Виды осложнений и их квалификации

Цель лекции: Эксплуатационные объекты (пласты, залежи), методы освоение скважин и их исследования. Технологические показатели разработки пластов.

Ключевые слова: пласт, залежь, горизонт, объект, фонтанный, газлифтный, насосный, насосно-компрессорная труба (НКТ).

Углеводородные месторождения состоят из отдельных продуктивных пластов, залежей и горизотов. Они имеют различные геологические строения, основанные на разные структурные строения горных пород обладающие разными химическими составами и физическими свойствами. Насыщающие их углеводороды тоже имеют разные физико-химические свойства, которые отличаются между собой. Они в основном отличаются по величинам таких параметров как: вязкость, плотность, объемный коэффициент, пластовое давление и давление насыщения. Их отличие в основном связано с глубиной расположения. Часто встречается, что отдельные пласты, залежи или группы залежи, по природному образованию, объединяются в одно геологическое образование, с единым промышленныим запасом углеводородов. Извлечение их осуществляется при помощи определенной группы скважин, которые будет пробурены в них по определенной схеме. Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмотрим пример Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Системой разработки — нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.

• 1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Отличающиеся по проницаемости и.т.д.
• 2. Физико-химические свойства нефти и газа. При выделении объектов разработки надо учитывать свойства нефтей.
• 3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов.
• 4. Техника и технология эксплуатации скважин.

В заключение для выделении объектов разработки следует сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение.

В ходе извлечения углеводородов необходимо следить за ходом их добычей, путем проведением контроля за процессамти выработки их запасов. Контроль за процессами добычей проводится путем проведения исследований скважин и пластов в призабойной зоне коллектора.

По назначению выделяют такие скважины:

добывающие — нефтяные и газовые, предназначенные для добычи нефти, таза и попутной воды;

нагнетательные, служащие для нагнетания в пласт воды, пара, газа и различных paстворов;

специальные, используемые для выполнения специальных работ и исследований.

В настоящее время нефть добывают тремя основными споcoбами: фонтанным, газлифтным и насосным. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен, и как естественный, его применяют на вновь открытых, энергетически не истощенныx месторождениях. Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти:

газлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи нефти в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ (углеводородный газ или крайне редко воздух), т. е. подают энергию расширения сжатого газа. В насосных скважинах жидкость поднимают на поверхность с помощью спускаемых в скважину насосов — скважинных штанговых насосов и погружных центробежных электронасосов. '.

В газовых скважинах газ поступает на поверхность под действием пластового давления (скважины фонтанируют газом). Оборудованием скважины называют все те части ее конст-рукции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку) в. надлежащем режиме, проведение всех технологических операции в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Обычно различают наземное и подземное оборудование. Наземное (устьевое) оборудование включает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное (скважинное) — оборудование ствола скважины.

В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концентрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее диаметр при толщине стенки труб 6−14 мм изменяется от 96,3 до 140,3 мм, составляя в большинстве 114−140,3 мм.

Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации всех межтрубных пространств, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования.

Насосно — компрессорные трубы

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по насосно-компpессорным трубам (НКТ), которые спускают в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.

В основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60 и 73 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780−4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ-12−15 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 163 мм — 89 мм и при 194-мм — 114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ).

После достижения скважиной проектной глубины проводится работы по вскрытию пласта. Вскрытие пласта должно осуществлятся таким образом, чтобы сохранились природные фрильтрационные свойства пласта и не было допущено открытого фонтанирования вследствие выброса из скважины промывочной жидкости под влиянием пластового давления. Вызов при тока нефти из скважины осуществляется путем заменой одной жидкости находящегося в скважине (промывочной жидкости) другой жидкостью (например водой), с меньшим удельным весом.

После вступления добывающей скважины в эксплуатацию проводится комплекс промыслово-геофизических и гидродинамических исследований пластов. С целью установления продуктивной характеристикти призабойной зоны коллектора. В основном проводится гидродинамические исследования методом установивщегося и неустановиавшегося отборов флюидов, кривое восстановление давление, гидропрослушивание пластов для установления связи между соседними скважинами. Основными промыслово-геофизическими исследованиями является: расходометрия механическая, расходометрия термондуктивная, термометрия, барометрия, гамма-гамма плотностеметрия, влагометрия диэлькометрическая, резистивиметрия индукционная, нейтронные методы, стационарный нейтронно-нейтронный метод, стационарный нейтронный гамма метод, импульсный спектрометирческий нейтронный гамма-метод, импульсный нейтрон-нейтронный метод, высокочастотный сигнал акустической и электромагнитной эмиссии для узучения работающих толщин дренируемого пласта путем спектрального анализа.

Основными технологическими показателями скважин и эксплуатируемых пластов является: дебит, добыча, пластовое и забойное давлений, газовый фактор, обводненность, количество скважин, нефтеотдача, темп отбора, запасы, давление на устье скважины. Эти показатели часто изменяется из-за нарушения основных гидродинамических параметров пласта в районе призайной зоне коллеетора, в саязи с изменением режима работы коллектора. Именно их изменения позволяют применять различные методы контроля за объемами добычи, на основании результатов полученных путем исследования скважин и пластов, залежей и объектов эксплуатации.