госы_1 / 30
.docxЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 30
-
Технологии освоения нагнетательных скважин.
Под освоением нагнетательной скважины подразумевается комплекс мероприятий нацеленных на очистку забоя скважины и ПЗП и получение коэффициента приемистости, соответствующего естественной проницаемости пласта.
Процесс освоения под нагнетание для скважин, пробуренных в НЗ и ВЗ различен. Скважины, пробуренные в НЗ, сначала интенсивно отрабатываются на нефть 1-2 года и только после этого переводятся под нагнетание. При этом проводится интенсивная промывка скважины горячей водой или нефтью для удаления АСПО. Перевод скважин в нагнетательном ряду осуществляется через одну. Пропущенные скважины осваиваются под нагнетание после их обводнения.
Освоение скважин в ВЗ начинается только после тщательной промывки до достижения КВЧ(коагулированных взвешенных частиц) в выходящем потоке 3-5 мг/л. По трудности освоения можно выделить 3 группы скважин. В зависимости от этого различаются и методы освоения.
1. Пробуренные в монолитных высокопроницаемых песчаниках. В таких скважинах нагнетание осуществляется непосредственно после промывки без дополнительных мероприятий. Скважины характеризуются устойчиво высокими коэффициентами приемистости.
2. … в слоистом пласте пониженной проницаемости. Осуществляется интенсивный дренаж скважины различными методами (поршневание, ЭЦН, компрессорным способом и т.д.) до стабилизации КВЧ. Возможно проведение СКО//ГРП, при нагнетании – использование повышенных давлений закачки для поддержания трещин в раскрытом состоянии. Такие скважины характеризуются невысокими и нестабильными коэффициентами приемистости.
3. … тонкое чередование прослоев коллектора и неколлектора. Освоение требует применения самых эффективных методов воздействия на ПЗП, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы может быстро затухать в течение 2 - 3 месяцев. Необходим жесткий контроль качества нагнетаемой воды.
2.Конструкция горизонтального сепаратора с УПОГ.
I –входит нефтегазовая смесь.
II –выход газа.
III –разгазированная нефть
IV –сброс шлама.
1 – наклонная труба сборного коллектора.
2 –газоотводная вилка (УПОГ – устройство предварительного отбора газа).
3 – каплеотбойник.
4 –плоский диффузор.
5 – жалюзийные каплеотбойники.
6 – наклонные плоскости или полки.
-
– патрубок слива конденсата из каплеотбойника.
3.Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.
На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей осуществляют мероприятия по приведению в соответствие факт. хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки месторождения.
Это два основных направления:
-
технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;
-
технологии, с изменением числа скважин.
Методы регулирования по первой группе:
-
Методы увеличения гидродинамического совершенства скважин (по характеру и по степени вскрытия)- различные технологии воздействия на ПЗП (ГРП, СКО, вибровоздействие и пр.).
-
Изменение режимов работы скважин (смена штуцеров в фонтанирующих скважинах, смена насосов в скважинах мехфонда, ограничение приемистости нагнетательных скважин).
-
Перевод обводнившегося фонда под закачку (создание поперечных нагнетательных рядов в случаях поблочного разрезания, очаговое заводнение, избирательное заводнение).
-
Приобщение пластов (дострел интервалов).
-
Переход от трехрядных систем разработки на площадные системы заводнения при сохранении фонда скважин.
-
Перевод скважин на вышележащий объект (или добуривание их на нижележащий) без изменения числа скважин на многопластовом месторождении.
Методы регулирования по второй группе:
-
Уплотнение сеток скважин по объектам разработки.
-
Разукрупнение эксплуатационных объектов.
-
Заложение (бурение) дополнительных нагнетательных скважин для создания блочно-замкнутых систем заводнения.
-
Перевод скважины на вышележащий объект разработки (возврат на верхний объект).
-
Добуривание скважин на нижний объект разработки (уменьшение фонда скважин по основному объекту и увеличение фонда по нижележащему объекту разработки).
-
Вывод скважин из эксплуатации при достижении предельной обводненности продукции.
-
Заложение дополнительных нагнетательных скважин (на краевых зонах блоков разрезания)
-
Добуривание ГС, многоствольных скважин, оформление резервногофонда(для однородных коолекторов 10-12%)