Понятие о проектировании разработки месторождений нефти и газа.
Проект разработки - это комплексный документ, являющийся программой действий по разработке месторождения. Основные технологические документы на разработку месторождений: 1.технологические схемы, 2.проекты разработки. Эти документы в свою очередь служат основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство и используются при текущем и перспективном планировании добычи Н и Г, а также затрат, связан.с добычей. Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и нефти, газа и воды. Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата. После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения. В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах. Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д. Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других факторов.Установление технологических режимов эксплуатации добывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газо- или нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.). Рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.Выбранная система разработки должна обеспечивать наибольшие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах. Эк.оценка разработки вкл. Расчет эк.показателей, из которых основные- себестоимость добычи н., удельно- капитальные вложения, приведенные затраты.
|
Анализ, контроль и регулирование процесса разработки мест-й Н и Г.
Под регулированием разработки нефт. местор. понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений с целью достижения возможно высоких технологических и эконом. показателей. Основные тех.- это обеспечение макс.текущего уровня добычи и макс. накопленного отбора; экон- это обеспечение мин.капитальных влож. и эксплуат-ых затрат с мин. себест-тью, принятие решений по выбору метода регулирования и установлению процесса эффек-ти разраб-ки. По признаку изменения системы воздействия: 1)без изменения системы воздействия и до бурения новых скв.; 2) частичное или полное изменение системы воздействия до бурения новых добывающих и нагнетательных скв. Регулирование разработки осущ-ся в течение всей продолжительности эксплуатации месторж. Под К процесса разработки понимают: сбор, обработка и обобщение первичной инфы о нефтяной залежи с целью получения сведений о замере продукции, обводн, давление, гидродинам. исследов скв. По мере накопления данных периодически выполняют А процесса разработки – комплекс исследований расчетов и логических выводов. Задача К – обеспечение высокого качества первичной инфы. Обеспечение определяется перечнем, объемом, представительностью информации, точностью измерений и методом обработки. В результате А должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснованы методы его регулирования.
|
7. Технология и техника вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией. Перв.вскрыт.плс - процесс разрабатывания плс от кровли до подошвы(бурением). П- вторичное вскрытие продукт.плс. Методы вскрытия продуктивных Н пластов бурением разные, все должны удовлетворять следующим осн требованиям: 1)При вскрытии пластов с малым Рпл. необходимо предотвратить ухудшение фильтрационной способности ПЗП; 2)При вскрытии высоконапорных пластов следует не допустить возможности открытого фонтанирования скв.; 3)должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев СКВ.
|
Где, Ктв –зона кальматации
К – коэф проницаемости
Kж –зона проникновения фильтрата
или жидкой части б.р.
Ухудшение фильтрационной способности коллектора при вскрытии происходит: в проникновении БР в пласт по трещинам, кавернам; проникновение БР в поровое пространство; проникновение твердых частиц БР в поровое пространство. В поровое пространство так же из трещин проникают фильтрат и твердые частицы рас-ра. Фильтрат вызывает образование стойких водонефтяных эмульсий, выпадение нерастворенных осадков, блокирующее действие воды. Проникновение нерастворенных частиц сопровождается образованием глинистой корки, а внутри поровой глинизацией. В результате уменьшается дебит. Предупредить это можно подбором качественного БР. Продуктивный плс можно разбуривать либо совместно с другими плс, либо после крепления скв до его кровли. В обоих случаях забой скв может быть представлен открытым стволом или перфорационной колонной. Скв обсажена несколькими колоннами труб, кондуктором и эксплуатационными колоннами. Верхняя часть ОК заканчивается колонной головкой, которая служит основанием для установки устьевого оборудования в соответствии со способом эксплуатации. Вскрытие перфорацией: П – это процесс образования каналов ОК в цементном камне и породе для создания гидродинамической связи скв с плс. Различают стреляющую и гидропескоструйную. По принципу действия применяемых аппаратов стреляющую П подразделяют: пулевую, кумулятивную, торпедную. При пулевой каналы создают пулями, иногда разрывом в породе. Осн. V работ приводится на кумулятивную П. Каналы создают направленной струей при которой напротив продуктивного пласта взрывают торпеды. Для технолога разработчика важно соблюдение трех основных принципов: 1) обеспечить высокое ГСС; 2) сохранить прочность колонны и цементного кольца,3)достичь минимальных затрат средств и времени. С увеличением плотности П коэфф. СС увеличивается, достигает максимума и дальше уменьшается вследствие загрязнения каналов ПЗП в процессе взрыва при некачественной П жидкости. Лучшие перфорационные жидкости: Н, растворы на водной основе, водонефтянные эмульсии и.т.д. Гидропескоструйная П (ГПП) основана на кинематической энергии и абразивности в высокоскоростных песочно-жидкостных струй, вытекающих из насадок перфоратора. Эта П дорогая, редко исп-ся. При ГПП создаются каналы значительно больших размеров, не уплотняется порода в зоне П. В качестве раб. жидкости используется техническая вода с ПАВ,пластовую воду, 5-6% раствор HCl, дегазированную Н и др. Песок должен быть с преимущественным содержанием кварца (>5%)
8. Конструкция забоев скв.
Забой скважины – часть скважины против продуктивного пласта. В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать:
1.механическую устойчивость ПЗП, доступ к забою оборудования, предотвращение обрушения породы;
2.эффективную гидродинамическую связь забоя с пластом;
3.возможность избирательного вскрытия нефтенас и изоляцию водо- и гаонасыщ пропластков;
4.возможность дренирования всей нефтенасыщ толщины пласта.
Геологические и технологические условия разработки различны, поэтому сущ несколько типов конструкций забоев скважин:
-открытый без фильтра, -открытый с фильтром, -закрытый без фильтра (самый распр), -закрытый с фильтром.
ОЗ - часть скв без крепления (встречается редко). ЗЗ - забой скв закреплен обсадными колоннами и цементированием. Конструкция забоев нефтегазовых скв выбирают с учетом литологических и физических св-в продуктивных пл-в и месторождения скв на залежи. Для пропуска Н в скв эксплуатационная колонна против продуктивной части плс должна иметь отверстия. Эта часть эксплуатационной колонны называется фильтром. По конструкции забои скв. можно классифицировать:1) ОЗ без фильтра 2) ОЗ с фильтром. 3).ЗЗ без фильтра. Этот способ самый распр-ый, т.к. дешево, просто, изоляция всех пропластков (по вертикале), необходимо перфорировать 4).ЗЗ с фильтром.
Плюсы ЗЗ: 1.упрощ технологии проводк скв и выполнения геофиз исследований. 2.надежная изоляция пропластков, невскрытых перфорацией. 3.возможность вскрытия пропущ и временно законсервированных пластов. 4.устойчивость забоя скв и сохр ее проходного сечения в процессе длит эксплуатации. Минусы ЗЗ: 1. склонен к пескопроявлению, нужен фильтр 2.около перф отверстий происходит сгущение линий тока жидкости, приводит к уменьшениию фильтрационных сопротивлений.
.
9. Формы притока Н и г в скв. (Дюпюи) освоение скв.- комплекс технологич. работ по вызову притока из пласта, восстановлению проницаемости породы ПЗП, установлению технологич. режима экспл.скв, оценки коэффициента гидродинамического совершенства скважины (φ).
-формула Дарси (отношение факт дебита скв, к дебиту той же скв, если бы она была гидродинамически совершенной).
Согласно закону Дарси: линейная скорость фильтрации прямопропорциональна градиенту давления.Вывод формулы Дюпюи для гидродин соверш скв:
;
;
;
;
Дебит Q - кол-во нефти, кот. скв. дает в ед-цу времени м3/с. Гидродинамически совершенная скв.- это скв у кот. открытый забой и неизмененное фильтрационное состояние у забоя. Rк – радиус контура питания скв. Rc- радиус скв. Рс=Рзаб(давление скв. =давлению на забое) Рк=Рпл (давление контура= давление пластовое)Рс, Рк = const. h-толщина пласта, К- проницаемость, µ- вязкость нефти=const.
Т.О. гидродин соверш скважина – скважина, вскрытая на полную глубину (от кровли до подошвы), имеет открытый ствол (не обсажена обсадной колонной) и приток из скважины плоскопараллелен по всей боковой поверхности.