Главная | Обратная связь

Загальна характеристика методів продуктивності

свердловини. Механічні дії на ПЗП.

План.

1. Механічні методи дії на привибійну зону пласта (ПЗП).

2. Комплексна дія на привибійну зону пласта (ПЗП).

 

1. З цієї групи слід виділити метод гідравлічного розриву пласта (ГРП). Суть його в нагнітанні рідини під високим тиском, у результаті чого в привибійній зоні розкриваються існуючі тріщини чи утворюються нові. Для попередження змикання тріщин (після зняття тиску) в них разом з рідиною нагнітаєть­ся крупнозернистий пісок (розклинювальний матеріал). У ре­зультаті збільшується проникність порід привибійної зони, а вся система тріщин зв'язує свердловину з віддаленими від стовбура продуктивними частинами пласта. Радіус тріщин може досягати декількох десятків метрів.

Механізм утворення тріщин під час розриву пласта на­ступний. Під тиском, що створюється у свердловині насосни­ми агрегатами, рідина розриву, що добре фільтрується, про­никає, в першу чергу, в зони з найбільшою проникністю. При цьому між пропластками по вертикалі створюється перепад тисків, оскільки в проникніших пропластках тиск вищий, ніж в малопроникних чи практично непроникних. У результаті на покрівлю і підошву проникного пласта починають діяти роз­ривні сили і вищезалягаючі породи зазнають деформації, а на межах пропластків утворюються горизонтальні тріщини. У процесі запомповування нефільтруючої рідини механізм роз­риву пласта аналогічний механізму розриву товстостінних по­судин, тому потрібний більш високий тиск. Тріщини, які при цьому утворюються, мають, як правило, вертикальну або бли­зьку до неї орієнтацію.

Тиск, за якого створюються тріщини, визначається значеннями гірського і пластового тисків, характеристиками міц­ності порід, наявністю тріщин і ін. Тому тиск розриву навіть у межах одного пласта неоднаковий і може змінюватись у ши­рокому діапазоні, здебільшого тиск розриву на вибої свердловини нижчий від гірського:

Р_р=(1,5...2,5)∙10^-12∙Н

де, Р_р - тиск розриву, МПа;

Н- глибина свердловини, м.

С.А.Христіанович, Ю.П. Желтов пояснюють це наявніс­тю в продуктивних пластах мікро і макротріщин, а також пластичними деформаціями глин і глинистих пластів, що зу­стрічаються в розрізі в процесі буріння і витіснених у стовбур свердловини під дією сили ваги вищезалеглих порід.

Процес гідравлічного розриву пласта складається з таких послідовно проводжуваних операцій: встановлення пакера для герметизації затрубного простору, нагнітання в пласт рідини розриву з метою утворення і розширення тріщин, нагнітання рідини-носія з піском, призначеним для закріплення тріщин чи зберігання їх відкритого стану; запомповування протискувальної рідини для витіснення піску в тріщини пласта з насосно-компресорних труб і стовбура свердловини.

Наведемо загальні вимоги до всіх рідин, які нази­ваються робочими:

а) вони не мають зменшувати ні абсолютну, ні фазову
проникності породи пласта і тому в процесі ГРП у видобувних
свердловинах використовують рідини на вуглеводневій осно­ві, а у водонагнітальних─на водній;

б) властивості рідин мають забезпечувати найбільш по­вне видалення їх зі створених тріщин і порового простору по­рід, вони, по можливості, мають бути взаємнорзчинні з плас­товими флюїдами;

в) їх в’язкість має бути стабільною в пластових умовах протягом часу проведення ГРП.

Як рідину розриву у видобувних свердловинах використовують дегазовану нафту, загущену мазутними залишками, нафтокислотні емульсії (гідрофобні), водонафтові емульсії (гідрофільні), кислотогіпсові емульсії, а в нагнітальних─чисту, оброблену ПАР або загущену, наприклад, полімерами, воду. Рідина─пісконосій має бути слабкофільтрувальною і ма­ги високу пісковтримувальну здатність, яка знаходиться в прямій залежності від її в’язкості. Як протискувальна рідина підходить практично будь-яка недорога рідина, яка має мінімальну в’язкість для зменшення витрат напору і яка є в достатній кількості. Її об’єм визнача­ється об’ємом НКТ і стовбура свердловини в інтервалі роз­критого продуктивного розрізу.

Ефективність ГРП визначається розкритістю і довжиною тріщин: чим вони більші, тим більша ефективність оброблення. Для їх створення у свердловину запомповують від 4 до 20 т піску, причому перші порції ( 30─40 %) рекомендується складати з фракції 0,4─0,6 мм з подальшим переходом на більш великі фракції. Об’єм рідини розриву встановлюють, виходячи з конк­ретних умов. Для міцних порід рекомендується 4─6 м³ на 10 м товщини пласта, якщо розкрита перфорацією товщина пласта не більша 20 м, у випадку, коли розкрита товщина пласта бі­льша 20 м, то на кожні її 10 м кількість рідини розриву збіль­шується на 1─2 м³. Якщо породи слабозцементовані, крихкі, то кількість рідини розриву збільшується в 1,5─2 рази порівняно з об'ємом для міцних порід.

Об’єм рідини пісконосія розраховується за формулою:

,

де: Q_р - кількість піску, що запомповується при ГРП кг;

С - концентрація піску в рідині─пісконосію, кг/м³.

У виборі свердловин для проведення в ній ГРП необхід­но враховувати якість цементного кільця у визначеному ін­тервалі розриву, відстань від водонафтового контакту або во­доносних горизонтів, стан експлуатаційної колони і гирло свердловини.

 

Лекція №26.

Морська розробка нафтових родовищ.

План.

1. Розробка і експлуатація морських нафтових родовищ.

2. Основні організаційно-технічні особливості розробки нафтогазових родовищ.

 

1. Розробка і експлуатація морських нафтових і газових родовищ є дуже актуальними у зв’язку з тим, що Україна с примор­ською державою, яка омивається на півдні Азовським і Чор­ним морями, в акваторії яких в 80─90 роках виявлені покла­ди нафти і газу. Геологорозвідувальними роботами, особливо сейсмічними дослідженнями, на шельфі Чорного і Азовського морів виявлено ряд структур, перспективних щодо пошуку в них покладів нафти і газу.

Планом розвитку нафтогазової галузі України до 2010 року передбачено, що в перспективі до 2010 року Азовське море і Причорномор’я стануть основними районами з видобу­тку нафти і газу.

Практика світового видобутку нафти і газу також свідчить на користь переміщення центрів основних обсягів видобутку нафти і газу в море. Це зумовлено тим, що на суші запаси нафти і газу достатньо розвідані і здебільшого вже виснажені.

У теперішній час кількісна оцінка запасів нафти і газу в світовому океані і морях не нижча, ніж на суші. Загальна площа морського дна, перспективна для пошуків нафти і газу, складає близько 30 млн.км², що прирівнюється до площі наф­тових і газових родовищ на суші.

Абсолютна більшість держав, що мають вихід до моря, ведуть розвідку і розробку морських родовищ. На теперішній час у світі щорічно на морі пробурюють більше 4000 свердло­вин. Основними районами світового видобутку нафти і газу є Мексиканська затока, Північне море, Перська затока. У наф­топромислових районах колишнього СРСР накопичений ве­ликий досвід в освоєнні і розробці морських родовищ Каспій­ського моря─Нафтове каміння, Піщане море і ін. При пода­льшому вивченні будуть посилання на досвід розробка Кас­пійського і Північного морів.

Інтерес до розробки морських родовищ проявляється ще й тому, що в більшості морських родовищ отримані, в порівнянні з родовищами суші, вищі дебіти нафти і газу. Незважаючи на те, що витрата на розробку морських родовищ сут­тєво більші, ніж на, сущі, їх ефективність залишається вельми високою. Так із досвіду розробки морських родовищ Мексики і США, ефект від вкладених капітальних витрат складає 10$ на 1$ витрат, а окупність витрат складає 1 рік. Із збільшенням цін на нафту відповідно підвищується економічна ефектив­ність розробки.

Додаток

Рисунок 26.1─Блочна автоматизована замірна установка „Спутник А 40─14─400”

1─викидні лінії;

2─зворотний клапан;

3─засувка;

4─перемикач;

5,6─відсікач;

7─електричний двигун гідроприводу;

8─лічильник;

9─регулятор тиску;

10─гідроциклонний сепаратор;

11─колектор загальний;

12─поплавок;

13─кран;

14─привід;

15─клапан;16─газовий нагрівник;

17─вентиляція, 18─електромагнітний манометр.

Установка призначена для:

- автоматичного вимірювання кількості нафти та газу;

- здійснення контролю за роботою свердловини;

- роздільного збору обводненої і не обводненої нафти;

- подачі хімічних реагентів в продукцію свердловини;

- блокування свердловини або устаткування при виникненні аварійної ситуації.

Технічна характеристика	Значення
Кількість підключаємих свердловин
Робочий тиск [МПа]
Межі вимірювання по рідині	5─400
Межі вимірювання по газу [м3/добу]	90─500
Відносна похибка вимірювання [%] по водонафтовій суміші по нафті по газу	± 2,5 ± 4 ± 6
Пропускна здатність газу [м3/добу]
Габаритні розміри газу [мм] вимірювально-перемикального блоку блока керування	8350*3200*2710 3100*2200*760
Маса [кг] вимірювально-перемикального блоку блоку керування

 

Лекція №27.

Розробка і експлуатація морських нафтових родовищ.

План.

1. Основні організаційно-технічні особливості розробки морських нафтових родовищ.

2. Обладнання і техніка для інтенсифікації видобування нафти з морських родовищ.

 

1. Організація морського нафтогазопромислу істотно відрі­зняється від організації подібних промислових об’єктів на су­ходолі, її особливості полягають в наступному.

Створення з урахуванням суворих морських гідромете­орологічних умов, спеціальних гідротехнічних споруд і нових плавучих технічних засобів (плавучих краномонтажних кора­блів великої вантажопідйомності, барж та інших спеціальних кораблів) для геофізичних, геологічних ро­біт і будівництва (монтажу) нафтопромислових об’єктів на морі та їх обслуговування в процесі облаштування морського нафтопромислу, буріння, експлуатації і ремонту свердловин, а також при зборі та транспортуванні їх продукції. Вирішення поставлених завдань потребує створення спеціалізованих баз для виготовлення гідротехнічних споруд у блочному виконан­ні (платформи, мостові ферми та інше при естакадному обла­штуванні промислу, занурювальні і плавучі бурові устаткування та інше), створення морських або приморських нафтотерміналів, берегових перевалочних баз для транспорту блочного обладнання з берегу в акваторію морського нафтопромислу.

Великий досвід організації таких робіт у Норвегії. Для прискорення виробництва з платформ для бу­ріння та видобутку нафти в Норвегії частину кораблебудівних доків перевели на будівництво гідротехнічних споруд нафтогазової галузі. Подібний досвід можна було б використовувати на Херсонському та Керченському кораблебудівних заводах.

Буріння похило спрямованого куща свердловин з ін­дивідуальних стаціонарних платформ, при естакадних площа­док або самопідйомних та напівзанурювальних плавучих устаткувань.

Вирішення додаткових технічних, технологічних та економічних завдань при проектуванні розробки нафтових, газових і газоконденсатних родовищ, до яких належать:

а) комплексне використання геолого-технологічних і ма­тематичних методів для проектування та керування процесами розробки;

б) вибір при проектуванні такої системи розміщення видо­бувних та нагнітальних свердловин, щоб уникнути повторного виходу бурових устаткувань на раніше розбурені ділянки аквато­рії моря, оскільки це пов’язано з деякими труднощами через вже існуючу систему облаштування морського промислу об’єктами збору нафти і газу, а також мережі підводних комунікацій (вики­дні лінії, газопідвідні трубопроводи газліфта та інші);

в) техніко-економічне обґрунтування кількості стаціона­рних платформ, приестакадних майданчиків, перервних пла­вучих бурових устаткувань тощо при проектуванні мережі свердловин, тривалості розбурювання родовища і облашту­вання нафтогазопромислу;

г) додаткові порівнювальні техніко-економічні дослі­дження облаштування промислу стаціонарними платформами або з розташуванням устя свердловин на дні;

д) використання прогресивних методів інтенсифікації нафтовидобутку підтриманням пластового тиску, методів під­вищення нафтовіддачі та впливу на привибійну зону свердло­вин. Основним принципом при цьому повинно бути збережен­ня протягом тривалого часу високих темпів нафтовидобутку;

є) для багатопластових родовищ обов'язковим є одночасно-роздільна експлуатація пластів. Тільки такий підхід може забезпечити приблизно одночасне закінчення розробки по всіх пластах за регламентний термін, який визначається тер­міном служби гідротехнічних споруд.

Створення і вдосконалення технічних засобів, що за­безпечують одночасне буріння, освоєння, експлуатацію та ре­монт свердловин в умовах обмеженої площі морських плат­ форм, при малих відстанях між устями свердловин. Ця умова є особливо актуальною, коли поклади нафти розташовані на великих глибинах, що зумовлює тривалі терміни будівництва
свердловин.

Створення технічних засобів і технологічних проце­сів, що забезпечують охорону морського середовища, а також

повітряного басейну в ході проведення геологічних, геофізич­них і бурових робіт, експлуатації та ремонті свердловин, зборі і транспортуванні нафти та газу, обслуговування великого на­фтопромислового господарства розробки морських родовищ.

Вирішення комплексів завдань зі створення технічних засобів та прийняття спеціальних заходів з охорони праці пер­соналу в ході проведення робіт в умовах обмеженої площі, шуму, вібрації, високої вологості повітря та інше.

Забезпечення відбору та підготовки робітників і ІТП
для роботи в умовах моря (не рекомендується використання
жінок для роботи на морі. Чоловіки приймаються на роботу за
умови відсутності страху перед висотою та хитанням. Особ­лива увага надається відбору і підготовці водолазів-аквалан­гістів для нафтогазопромислів із розташуванням устя сверд­ловин на дні.

Створення і забезпечення постійного контролю функ­ціонування гідрометеорологічної служби з короткою та довго­строковою діагностичною інформацією про стан погоди для всіх учасників трудового процесу з метою прийняття заходів безпеки.

Створення служби пожежної безпеки для попередження можливих займань, додержання правил протипожежної без­пеки, запобігання можливим фонтанам та інше. Організація навчання і роботи команд для боротьби з пожежами із засто­суванням спеціальної техніки, розміщеної на платформі або при використанні спеціального протипожежного корабля.

 

2. Серед методів розробки нафтових родовищ форсований відбір рідини класифікується як метод підвищення нафтовіддачі, на пізній стадії розробки родовища. Операції з інтенсифікації видобування нафти, які прово­дяться на морі, в основному, не відрізняються від тих, що здійснюються на суші, але, все таки, специфічні умови визна­чили значні зміни в проектуванні і конструкції обладнання, механізмів і засобів, які використовуються.

Залежно від погоди і кількості операцій з інтенсифікації видобутку нафти вони здійснюються або зі спеціально облад­наних кораблів, або, безпосередньо, з бурових, або експлуата­ційних платформ.

Обладнання і механізми, які використовуються для опе­рацій з інтенсифікації видобутку нафти на морі, мають основні конструктивні відмінності, що полягають у модульності їх виконання.

Модульне виконання конструкції полягає в тому, що во­на складається з окремих елементів, які легко монтуються і демонтуються та допускають взаємо-замінюваність основних модулів у разі виходу з ладу. Таким чином насосні агрегати можуть поділятися на гідравлічні модулі і модулі приводу, ма­са яких визначається з можливості їх транспортування геліко­птером. В окремі модулі можуть монтуватися ємності для па­льного і кислотних розчинів, пневматична система керування, компенсатори тощо.

Іншою особливістю використовуваного обладнання є мала маса і компактність, за рахунок виготовлення обладнан­ня зі сплавів алюмінію і надміцних сталей.

 

Лекція №28.

Розробка і експлуатація морських нафтових родовищ.

План.

1. Конструкції морських видобувних свердловин.

2. Устьове і підземне обладнання морських свердловин.

 

1.Під терміном конструкція свердловин розуміють кількість опуще­них у свердловину колон та їх розміри, а також діаметр стов­бура свердловини під кожну колону разом з інтервалами їх цементування. Стосовно морських свердловин, абсолютна бі­льшість котрих є похило-спрямованими, поняття конструкція свердловин повинно бути доповнено видом профілю похило-спрямованої свердловини із зазначенням величини відхилення стовбура від вертикалі. Головною вимогою до профілю сверд­ловини є забезпечення найсприятливіших безаварійних умов експлуатації колони, НКТ, іншого устаткування, що опуска­ють у свердловину. Несприятливим з умовами експлуатації свердловин є профіль з багатьма перегинами у вертикальній і горизонтальній площині, оскільки при такому профілі опус­кання у свердловину НКТ супроводжується більшим тертям НКТ до колони, що спричиняє протирання колони та НКТ. Ці причини можуть стати головними в аварійних порушеннях при опусканні у свердловину геодезичних приладів та електрокабеля при використанні для видобування нафти електровідцентрових насосів (ЕВН).

У зв’язку з вищевикладеним за умовами експлуатації пе­ревагу віддають профілю свердловини, що забезпечує мінімальне тертя ари опусканні та підніманні НКТ.

Рисунок 28.1─Профіль похило-скерованої свердловини

Повертаючись до обґрунтування, конструкції морських свердловин, слід зазначити, що якщо для суші інколи можуть застосовуватися одноколонні конструкції, то конструкції мор­ських свердловин, як правило, багато колонні. Тобто частіше до них входять: направлення, що призначається для закріп­лення верхнього інтервалу стовбура свердловини, який перетинає крихкі слабкостійкі породи; проміжна обсадна колона, яка опускається в свердловину для відокремлення пластів з рі­зними пластовими тисками, що може перешкоджати подаль­шому бурінню у зв’язку з поглинаннями бурового розчину чи нафтогазоводопроявами; експлуатаційна колона, яка призначена для закріплення та відокремлення продуктивних горизонтів один від одного. У глибоких свердловинах крім проміжної колони може за умов подальшого буріння опускатися технічна коло­на, яка виконує теж призначення, що і проміжна колона.

Варто зауважити, що на морських свердловинах цемен­тування колон частіше проводиться до устя. Це зумовлено тим, що якщо на суші порушення колони, також є серйозним аварійним станом, але виправляються, то в умовах моря таке порушення може призвести до повного ви­ходу з ладу свердловини і морської платформи.

Крім того, цементування колон в похило-скерованих свердловинах у похиленій частині стовбура не може бути забезпечено без використання центраторів. Представник нафтогазови­добувного підприємства, який затверджує геолого-технічний наряд на буріння свердловин, повинен вимагати їх застосування при опусканні експлуатаційної колони.

Нафтогазовидобувними підприємствами можуть стави­тися додаткові вимоги щодо конструкції свердловини стосов­но її обладнання фільтром. Так, наприклад, якщо нафтогазопродуктивний пласт представлений сипким піском чи слабо зцементованим піщаником, то в конструкції свердловини мо­же бути передбачено опускання чи створення в інтервалі про­дуктивного пласта гравійного фільтра, котрий затримує надходження з пласта до свердловини піску. З цією метою опускають в інтервал продуктивного пласта на експлуатаційній колоні і щілинний фільтр з подаль­шим манжетним цементуванням колони. У тріщинуватих, ка­вернозних і кавернозно-пористих нафтогазопродуктивних пластах цементування експлуатаційної колони за традиційною технологією─протискуванням цементу через башмак колони може призвести до істотної втрати продуктивності свердло­вин, оскільки цементний розчин попадає у тріщини і каверни. Для таких продуктивних пластів конструкція свердловин повинна передбачувати опускання готового фільтра з манжет­ним заливанням колони.

Досвід експлуатації горизонтальних свердловин виявив ще одну особливість. Якщо нафтопродуктивний пласт харак­теризується проявами тріщинуватості, а горизонтальним стов­буром вдається перетнути цю тріщину, то дебіт таких сверд­ловин значно вищий від інших свердловин, які не відкривали тріщини. Тому при проектуванні горизонтальних стовбурів їх напрямок повинен вибиратися, виходячи з вищої ймовірності відкриття стовбуром тріщин.

2. До поверхневого обладнання морських свердловин відносять­ся трубні головки і фонтанні ялинки, до яких пред'являються високі вимоги стосовно герметичності, міцності і корозійної стійкості.

Колонні головки призначені для обв'язування і герметизації міжтрубних просторів всіх раніше опущених у свердло­вину колон. На рис 6.9 показано одну з конструкцій колонної головки, що набула широкого застосування на свердловинах морських родовищ Каспійського моря.

Особливість конструкції полягає в тому, що кожна на­ступна колона підвішується на попередній на клинцях під на­тягом з герметизацією міжколонних просторів спеціальними ущільнювальними елементами. У корпусі колонної головки є пробки, до яких приєднані патрубки для встановлення манометрів, а за необхідності може підключатися насосний агрегат для запомповування в міжколонні простори спеціальних паст чи самотверднучих пластиків при порушенні герметичності.

Безпосередньо на колонну головку, верхній фланець якої називають п’єдесталом, встановлюють після опускання у свердловину НКТ фонтанну арматуру, яка, у свою чергу, склада­ється з трубної головки та фонтанної ялинки. Фонтанна арма­тура призначена для герметизації устя, контролю і регуляції експлуатації свердловин, а також для проведення деяких тех­нологічних операцій.

Фонтанна арматура дозволяє:

- проводити роботи з освоєння і пуску в експлуатацію фонтанних чи газліфтних свердловин;

- запомповувати у свердловину стиснутий газ, рідини чи їх суміші;

- направляти продукцію свердловин у нафтогазопровід, на нафтозбірний пункт;

- регулювати відбір продукції зі свердловини;

- вимірювати вибійний, гирловий, кільцевий та затрубний тиски;

- проводити різні дослідження і геолого-технічні заходи
(з очищення груб від парафіну, солей тощо.)

- глушити свердловину пропомповуванням води, буро­вого розчину чи спеціальних рідин для глушіння свердловин.

 

Лекція №29.

Обладнання нафтових свердловин.

План.

1. Особливості конструкції морських свердловин.

2. Конструкції морських газових свердловин.

3. Організація нафтогазовидобутку у випадку розміщення устя свердловини на дні.

 

1. Трубна головка служить для підвішення одного чи двох рядів НКТ, герметизації міжтрубних просторів і контролю за тиском, а також для виконання технологічних операцій під час освоєння, експлуатації і ремонту свердловин.

Колони підіймальних труб підвішуються до фонтанної арматури на різі трубної головки чи муфтової підвіски.

Якщо у свердловину за умовами ЇЇ експлуатації опуска­ють два ряди НКТ, то перший ряд труб підвішують на хресто­вині трубної головки, а другий ряд на трійнику чи проміжній котушці, що встановлюється над трійником.

Якщо у свердловину опускають два паралельних ряди труб, що може бути при газліфтній експлуатації чи при одно­часній роздільній експлуатації двох пластів, то використову­ється фонтанна арматура спеціальної конструкції.

Фонтанні ялинки арматури, як і на суші, можуть бути двох видів─ трійникові і хрестові. Нагадаємо, що викори­стання хрестової ялинки за наявності в потоці свердлови­ни піску не рекомендується.

Тип і розмір фонтанної арматури вибирається залежно від тиску, температури, дебіту свердловини, наявності піску і агресивних компонентів. Обов'язковим елементом у фонтан­ній арматурі глибоких морських нафтових і газових свердло­вин є встановлення, в додаток до засувок гирлових, відсікачів з пневматичним керуванням їх роботи.

 

2. Конструкція газових свердловин аналогічна конструкції нафтових свердловин, але до герметичності газових свердло­вин ставлять більш високі вимоги. Особливо жорстко додат­кові умови ставляться щодо глибоких газових свердловин. Для забезпечення герметичності різьбових з’єднань експлуатаційної колони використовуються спеціальні мастила, які містять дрібнодисперсний металічний (частіше алюмінієвий) порошок. Експлуатаційні колони, як правило, цементуються до гирла. Усі опущені у свердловину колони обладнуються колонною головкою з забезпеченням контролю тиску в міжколонних просторах.

Устя глибоких морських газових свердловин обладну­ється фонтанною арматурою, з обов’язковим встановленням, в додаток до засувок гирлових, відсікачів з пневматичним керуванням їх роботою.

При відкритті нафтового чи газового (газоконденсатно­го) родовища в акваторії моря з активним пароплавством або суворими кліматичними умовами, коли можливе проявлення льодових умов (Північне море, Баренцове море, тимчасово і Азовське море), може ставитися питання про організацію видобутку нафти (газу) при розміщенні устя свердловини на дні. Такий спосіб розробки погребує принципово нового під­ходу до конструювання устьового обладнання і організації всієї роботи з обслуговування нафтопромислу.

Освоюючи акваторії Азовського і Чорного морів, доці­льно вивчити цей досвід.

Головною перевагою цього досвіду є те, що нафтовими фірмами забезпечено прискорене введення родовищ у розроб­ку в порівнянні з тим, якщо б довелось облаштовувати родовище стаціонарними платформами для видобування нафти. За кінцевими результатами морський нафтовидобуток при зна­ходженні гирла на дні виявляється більш економічно виправ­даним, а в деяких випадках при великій глибині моря єдино можливим.

При „сухому” закінченні свердловин устьове обладнан­ня розміщується в зануреній герметичній сталевій камері, в якій підтримується атмосферний тиск. Під час експлуатації камера заповнена азотом, а під час робіт з обслуговування чи ремонту устьового обладнання її неї через шланг подають по­вітря з капсули, що опускається, і з’єднується з камерою. У капсулі може перебувати бригада з трьох-чотирьох чоловік для ремонту обладнання. З’єднання камери і капсули здійсню­ється через проміжну камеру з отворами люків, які відкрива­ються автоматикою. З’єднання камери з капсулою здійсню­ється без участі водолазів.

За кінцевими результатами морський нафтовидобуток при зна­ходженні устя на дні виявляється більш економічно виправ­даним, а в деяких випадках при великій глибині моря єдино можливим.

Якщо проектом освоєння родовища передбачається зна­ходження устя видобувних свердловин на дні, то розбурювання родовища повинно здійснюватися зануреними або напівзануреними плавучими буровими устаткуваннями, які після закінчення робіт з буріння можуть пересуватися на інші площі.

Розбурювання родовища здійснюється при обов’язковому встановленні на дні опорної плити, в якій є отвори для закріплення в ній водоізоляційної колони на період буріння свердловин і встановлення експлуатаційного обладнання після завершення буріння свердловин.

Так, наприклад, на родовищі Бічар (Північне море) опо­рна плита вагою 90 тонн мала 8 гнізд під свердловина з від­станню між їх центрами 5,2 метри Плита закріплюється на дні чотирма паля ми діаметром 300 міліметрів. Палі забиваються в дно вібромолотом. З’єднання паль з плитою здійсню­ється кільцевими пакерами після горизонтального вирівню­вання плити. Роботи із встановлення плити виконуються з ви­користанням канатів і вантажопідіймальної техніки бурового устаткування. Контролюється встановлення плити телевізій­ною системою або водолазами-аквалангістами.

Після завершення буріння свердловини безпосередньо з бурового устаткування в неї опускають НКТ і встановлюють устьове обладнання, яке істотно відрізняється від поверхнево­го. Фонтанна арматура для підводної експлуатації виготовля­ється з корозійностійкої сталі і складається з фонтанної ялин­ки з гідравлічними засувками, муфти для з’єднання ялинки з підводним устям свердловини, викидних ліній, скеровуючих і центруючих пристроїв. Фонтанну арматуру встановлюють з плавучого бурового устаткування, використовуючи для цього скеровуючі канати.

На практиці організації промислу на дні відпрацьовува­лись методи розміщення устя в спеціальній повітряній каме­рі за атмосферного тиску, в якій робітники можуть виконувати всі роботи, необхідні длї ремонту і обслуговування свердло­вин. Середовище заповнюють штучною газовою сумішшю з низьким вмістом кисню, що усуває можливість загоряння га­зової суміші і робить безпечним всі операції з видобування нафти. Присутність операторів у підводному середовищі не­обхідна тільки для профілактичного огляду і ремонту облад­нання. А решту часу підводне устаткування керується автома­тично. Доставлення персоналу в підводне середовище здійс­нюється з корабля обслуговування в спеціальній капсулі на ка­наті. Також використовуються малогабаритні підводні човни.

 

 

Лекція №30.

Підтримання пластового тиску нагнітанням води.

План.

1. Інтенсифікація процесу розробки.

2. Вимоги які ставляться до води яку нагнітають.

 

1. Підтримання пластового тиску нагнітанням води крім підвищення нафтовіддачі забезпечує інтенсифікацію процесу розробки.

Заводнення─один із основних видів впливу на нафтопродуктивні пласти. Приймаючи рішення на підтримання пла­стового тиску нагнітанням води для конкретного покладу на­фти, необхідно послідовно зробити таке:

- визначити місцезнаходження водонагнітальних свер­дловин;

- визначити сумарний об’єм нагнітання;

- розрахувати кількість водонагнітальних свердловин;

- встановити основні вимоги до води, що нагнітається.

Місцезнаходження водонагнітальних свердловин визна­чається особливостями геологічної будови покладу нафти. За­дача зводиться до того, щоб підібрати таке розташування водонагнітальних свердловин, яке б забезпечувало найефектив­ніший зв’язок між зонами нагнітання води і зонами відбору з рівномірним витісненням нафти водою.

Залежно від місцезнаходження водонагнітальних сверд­ловин у практиці розробки нафтових родовищ застосовуються такі системи заводнення.

Законтурне заводнення застосовується для розробки по­кладів з невеликими запасами нафти. При використанні сис­теми розробки потрібно бути впевненим, що водонафтовий контакт (ВНК) за досягнутих перепадів тиску може переміщатися. Практикою розробки нафтових родовищ виявлено випадки, коли безпосередньо біля поверхні ВНК поклад нафти „запеча­таний” продуктами окислення нафти (асфальтенами, смолами, парафіном і т. д.) чи продуктами життєдіяльності бактерій. Крім того, проектування і реалізація цієї системи потребує де­тального вивчення законтурної частини пласта. Можуть мати місце випадки, коли характеристики законтурної частини пла­ста за пористістю, проникністю, піскуватістю істотно відрізняються від характеристик центральної частини пласта.

Приконтурне заводнення застосовується тоді, коли є ускладнений гідродинамічний зв’язок нафтової зони пласта із законтурною ділянкою. Ряд нагнітальних свердловин у цьому випадку розміщається у водонафтовій зоні чи у внутрішньому контурі нафтоносності.

 

2. Внутрішньоконтурне заводнення застосовується, в ос­новному, для розробки нафтових покладів з дуже великими розмірами площ. Внутрішньоконтурне заводнення не заперечує законтурного і приконтурного заводнень, а в необхідних випадках вони поєднуються.

Розчленування нафтоносної площі на ряд площ шляхом внутрішньоконтурного заводнення дозволяє одночасно ввести всю нафтоносну площу в ефективну розробку.

Для повноцінного розрізання нафтоносної площі нагні­тальні свердловини розміщують рядами. Під час запомповування в них води по лініях рядів нагнітальних свердловин утворюється зона підвищеного тиску, яка перешкоджає пере­тіканню нафти з однієї площі на іншу. Осередки води, що сформувалися навколо кожної нагнітальної свердловини, із запомповуванням збільшуються в розмірах і, згодом, злива­ються, утворюючи єдиний фронт води, просування якого мо­жна регулювати так само, як і у випадку законтурного завод­нення. З метою прискорення формування єдиного фронту во­ди по лінії ряду нагнітальних свердловин, освоєння свердло­вин під нагнітання в ряді здійснюють „через одну”. У промі­жках проектні водонагнітальні свердловини вводять в експлу­атацію як нафтовидобувні, здійснюючи в них форсований від­бір. З появою в „проміжних” свердловинах запомповуваної води, вони переводяться під нагнітання води.

Експлуатаційні свердловини розміщують рядами пара­лельно до рядів водонагнітальних свердловин. Відстань між рядами нафтовидобувних свердловин і між свердловинами в ряді вибирається на основі гідродинамічних розрахунків із урахуванням особливостей геологічної будови і фізичної ха­рактеристики колекторів на даній площі розроблення. Розроб­ку кожної площі здійснюють за своєю системою розміщення експлуатаційних свердловин з максимальним урахуванням геологічної характеристики площі.

Великою перевагою описуваної системи є можливість починати розробку з будь-якої площі і, зокрема, вводити в розробку, в першу чергу, площі з кращими геолого-експлуатаційними характеристиками, з найбільшою густотою запасів, з високими дебітами свердловин. Різновидом системи внутрішньоконтурного заводнення є блокові системи розробки.

Блокові системи розробки застосовуються на родовищах видовженої форми з розміщенням рядів водонагнітальних свердловин частіше в поперечному напрямі. Принципова відмінність блокових систем розробки від системи внутрішньо-контурного заводнення в тому, що блокові системи передба­чають відмову від законтурного заводнення.

Рисунок 30.1Принципова схема реалізації блокової системи розробки

Нафтового родовища

Як видно зі схеми, ряди водонагнітальних свердловим розрізають єдиний поклад на окремі ділянки (блоки) розробки.

Перевага блокових систем у наступному:

1. Відмова від розміщення водонагнітальних свердловин у законтурній зоні усуває ризик буріння свердловин у слабо вивченій на стадії розвідки родовища частині пласта.

2. Повніше використовується проявлення природних сил гідродинамічної області законтурної частини пласта.

3. Істотно скорочується площа, що підлягає впорядку­ванню об’єктами підтриманні пластового тиску.

4. Спрощується обслуговування системи підтримання пластового тиску (кущові насосні станції тощо)

5. Компактне, близьке розташування видобувних і водонагнітальних свердловин дозволяє оперативно вирішувати пи­тання регулювання розробки перерозподілом нагнітання води по рядах і свердловинах та відбору рідини в нафтовидобувних свердловинах.

Площове заводнення застосовується для розробки плас­тів з дуже низькою проникністю. За цією системою експлуатаційні і нагнітальні свердловини розміщаються за правиль­ними схемами чотири -, п’яти -, семи - і дев’яти точковими сис­темами.

Великий вплив на ефективність площового заводнення чинять однорідність пласта і запаси нафти, що припадають на одну свердловину, а також глибина залягання об’єкта розробки.

 

 

Лекція №31.