующего фонда |
8,4 |
10,2 |
+ 1,8 |
3 Скважины, дающие технологическую воду |
103 |
88 |
-15 |
4 Поглощающие скважины |
0 |
0 |
0 |
5 Контрольные скважины |
439 |
443 |
+ 4 |
- наблюдательные скважины |
21 |
22 |
+ 1 |
- пьезометрические скважины |
418 |
421 |
+ 3 |
6 Эколого-гидрогеологические |
158 |
160 |
+ 2 |
6.1 экологические |
98 |
100 |
+ 2 |
6.2 гидрогеологические |
60 |
60 |
0 |
7 В консервации |
186 |
189 |
+ 3 |
8 В ожидании ликвидации |
68 |
65 |
-3 |
9 Ликвидированные |
1227 |
1218 |
-9 |
9.1 после бурения |
418 |
418 |
0 |
9.2 после эксплуатации |
809 |
800 |
-9 |
10 Весь пробуренный фонд |
5696 |
5718 |
+ 22 |
По состоянию добывающего фонда скважин на 01.01.11 по НГДУ «Азнакаевскнефть» эксплуатационный фонд составляет 2448 скважин, из них в действующем фонде находятся 2094 скважины, или 85,54%, в бездействующем фонде - 350 скважин, или 14,30%, в освоении находятся 4 скважины, или 0,16%.
Из действующего фонда скважин дают продукцию 1957 скважин, находятся в простое - 491 скважина, находятся в освоении - 4 скважины.
Сведения по малодебитному и высокодебитному фонду скважин по НГДУ «Азнакаевскнефть» представлены в таблице 2:
Таблица 2
Категории скважин |
Всего скважин с дебитами |
Рентабельный фонд с дебитами |
Нерентабельный фонд с дебитами | ||||||||
|
Кол-во |
по |
по |
Кол-во |
по |
по |
кол-во |
по |
по жидкости | ||
|
скважин |
нефти |
жидкости |
скважин |
нефти |
жидкости |
скважин |
нефти |
| ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
1 Действующ ий фонд |
2094 |
4,8 |
43,3 |
1260 |
7,4 |
49,9 |
834 |
0,9 |
33,2 | ||
2 Бездейству ющий фонд |
350 |
13 |
30 |
54 |
3,9 |
23 |
296 |
0,8 |
313 | ||
З Фонд скважин в |
189 |
0,8 |
8,1 |
14 |
4,2 |
4,7 |
175 |
0,6 |
8,4 | ||
консервации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Из табл. 3 видно, что из 2094 скважин действующего фонда в рентабельный фонд входит 1260 скважин, что составляет 60,2%. В неретабельный фонд скважин из действующего фонда входит 834 скважины, или 39,8%.
Из 350 скважин бездействующего фонда скважин в рентабельный фонд входит 54 скважины - 15,4%. В нерентабельный фонд скважин входит 296 скважин, или 84,6%. Большинство скважин в бездействующем фонде составляют скважины после эксплуатации.
Сведения по процентам обводненности действующего фонда скважин на 01.01.2011г. представлены в таблице 3:
Таблица 3
Процент обводненности
|
Количество скважин
|
Удельный вес, %
|
1 |
2 |
3 |
Всего скважин, в том числе: |
2094 |
100,0 |
До 2% |
18 |
0,8 |
От 2% до 20% |
372 |
17,8 |
От 20% до 50% |
276 |
13,2 |
От 50% до 90% |
697 |
33,3 |
Больше 90% |
731 |
34,9 |
Из табл. 3 видно, что большая часть скважин действующего фонда НГДУ «Азнакаевскнефть» - 731 скважина (34,9%) имеют уровень обводненности свыше 90%. 697 скважин (33,3%) являются обводненными от 50% до 90%. То есть, можно говорить о том, что большая часть скважин действующего фонда - 68,2% являются высокообводненными. Конструкция скважин и призабойной зоны .. В зависимости от числа колонн обсадных труб, спущенных на разные глубины, различают одно-, двух- или трехколонную конструкции скважины. Колонна обсадных труб, спущенная до забоя скважины, называется эксплуатационной.
СХЕМА скважины; нефть поступает через отверстия перфорации на забое и поднимается вверх по НКТ под воздействием пластового давления. 1 – пакер; 2 – фонтанная арматура; 3 – трубопровод для откачки нефти; 4 – кондуктор; 5 – цемент; 6 – промежуточная (техническая) обсадная колонна; 7 – эксплуатационная обсадная колонна; 8 – насосно-компрессорная колонна; 9 – извлекаемая скважинная жидкость. ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним предусматривает изготовление труб и муфт с короткой и удлиненной треугольной резьбой, с трапецеидальной резьбой (ОТТМ и ОТТГ) и безмуфтовых труб с трапецеидальной резьбой типа ТБО в двух исполнениях Д и Б по точности и качеству. Диаметр обсадных труб: от 114 мм до 508 мм. Для эксплуатационной колонны используют трубы диаметрами от 114 мм до 219 мм. Наиболее широко применяют трубы диаметрами 146 и 168 мм. Для предотвращения повреждения обсадных труб и муфт при спуске их в скважину низ колонны оборудуют башмаком длиной 300-500 мм. Конструкцию призабойной зоны выбирают в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта, наличия в кровле и подошве водоносных горизонтов и других факторов. Наиболее распространены следующие конструкции призабойной зоны. Конструкции призабойной зоны скважины: 1 - обсадная колонна; 2 - фильтр-хвостовик, 3 - пакер; 4- цементное кольцо; 5 - перфорационные отверстия; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик 1. Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее с подъемом цементного раствора через башмак. Разбуривают цементировочные пробки и углубляют скважину до подошвы пласта. Если пласт сложен устойчивыми породами, то ствол оставляют открытым (рис. а), если же он сложен рыхлыми породами, то против продуктивного пласта устанавливают фильтр-хвостовик (рис. б) либо продуктивный пласт разбуривают долотом такого же диаметра, каким разбуривались вышележащие горизонты, а затем спускают эксплуатационную колонну с оборудованным внизу фильтром (рис.в). 2. Скважину бурят ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, и после ее цементирования перфорируют стенку трубы и цементное кольцо. Конструкцию призабойной зоны выполняют либо без хвостовика, либо с фильтром, спущенным непосредственно на эксплуатационной колонне (рис. г и д). Конструкция призабойной зоны с не закрепленным обсадной колонной забоем обеспечивает наиболее благоприятные условия для притока жидкости (газа) в скважину, так как имеет наибольшую поверхность сообщения с продуктивным пластом. Вместе с тем она не гарантирует надежное разобщение и изоляцию нефтегазоносных и водяных пластов. Поэтому такую конструкцию применяют только в скважинах, пробуренных на однородные продуктивные пласты, не имеющие отдельных пропластов и глинистых перемычек. В большинстве же практических случаев распространена конструкция призабойной зоны со сплошной цементной заливкой низа скважины и перфорацией стенки обсадной колонны, хотя такая конструкция ухудшает условия притока. Для сохранения прочности обсадной колонны число перфорационных отверстий не может быть сколь угодно большим: обычно их делают не более 40-50 на 1 метр длины. Иногда вместо металлических фильтров-хвостовиков забой скважин оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.
Оборудование устья. После окончания бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние концы обсадных труб скрепляют колонной головкой, предназначенной для герметизации межтрубных пространств, подвески и закрепления обсадных колонн. На верхнем фланце колонной головки устанавливают то или иное оборудование (фонтанную арматуру, устьевой сальник и т. п.). Фланцевые соединения унифицированы и обеспечивают возможность установки на всех типах колонных головок. Скважины, вскрывающие пласты с высоким давлением, оборудуют головками с клиновой подвеской труб, которые отличаются легкостью монтажа. Эксплуатационная колонна зажимается клиньями и проходит через пакер с уплотнительными кольцами. Верхний конец колонны после ее подвески на клиньях приваривают к катушке. После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок. Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо "стоп" и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, та устье необходимо оборудовать соответствующим образом. Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20% превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.
Освоение. Для добывающих скважин под освоением понимается вызов притока нефти и газа из пласта; для нагнетательных - вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает принимать рабочий агент (воду или газ) в необходимом объеме. Вызов притока жидкости обусловлен перепадом давления между пластом и столбом жидкости в скважине. Это гидростатическое противодавление понижают либо путем уменьшения плотности жидкости (замены бурового раствора водой или нефтью), либо уменьшением высоты столба жидкости в скважине. Для вызова притока путем замены бурового раствора скважину оборудуют по схеме, приведенной ниже. На устье устанавливают специальную арматуру, а в саму скважину, как правило до фильтра, спускают трубы. Эти трубы и арматуру используют в дальнейшем при эксплуатации скважины. Для замены бурового раствора на воду последнюю с помощью насоса через открытую задвижку нагнетают в затрубное пространство. Раствор, заполняющий ствол скважины, оттесняется водой и по внутренним трубам (которые в данном случае выполняют роль промывочных) поступает на поверхность и через задвижку попадает в приемный чан. Если пластовое давление достаточно велико, то скважина может начать фонтанировать еще до момента полной замены промывочного раствора на воду. Продукция ее (нефть, газ) направляется в верхнюю выкидную линию через задвижку. Если после замены раствора пласт себя не проявляет, то воду в стволе можно заменить нефтью или водовоздушной смесью. Схема промывки при этом несколько усложняется, но в принципе остается такой же. Во многих случаях используют компрессорный способ вызова притока, при котором промывка водой или осуществляется кратковременно (лишь для разжижения раствора), или вовсе не проводится. В затрубное пространство с помощью компрессора (обычно передвижного) нагнетают воздух или газ, который вытесняет жидкость в центральные трубы. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве доходит до нижнего обреза (башмака) центральных труб, газ по ним прорывается на поверхность, газирует находящуюся в них жидкость, что приводит к значительному снижению ее плотности. Жидкость вместе с газом выбрасываются на поверхность, давление на забое понижается (обычно довольно резко), вследствие чего продукция из пласта начинает поступать в скважину. Компрессорный способ обычно применяют в случаях плотно сцементированных коллекторов, так как в рыхлых породах резкое снижение забойного давления может привести к разрушению и выносу их в больших количествах в скважину, что может существенно осложнить ее дальнейшую эксплуатацию. После вызова притока добывающая скважина некоторое время самоочищается от остатков буровой грязи, а затем после комплекса исследований переводится на нормальную эксплуатацию. В нагнетательных скважинах очистка от буровой грязи осуществляется длительным извлечением жидкости из пласта (дренированием пласта) и последующей интенсивной промывкой ствола водой. Наличие грязи в призабойной зоне пласта и стволе нагнетательной скважины может привести к закупорке пор пласта, вследствие чего скважина не будет принимать воду. После очистки ее переводят на пробное нагнетание, в процессе которого проводят цикл исследований. По завершении исследований скважину сдают в эксплуатацию.