Метод исследования скважин при неустановившемся режиме.

Вопрос 4

Вопрос 5(1)

Вопрос 6

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину.

Конструкция скважин зависит от геолого-физических параметров пласта, от геологических условий бурения и технологических условий эксплуатации скважин.

Обсадные колонны:направляющая, кондуктор, техническая (промежуточная), эксплуатацонная.

Конструкция скважин должна обеспечивать:

экологическую безопасность в течение всего срока разработки месторождения;прочность скважины как технического сооружения, исключающую смятие и разрушение обсадных колонн в течение всего периода эксплуатации;изоляцию водо нефте газоносных пластов;разобщение продуктивных горизонтов, являющихся объектами самостоятельной разработки;предотвращение межколонных газопроявлений, прорывов газа и грифонообразований в процессе бурения и эксплуатации скважины;получение максимально допустимого дебита скважин;возможность работы при оптимальных технологических режимах при максимальном эффективном использовании пластовой энергии;возможность подачи ингибитора для борьбы с коррозией и гидратообразованием в стволе и на забое скважины.

Вопрос 7

Наземное оборудование фонтанных скважин.

При фонтанировании скважины устье скважины оборудовано колонной головкой, соединяющей на поверхности окончания обсадных колонн и герметизирующей межколонное пространство.

На колонной головке крепится фонтанная арматура, которая состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Основные параметры арматуры - диаметр проходного сечения стволовой части фонтанной елки 50, 65, 80, 100, 150мм. и рабочее давление, на которое рассчитана арматура Р_раб = 14, 21, 35, 70, 105 МПа.

Давление испытания принято для рабочих давлений от 7до 35 МПа равным 2 Р_раб, а для давлений от 70 до 105 МПа- 1,5 Р_раб.

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным признакам:

1) по рабочему давлению - от 7 до 105 МПа.

2) по размерам проходного поперечного сечения ствола — от 50 до 150 мм.

3) по конструкции фонтанной елки — крестовые и тройниковые.

4) по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные.

5) по виду запорных устройств — с задвижками и кранами. Задвижки применяют на нефтяных скважинах, а краны — на газовых.

Вопрос 8

Подземное оборудование фонтанных скважин.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее подземное оборудование: колоннанасосно-компрессорных труб, разобщитель (пакер), циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, клапан –отсекатель.

типы фильтров:

 1. фильтры с круглыми отверстиями диаметром 1.5-2.0мм., изготовленные из обсадных труб.

2. щелевые фильтры: а) фильтры с продольными щелями; б) фильтры с поперечными щелями.

3. проволочные фильтры - на металлический каркас наматывается проволока, с расстояниями между витками проволоки 0.5-1мм.

4. гравийные фильтры

9

Механические методы

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование.

Гидроразрыв пластапроизводится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей в результате чего в пласте образуются трещины. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, стеклянные и пластмассовые шарики, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1 ÷ 4 мм.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2 ... 3 раза.

Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50 ... 200 г/л закачивается в скважину с расходом 3 ... 4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200 ... 260 м/с, а перепад давления — 18... 22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в сред­нем от 0.6 до 0.9 мм/с.

В результате гидропескоструйной перфорации сообщение продуктивного пласта со скважиной происходит через щели в колонне и цементном камне по всей его толщине.

Торпедированием           называется воздействие на призабойнуюзону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамит) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

10

Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным. Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу.

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: 1) для подачи газа; 2) для подъема на поверхность жидкости. В зависимости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, их взаимного расположения и направления движения газа и газонефтяной смеси применяют газовые подъемники (газлифты) различных типов и систем.

Современная технология газлифта базируется на однорядных подъемниках кольцевой системы, оборудованных пусковыми и рабочими клапанами и пакером. Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового, иногда в несколько раз. Это объясняется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гидростатический столб в подъемных трубах газонефтяной смеси с очень небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины.

Распределение по скважинам рабочего агента, поступающего от компрессорных станций, осуществляется через газораспределительные будки. В этом случае скважины делят на группы, в центре размещают будки с газораспределительными батареями. Каждая скважина соединена с газораспределительной батареей самостоятельным газопроводом небольшого диаметра (обычно 48 — 60 мм). Каждая распределительная будка питает газом до 20 и более скважин.

11

Скважинные штанговые насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами.

Детали насоса изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов;

Цилиндр насоса толстостенный с хромированным покрытием, длина цилиндра 4200мм;

Плунжер из углеродистой стали с хромированным покрытием;

Непрямолинейность насоса 0,08мм на длине 1000мм;

Шероховатость поверхности цилиндра и плунжера 0,2мкм;

На нижней (внешней) стороне насоса нарезана трубная резьба для подвешивания «хвостовика» или дополнительного оборудования (фильтра, ГПЯ и т.п.)

В верхней части насоса (не вставного) вкручивается патрубок длиной 0,5м с муфтой для работы с ключами и элеватором при спуске его в скважину.

Показатели для нормальной работы штанговых насосов:

температура перекачиваемой жидкости - не более 130 С

обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%

вязкость жидкости - не более 0,025 Па_с

минерализация воды - до 10 мг/л

максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л

содержание свободного газа на приеме насоса - не более 10% по объему, с газосепараторами до75%.

концентрация сероводорода - не более 50 мг/л

водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8

Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.

Насосы бракуются в следующих случаях:

в случае не прохождения плунжера в цилиндр (для не вставных насосов), соединенного с патрубком из НКТ длиной не менее 1200мм;

в случае несовпадения номера плунжера и его размера, указанного в паспорте с фактическим;

при нарушении целостности покрытия хромировки (отслоения, риски, трещины и.п.);

при обнаружении в насосе хотя бы одной детали бывшей в эксплуатации;

при обнаружении искривления или погнутости цилиндра насоса;

УШГН считается годной к эксплуатации, если при опрессовке насос поднимает давление до 30 атм. и при остановке качания падение давления не превышает 5 атм. за 15 минут. При этом в нижнем сальнике и соединениях фонтанной арматуры пропусков газа и жидкости не должно быть.

12

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, бронированного кабеля, устьевой арматуры, кабельного барабана станции управ­ления и автотрансформатора. Погружной насосный аг­регат, в собранном виде спускаемый в скважину на подъем­ных трубах, состоит из центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателяи протектора. Все эти узлы соединены между собой фланцами. Валы двигателя, протектора и насоса имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

К наземному оборудованию скважин относятся устьевая арматура, барабан со стойками для кабеля, автоматичес­кая станция управления и автотрансформатор.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и стан­цию управления поступает по кабелю к электродвигате­лю, в результате чего электродвигатель вращает вал насоса и приводит таким образом его в действие. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на повер­хность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в трубах над насосом смонти­рован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавли­вают спускной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диа­метр, и вследствие этого напор жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5 —5,5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800— 1000 м в корпусе насоса монтируют по 150 — 200 ступеней, а в тех случаях, когда необходим больший на­пор, применяют двухсекционные или трехсекционные насосы.

К основным параметрам погружного насоса относятся его подача О и развиваемый напор Н. Величина напора характе­ризует высоту, на которую жидкость может быть поднята с помощью данного насоса. Напор и подача, — взаимозависи­мые величины: чем выше развиваемый данным насосом на­пор, тем ниже его подача.

Гидрозащита — один из важнейших узлов погружного аг­регата. Она предохраняет электродвигатель от попадания в его полость пластовой жидкости.

13

Для повышения эффективности работы для извлечения вязких жидкостей используется скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового насоса, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны, оборудование устья, трансформатор и станцию управления.

Винтовой насос является объемным насосом, состоящим из двух компонентов - ротора и статора.

Ротор имеет форму наружной спирали с числом заходов "n" и обычно изготавливается из высокопрочной стали. Ротор является единственной движущейся деталью насоса. Статор представляет собой внутреннюю спираль с числом заходов "n+1" и состоит из стального кожуха-трубы с неразъёмно соединенным со стенками трубы эластомерным элементом. Ротор имеет на один заход меньше чем статор.

Принцип действия винтового насоса.

Прием жидкости из скважины ведется через две фильтрованные сетки. Нагнетаемая жидкость поступает в полость между винтами и за обоймой 6 проходит к предохранительному клапану 8 и далее в подъемные трубы. Винт, вращаясь в обойме, совершает сложное планетарное движение. За один оборот винта замкнутые полости, имеющие винтообразную форму, перемещаются с заключенной в них жидкостью на один шаг обоймы в осевом направлении в сторону нагнетания. При вращении винта непрерывно открываются и закрываются полости, образуемые винтом и обоймой. При этом сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с обоймой остается постоянной и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте вращения винта. Жидкость перекачивается практически без пульсаций, не создавая стойкой эмульсии из нефти с водой.

Характерная особенность винтовых насосов — значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Поэтому наиболее эффективны эти насосы при добыче вязкой и высоковязкой жидкости. Одним из достоинств погружного электронасоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором, и даже попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву добычи нефти.

Этот метод имеет ряд преимуществ перед другими методами механической добычи нефти:

отсутствие специального фундамента, простота конструкции и компактное устройство привода сводят к минимуму начальные затраты на приобретение и установку оборудования;

привод полностью сбалансирован, масса вращающихся тел незначительна. Это обеспечивает снижение инерции и сокращение затрат энергии по сравнению со штанговыми установками аналогичной производительности;

не создаются газовые пробки, нефть и вода подаются без эмульгирования, что значительно упрощает отделение нефти от воды;

отсутствие циклических нагрузок на штанги снижает вероятность усталостного разрушения штанг;

установку эффективно использовать на низкой скорости для добычи высоковязкой нефти.

14

Струйно-насосная установка представляет собой насосную систему механизированной добычи нефти, состоящую из устьевого наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование включает сепаратор, силовой насос, устьевую арматуру, КИП; погружное оборудование - струйный насос с посадочным узлом

Струйные насосы обладают наиболее широким разнообразием конструкций, вследствие чего широко используются в самых разных отраслях промышленности как самостоятельные аппараты, так и в составе других насосных установок. Данные насосы незаменимы при работе с щелочами и кислотами, жидкостями содержащими мазут и примеси, солями. Они функционируют в областях, где необходимо дозированное смешивание и растворение различных типов сред. Струйные насосы безотказно работают в экстремальных ситуациях, связанных с аварийным отключением воды на промышленных объектах, предотвращением кавитации, перекачиванием опасных жидкостей, а также при работах на реакторах.

15

Режим постоянного градиента давления {¥= const) характерен для условий разработки,приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при высоких от­борах газа из скважины.

Классификация пород по Шахназарову А. А.:

1.Неустойчивые породы при размокании приходят в состояние текучести, разрушаются

при 0/ до 0,5 МПа/м;

2.Слабо устойчивые породы 0,5 <Ц/ <10 МПа IM;

3.Средне устойчивые породы 10 <0/ <15 МПа1 м;

4.Устойчивые породы, не разрушаются при I// >15 МПа I м.

Значение градиента давления определяют для начального дебита, при котором еще не наблюдается разрушения породы:

Режим постоянной депрессии. ∆Р = Р„-Р,=* const

Этот режим используют в тех же случаях, что и режим постоянного градиента.

Режим постоянного дебита - Этот режим удобен с точки зрения осуществления на практике. Он применяется для крепких коллекторов до тех пор, пока градиент давления не достигнет опасного значения.

Режим постоянного забойного давления применяют в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее снижение забойного давления, например, в случаях выпадения конденсата на забое скважины.

Режим постоянного давления на головке скважины является разновидностью режима Р₃= const, более удобным для осуществления на практике. Он применяется в бескомпрессорный период эксплуатации, для поддержания в газопроводе постоянного давления, а также для осуществления низкотемпературной сепарации.

Режим постоянной скорости на забое применяется в случаях, если происходит разрушение коллектора, а также в случае большого выноса с забоя скважины твердых частиц и прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа.

18

Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже имеющихся осадков АСПО. Известно несколько способов борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании.

Термические методы борьбы с АСПО применяются как для удаления, так и для предотвращения образо­ваний АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания темпера­туры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (гре­ющий кабель, электроподогрев), горение термита в призабойной зоне пласта и т.д. Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПОявляется промывка скважин горячей нефтью. Данный способ имеет главный недостаток – большие тепловые потери.

Механические методы борьбы с АСПО используют в основном для периодического удаления АСПО - ком­понентов с поверхностей нефтяного оборудования, а также с внутренних поверхно­стей нефтепроводов, коллекторов и т.д. Для этого применяют скребки различных конструк­ций, эластичные шары, перемешивающие устройства.

Химико-механические методы борьбы с АСПО предусматривают совместное механическое и физико-химическое воздействие водных растворов технических моющих средств (ТМС) на АСПО и очищаемую поверхность. Данные методы применяются для струйной очистки от АСПО ёмко­стей, резервуаров; циркуляционной очистки от отложений АСП скважин, трубопроводов; струйной, пароструйной, пароводоструйной, погружной очистки деталей нефтепромыслово­го оборудования.

Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (магнитные активаторы различных модификаций), ультразвука (звукомагнитные активаторы), а так же новейшего радиочастотного магнитогидродинамического резонансного воздействия на обрабатываемую среду, покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.

химические методы борьбы с АСПО включают в себя использование различных реагентов, полимеров, ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, смачивателей, ПАВ-удалителей, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителя­ми (в частности, бензиновой фракцией). Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты, поэтому обработка химическими реагентами ис­пользуется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным.

При выборе метода борьбы и предупреждения или профилактического удаления АСПО, следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а также от состава и свойства добываемой продукции. Следует отметить, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры, как: интервал воз­можного парафинообразования и интенсивность отложений на стенках оборудования.

19

Для предупреждения образования гидратов в потоке газа необходимо устранить хотя бы одно из основных условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу. В связи с этим основными методами борьбы с гидратами являются понижение давления, повышение температуры, осушка газа или ввод антигидратных ингибиторов. При образовании гидратов в стволе скважины понижение давления ниже начала гидратообразования возможно лишь при продувке скважины в атмосферу. Таким образом, это аварийный метод, который применим в ограниченных масштабах лишь для ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок. Регулярное применение этого метода при добыче газа недопустимо. Методы повышения температуры газа в стволе скважины путем подогрева различными забойными нагревателями и при помощи теплоизоляции части ствола скважины в настоящее время находятся еще в стадии промышленных испытаний. Осушка газа внутри скважины в настоящее время вообще неприменима. Поэтому на сегодняшний день самым распространенным и действенным методом остается применение различных ингибиторов.

20

Исследование скважин при стационарных (установившихся) режи­мах фильтрации

Исследования этим методом заключаются в непосредственных замерах глубинными манометрами забойных давлений с одновременным замером соответствующих им дебитов на различных установившихся режимах работы скважины. В результате проведенных исследований полученные данные сводят в таблицу и строят графики зависимости притока нефти от депрессии – индикаторная диаграмма.. В промысловой практике встречается три формы индикаторных кривых.

21

Для получения данных о геолого-физических параметрах горных пород призабойнойзоны пласта вокруг ствола скважины, продуктивного пласта, физических свойствах насы­щающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважины, самой скважины, выкидных линий, промыслового оборудования газовые скважины подвергаются различным исследованиям.

Первоначальные исследованияпроводятся в разведочных скважинах в процессе разведки

Текущие исследованияпроводятся во всех добывающих скважинах, как правило, раз в год.

Специальные исследованияпроводятся в добывающих и наблюдательных скважи­нах в газо-иводонасыщенной частях пластовой водонапорной системы для получения дан­ных, связанных со специфическими условиями эксплуатации данного месторождения.

Сравнивая результаты, можно судить о степени ухудшения проницаемости при вскрытии пласта или определить в какой степени улучшилась проницаемость призабойной зоны, если забой был обработан для улучшения притока (СКО, ГРП).

22

Метод исследования скважин при неустановившемся режиме.

Исследования этим методом проводят в простаивающей скважине. В промысловой практике чаще при неустановившемся режиме скважины исследуют по кривым восстановления давления (КВД). Этот метод исследования скважин основан на перераспределении давления в пласте после изменения темпов отбора жидкости в скважине. Исследование скважин при неустановившихся режимах дает возможность судить о параметрах коллектора на больших расстояниях от забоя скважин. Вследствие влияния методов вскрытия пластов, его проницаемость в призабойной зоне отличается от проницаемости пласта вдали от забоя

23

Эксплуатационный объект - продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.

В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку выделяют две группы систем разработки многопластового нефтяного месторождения:

а) системы одновременной разработки объектов: Раздельная разработка- это, когда каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин.

Совместная разработка, при которой два или более пластов в идее единого эксплуатационного объекта разрабатываются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин.

Совместно-раздельная разработка- добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной эксплуатации, а нагнетательные скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной закачки воды.

б) системы последовательной разработки объектов:

Разработка сверху вниз, при которой каждый нижележащий пласт разрабатывается после вышележащего пласта.

 Разработка снизу вверх, при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего, так называемого опорного (базисного) объекта, а затем переходят на вышележащие пласты.

Под системой разработки нефтяных месторождений понимается форма организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки нефтяных месторождений определяют следующие показатели:

1 размещение скважин на залежи;

2 порядок ввода скважин в эксплуатации;

3 режим пласта;

4 мероприятия по пополнению пластовой энергии.

Основными параметрами системы разработки являются:

параметр плотности сетки скаажин

24

. По размещению скважин на залежи

а) Размещение скважин рядами

б) При разработке нефтяных залежей с размещением скважин по равномерной геометрической сетке.

В зависимости от порядка ввода скважин в эксплуатацию и их взаимного размещения различают сгущающую и ползущую сетки скважин.

В зависимости от темпов разбуривания пластов и ввода скважин в эксплуатацию различают одновременную (сплошную) и замедленную систему разработки залежи.

По пополнению пластовой энергии

Системы разработки классифицируются:

а) по отсутствию воздействия на пласт, при котором используется естественный напор| краевых вод, упругие силы пласта, газа и жидкости;

б)  по наличию воздействием па пласт, характеризующееся непрерывным пополнением пластовой энергии путем нагнетания в пласт воды или газа.

25

Искусственное поддержание пластового давлениядостигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурногозаводнения(Рисунок 3.6) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

Преимущества

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Рисунок 3.6 — Система разработки нефтяной залежи с законтурнымзаводнением

Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие

Метод приконтурногозаводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем. (Рисунок 3.7)

Рисунок 3.7 — Система разработки нефтяной залежи с приконтурнымзаводнением

Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 – добывающие

26

В тех случаях, когда площадь месторождений велика и законтурное обводнение уже не помогает, используют другую разновидность этого способа - внутриконтурное обводнение.

Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

27

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления - добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение.

В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого начала разработки месторождения. В этом случае необходимо большое количество (практически 100%) пресной воды, так как добывающие скважины на этой стадии практически дают безводную продукцию

Нагнетательная нефтяная скважина – специализированная скважина, предназначенная для выполнения функции закачки любого рода газа, жидкости, воздуха или теплоносителя в продуктивный для поддержки производительности пластов. Ключевая задача подобного типа скважин – это замена коллекторного флюида. Исследование нагнетательных скважин позволило активно использовать их в нефтедобывающей промышленности. Устройство нагнетательной скважины для добычи нефти разработано таким образом, чтобы нагнетать воду или газ в:

· газовую шапку, то есть законтурные области залежей нефти посредством использования методологий поддержания нужного уровня давления;

· по всей площади месторождения. Обычно этому способу отдают предпочтение при вторичных методах нефтедобычи.

Конструкция нагнетательных скважин включает обсадные колонны, в том числе направление или кондуктор, техническую и эксплуатационную колонну, фильтровую колонну, лифтовую колонну

29

Гидроразрыв пластапроизводится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей в результате чего в пласте образуются трещины. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, стеклянные и пластмассовые шарики, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1 ÷ 4 мм.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2 ... 3 раза.

в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна

30

СоляноКислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой

Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС1₂ и хлористый магний MgCl₂ хорошо растворяются в воде и легко уда­ляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Соляной кислотойНСl. 15 %-ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции:

31

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сборапродукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

Высоконапорная однотрубная система сбора. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Напорная система сборапредусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенныхнефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.