2. Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин
3. Геологические, технические и экономические обоснования разработки нефтяных месторождений.
5. Системы с законтурным воздействием (заводнением).
6. Регулирование разработки нефтяных месторождений
7. Исследование скважин
8. Контроль за разработкой месторождения
9. Учет показателей работы скважин. Документация.
нефть месторождение скважина разработка
1. Понятие о нефтяном месторождении
месторождением
однопластовым.
Месторождения могут быть нефтяными, газонефтяными, газовыми и газоконденсатными. Чисто газовые месторождения встречаются редко.
Существование в земной коре двух основных геологических структур — геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:
1 класс — месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;
2 класс — месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.
Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.
2. Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин
В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.
разработкой нефтяных месторождений
системой разработки месторождения
Систему разработки нефтяных месторождений определяют:
- § порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;
- § способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.
В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).
Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной ...
... работ с сохранением минимальных затрат на скважину. Дипломный проект состоит из 7 частей: общей, геологической, технической, специальной части, охраны труда и окружающей природной среды, организационной - экономической части. При разработке дипломного ... Технология сооружения скважины <#"justify">Разработка нефтяных месторождений Сахалинского шельфа с берега требует бурения скважин с отходами ...
Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).
Объект разработки
При выделении объектов следует учитывать:
1. геолого-физические свойства пород-коллекторов;
2. физико-химические свойства нефти, воды и газа;
3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов;
4. технику и технологию эксплуатации скважин.
Объекты разработки
3. Геологические, технические и экономические обоснования разработки нефтяных месторождений.
При выделении
Рациональной
системы разработки месторождений УВ лежит
о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;
2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;
3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:
4) о плотности сетки скважин;
5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;
6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.
Выбор
Экономическим обоснованием разработки месторождения является целесообразность разработки с учётом предполагаемых затрат на разработку и получаемых прибылей.
Сетка скважин — характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки).
Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами).
Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.
плотностью сетки
5. Системы с законтурным воздействием (заводнением).
На рис. 7 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.
Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Показанное на рис. 7 размещение трех рядов добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500 — 600 м, ширина месторождения составляет 2 — 2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки — при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.
Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения
... после утверждения "Технологической схемы разработки месторождения" (2005г.) за период 2005-2007 года на месторождении пробурена 21 эксплуатационная скважина. В государственном балансе учтены запасы по пластам Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ...
Рис. 7. Расположение скважин при законтурном заводнении:
1 — нагнетательные скважины; 2 — добывающие скважины; 3 — нефтяной пласт; 4 — внешний контур нефтеносности; 5 — внутренний контур нефтеносности
Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления большей величины извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.
6. Регулирование разработки нефтяных месторождений
На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.
К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.
1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.
2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.
3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.
4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.
5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.
К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:
1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;
2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.
Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих лекций настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти.
Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений
... разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи. Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта ... обеспечивающих сырьем производство глинистых растворов для бурения глубоких скважин. Площадь месторождения связана с районным центром с. Сергиевск автодорогой ...
Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях.
Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев.
Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.
В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта.
Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно проникает вода, вытесняя нефть.
В цикле снижения давления вода удерживается капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта.
Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими.
Проведение указанных мероприятий по регулированию разработки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затратами.
Если приведенные затраты на регулирование разработки месторождения находятся в пределах 10 — 20 % от суммарных приведенных затрат и если эти затраты не возрастают с течением времени, а процесс разработки удовлетворяет задаче оптимального развития — добычи нефти в стране в целом, то ориентировочно можно считать, что в дальнейшем разработку следует продолжать по принятому проектному документу. В противных случаях ставится вопрос о подготовке нового проектного решения о разработке месторождения.
7. Исследование скважин
Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические, дебитометрические, термодинамические и геофизические.
Изучение интерференции совершенной скважины при фильтрации нефти и газа
... Исследование задач интерференции скважин Как уже отмечалось, явление интерференции (взаимодействия) скважин заключается в том, что под влиянием пуска, остановки или изменения режима работы одной группы скважин изменяются дебиты и забойные давления ... литературы и методических материалов. Цель работы - изучить интерференцию совершенной скважины при фильтрации нефти и газа рассмотреть вопросы ...
Гидродинамические исследования.
- исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм);
- исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД);
- исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).
исследования на установившихся
Q = K(P пл — Pзаб )n ,
где Q — дебит скважины; К — коэффициент продуктивности; Р пл , Рзаб — пластовое и забойное давления, соответственно; n — коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления; n1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления.
При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.
Исследование скважин на неустановившихся режимах, Исследование скважин на взаимодействие
Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на:
- Ш пружинные, в которых чувствительный элемент — многовитковая, геликсная, трубчатая пружина;
- Ш пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной;
- Ш пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
Дебитометрические исследования.
Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
Термодинамические исследования.
Ш определения затрубной циркуляции;
- Ш перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны;
- Ш определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
Геофизические исследования.
Промыслово-геофизические исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного котакта (ГНК) и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.).
Дипломная работа по разработке нефти
... работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по ... в этом принадлежит толщине снежного покрова. Исследования показали, что при средней толщине ... вскрытая толщина отложений нижнехетской свиты в скважине №ВН-4 до 441 м. Суходудинская ...
Эти исследования выполняют геофизические организации.
8. Контроль за разработкой месторождения
Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности прежде всего достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.
постоянный контроль
§ дебитом нефтедобывающих скважин по нефти,
§ процентом обводненности нефти,
§ газовым фактором,
§ выносом песка,
§ изменением забойного и
§ пластового давления.
Ежедневно контролируют:
§ приемистость водонагнетательных скважин,
§ давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и систематически определяют количество механических примесей в воде.
Систематически проводят гидро и термодинамические исследования скважин.
Дебит скважины
При недостаточно надежной работе системы «Спутник» обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.
Дебит попутного газа, Промысловый газовый фактор, Приемистость, Дебиты скважин при добыче природного газа
многопластовых эксплуатационных объектов
карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.
При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.
карты изобар
9. Учет показателей работы скважин. Документация.
Каждая скважина представляет собой дорогостоящее сооружение, поэтому полноценное использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен перевод ее на другой горизонт и т.д.
Бурение скважин на нефть и газ
... бурения скважины на нефть глубиной 345 м (1902). В Сураханах (Баку) на территории завода Кокорева в 1901 заложена скважина для добычи газа. ... на глубину 6,8 км. Эти скважины пройдены в целях разведки на нефть и газ. Работы по сверхглубокому бурению для изучения коры ... 10 лет почти повсеместно они заменили конную тягу. При бурении скважин на нефть на первом этапе получил развитие ударный способ ...
Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы:
эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);
- карточка нагнетательной скважины;
- карточка по исследованию скважины;
- паспорт скважины.
В эксплуатационной карточке
ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде;
- газовый фактор;
- часы работы и простоя скважины, причины простоя;
- изменения способа эксплуатации;
- характеристики оборудования или режима его работы.
За каждый месяц
добыча нефти;
- добыча воды;
- обводненность месячной продукции;
- число часов работы и простоя;
- среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти;
- значения среднего газового фактора.
В карточке
приемистость скважины;
- давление нагнетания воды (или другого агента);
- число часов работы и простоя;
- причины простоя.
Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за месяц
количество закачанной воды;
- число часов работы и простоя;
- среднесуточную приемистость;
- среднее давление на устье скважины.
В карточку по исследованию скважины вносят:
- дату и вид исследования (замеров);
- данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования;
- глубину и продолжительность замера;
- тип прибора;
- результаты проведенных замеров.
Паспорт скважины
общие сведения (назначение скважины;
- местоположение (координаты);
- альтитуда устья;
- даты начала и окончания бурения;
- способ бурения;
- глубина забоя;
- целевой горизонт;
- дата ввода в эксплуатацию);
геолого-технический разрез скважины:
- литолого-стратиграфическая колонка;
- основные кривые геофизического комплекса исследований скважины;
- схема ее конструкции;
- характеристика кривизны;
характеристику продуктивных пластов и фильтра:
- глубина кровли и подошвы пластов;
- интервалы перфорации;
- характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность;
освоения скважины:
- вскрытый пласт, начало освоения;
среднесуточные показатели за первые 30 дней работы:
- способ эксплуатации;
- дебиты по нефти, газу, жидкости, воде;
- показатели давления;
- коэффициент продуктивности;
физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта:
- описание пород;
- коэффициенты пористости;
- проницаемости;
- нефтегазоводонасыщенности;
- неоднородности;
- положение ВНК (ГНК, ГВК);
- результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);
- характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);
- характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);
ственного забоя).
Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы, обеспечивающего ...
... насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Схема штанговой насосной установки. Штанговая глубинная насосная установка ( ... станков-качалок отсутствует. В тоже время разнообразие условий эксплуатации, например, пробная эксплуатация скважин, требует новых типов приводов, которых обеспечивают расширение возможностей ...
Паспорт содержит:
сводную таблицу работы скважины;
- месячные и годовые показатели (из карточки скважины);
- суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.
Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин
геологический отчет по эксплуатации скважин;
- карта текущего состояния разработки;
- карта суммарных отборов и закачки по скважинам;
- технологический режим работы скважин.
Названные документы используют для обоснования мероприятий по регулированию разработки.
