Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
11111.docx
Скачиваний:
31
Добавлен:
15.05.2015
Размер:
311.35 Кб
Скачать

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.

    1. 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

    1. 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%.

    2. 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.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]