Лекция 4

Понятие о скважине

Разработка нефтяных и газовых месторождений

17.11.2017 1

• Процесс искусственного образования в массиве выработки небольшого круглого сечения (скважины).

Бурение скважин

Терминология

17.11.2017 3 Начальный диаметр <=900 мм, конечный – <=165 мм

Конструкция скважины

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Дебит

(фр. debit — сбыт, расход) — объём флюида, стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени.

Дебит измеряется для:

• нефтяных скважин - м³/час, м³/сутки.

• газовых скважин - тыс. м³/час, тыс. м³/сутки.

• газоконденсатных скважин - тонн/час, тонн/сутки.

17.11.2017 5

Депрессия

Разность давлений: P=Pпл –Pзаб

Воронка депресcии

17.11.2017 6

cone of formation pressure depression

Коэффициент продуктивности скважин

well productivity factor - отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит (депрессии).

К.П.С. прямо пропорционален толщине работающего пласта и его проницаемости, обратно пропорционален вязкости фильтрующейся в скважину жидкости и логарифму отношения радиуса контура питания к радиусу скважины (формула Дюпюи).

17.11.2017 7

17.11.2017 8

P

P - депрессия

h

8

Коэффициент продуктивности

• определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин;

• строятся индикаторные диаграммы (ИД) - графики зависимости дебита от депрессии на основе замеров на квазистационарных режимах (установившихся отборах);

Индикаторная диаграмма

• по наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

17.11.2017 10

Коэффициент нефтеотдачи коллектора (коэффициент извлечения нефти)

17.11.2017 11

КИН или Кн – отношение количества извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти или газа Кн=Qизвлеч/Qнач

В России Кн < 50%. • ввод в разработку новых месторождений -> неизвлекаемые

запасы возрастают; • нужны принципиально новые методы для увеличения КИН.

Коэффициент нефтеотдачи или коэффициент извлечения нефти (КИН )

зависит от:

• литологического состава коллектора;

• проницаемости пород;

• вязкости нефти;

• природного режима залежи;

• плотности сетки добывающих скважин;

• способов интенсификации добычи нефти

Добыча углеводородов. Пластовая энергия Wп

Совокупность всех видов механической и тепловой энергии флюидов и горных пород, которые могут быть использованы для добычи.

17.11.2017 13

Энергия, обусловливающая движение нефти, газа и воды в пластах

1) напор пластовых контурных вод; 2) упругость жидкости и самих пород пластов; 3) напор свободного газа, заключенного в повышенных частях пласта (газовой шапке); 4) расширение сжатого газа, растворенного нефти; 5) сила тяжести нефти.

17.11.2017 14

Энергия для подъема флюида от забоя до устья

1. внутреннее трение жидкости и газа, связанное с

преодолением их вязкости;

2. трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов породы;

3. межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту;

4. капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте благодаря смачиванию стенок поровых каналов.

17.11.2017 15

Энергетический баланс

Wп+Wв= W1+W2+W3

Слагаемые – это энергия:

W1 – для подъема флюида от забоя до устья;

W2 – для движения через устьевое оборудование;

W3 – остаточная, за пределами устья скважины;

Wп-пластовая;

Wв-вводимая.

17.11.2017 16

Режим разработки (режим залежи)

Зависит от доминирующей формы энергии (Wп + Wв), под действием которой нефть движется к забоям добывающих скважин.

17.11.2017 17

Естественные режимы разработки нефтяных месторождений (за счет Wп )

• водонапорный (энергия напора краевых или подошвенных вод);

• упругий (энергия упругого расширения жидкости и породы);

• газонапорный (энергия расширения первичной газовой шапки в подгазовых залежах);

• растворенного газа; • гравитационный (энергия положения нефти в

крутопадающих пластах).

17.11.2017 18

Искусственные режимы разработки (Wв)

• энергия закачиваемых с поверхности земли в пласт вытесняющих агентов:

– воды (жесткий водонапорный режим);

– газа;

– и других.

17.11.2017 19

Водонапорный режим

17.11.2017 20

Фильтрация нефти осуществляется под давлением краевых либо законтурных вод, обладающих регулярным питанием (пополнением) с поверхности при помощи дождевых или талых вод либо при помощи непрерывного закачивания воды (используя комплекс нагнетательных скважин).

1.-зона отбора нефти 2. проницаемый пласт 3. зона питания (русло реки) 4. скважины

Добывается 80% нефти

Самый высокий КИН (0,5-0,8)

Упругий режим

• вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта;

• обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (Pпл > Pнас);

• пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Газонапорный режим

• проявляется в нефтяных залежах с большой газовой шапкой;

• расширение газа газовой шапки при Р пл < Р нас.

• рост газового фактора;

• жесткий газонапорный режим при непрерывной закачке в газовую шапку газа.

17.11.2017 22

17.11.2017 23

Газонапорный режим

Режим растворенного газа

1. Pпл < Рнас . 2. Выделившийся свободный газ равномерно распределен в

нефти, образуя газонефтяную смесь. 3. Объем смеси больше объема пор пласта, избыток смеси

фильтруется к забоям скважин. 4. Pпл падает, газовый фактор увеличивается, а затем падает в

результате общего истощения и полной дегазации месторождения.

5. Режим отличается низким КИН (до 0,25). 6. Без искусственного воздействия на залежь (например,

закачкой воды или другими методами) режим малоэффективен.

7. В начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время.

17.11.2017 24

Гравитационный режим

17.11.2017 25

Система разработки месторождений

17.11.2017 26

совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

1) выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) заключение о целесообразности разработки объекта с использованием

природной энергии или необходимости применения метода искусственного

воздействия на залежь;

3) при необходимости — заключение о методе искусственного воздействия и его

оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении

нагнетательных и добывающих скважин на площади:

4) плотность сетки скважин (основного фонда);

5) комплекс мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

Результат проекта разработки:

Рациональная система разработки

• обеспечивает возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах.

• должна предусматривать: – соблюдение правил охраны недр и окружающей

среды; – полный учет всех природных, производственных и

экономических особенностей района; – рациональное использование природной энергии

залежей; – применение при необходимости методов

искусственного воздействия на пласт.

17.11.2017 27

• сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте;

• необходимо предотвращать бурение лишних скважин, (переуплотнение сетки), т.к. затраты на бурение скважин — одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения;

• но количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого КИН.

• следовательно, необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин.

17.11.2017 28

Сетка размещения скважин

• для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения.

17.11.2017 29

Сетка размещения скважин

Двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов

Этап 1. Бурят проектные скважины основного фонда, т. е. скважины, расположенные на площади объекта по строго геометрической сетке:

• форма зависит от принимаемой разновидности метода воздействия на пласт,

• плотность зависит от средних параметров объекта, полученных по данным разведки.

Этап 2. Бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом и составляющие 20—50 % от скважин основного фонда:

• местоположение этих скважин в первом проектном документе не определяется;

• количество обосновывается исходя из: – сложности строения объекта разработки,

– плотности принимаемой сетки основного фонда скважин,

– степени изученности объекта.

• местоположение устанавливают после бурения скважин основного фонда на основе геологопромысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации.

• резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных в разработку основным фондом скважин.

17.11.2017 30

Плотность сетки

отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин, а также расстояние между скважинами и между рядами. Туймазинское месторождение: расстояние между скважинами – 400м Плотность – 20*104 м2/скв Сетка 20—25 га/скв - для залежей нефти в геологически неоднородных пластах при относительной вязкости нефти до 4—5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15—20) даже при высокой проницаемости пластов.

17.11.2017 31

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении

Виды заводнения:

1. законтурное;

2. внутриконтурное;

3. площадное.

17.11.2017 32

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении

17.11.2017 33

Стадии разработки месторождений 1) Освоение: рост добычи; прирост скважин; снижение пластового давления; небольшая обводненность; коэффициент нефтеотдачи около 10%; длится 4-5 лет.

2) Поддержание высокого уровня добычи: прирост скважин до максимума; нарастание обводненности продукции; отключение небольшого числа скважин и переход на механизированную добычу; коэффициент нефтеотдачи – 10-15%. Длится 3-7 лет для маловязких нефтей, 1-2 года для вязких.

3) Снижение добычи нефти: уменьшение фонда скважин из-за обводнения; перевод скважин на механизированную добычу; длится 5-10 лет.

За это время добывается 80-90% извлекаемой нефти

17.11.2017 34

Стадии разработки месторождений

4) Завершающая стадия: малые темпы отбора нефти; большие темпы отбора жидкости; резкое уменьшение фонда скважин (до 0,1% от максимального). Длится 15-20 лет.

17.11.2017 35

Режимы эксплуатации скважин

1. Фонтанный.

2. Механизированный:

– газлифтный

– насосный.

17.11.2017 36

Способы добычи нефти (эксплуатации скважин) в зависимости от давления Pпл

• Фонтанная добыча: Pпл >> PГ , нефть с газом при помощи собственной энергии поднимается на поверхность.

• Газлифтный способ добычи нефти: нефть на поверхность поднимает газ, закачиваемый в скважину.

• Добыча нефти при помощи установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) или как называют бесштанговым насосом. В скважину на насосно-компрессорных (НКТ) трубах спускается насос с двигателем и производит откачку жидкости.

• Добыча нефти при помощи штангового насоса. Насос спускается в скважину на штангах и производит откачку жидкости, медленно, равномерно.

• Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ (насосно-компрессорных труб), в которых подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха).

• В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться.

• Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью.

• Плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень смеси в НКТ будет повышаться.

• Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется.

• При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

17.11.2017 38

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

смесь

Насосная эксплуатация

• ШСНУ (штанговая скважинная насосная установка):

– станок-качалка;

– оборудование устья;

– ШСН.

• УЭЦН (погружные электронасосы)

17.11.2017 39

ШСНУ

17.11.2017 40

1 – газовый или песочный фильтр 2- насос

Недостатки: 1. ограниченная глубина; 2. малая подача нефти.

УЭЦН

17.11.2017 41

1- электродвигатель

Осложнения в эксплуатации насосов

• большое газосодержание;

• пескопроявление;

• высоковязкие нефти;

• водоносные эмульсии;

• искривление ствола скважины;

• отложение парафина и т.д.

17.11.2017 42

Новые виды вытеснения нефти

17.11.2017 43

• щелочное заводнение;

• полимерное заводнение;

• вытеснение нефти горячим паром;

• микробиологическое воздействие на пласт.

Новые виды вытеснения нефти Гидроразрыв пласта

• В пласт под высоким давлением закачивают специальную смесь (обычно на основе воды либо нефти) с песком до разрыва пласта.

• Песок нужен, чтобы забить трещины и не дать им закрыться после спада внешнего давления.

• В трещины активно поступает нефть, и в большинстве случаев отдача пласта на данном участке резко возрастает.

17.11.2017 44

Проблемы гидроразрыва

1) Неаккуратная подготовка скважины к гидроразрыву, некачественная цементация, необходимая чтобы полностью изолировать другие интервалы от возможного гидроразрыва, а саму скважину от разрушения. 2) Дефицит информации о пласте, неадекватная модель и, следовательно, невозможность создать нужное давление, использовать оптимальный тип жидкости и параметры проппанта. 3) Дефицит информации о ловушке. Неточная модель ловушки, и невозможность правильно предсказать поведение пласта в масштабах куста скважин. (Может увеличиться дебит в "взорванной" скважине, а может уменьшиться и возрасти дебит в соседней, скважине. Может упасть дебит по всем скважинам, кроме одной, и т.д.) 4) Гидроразрыв может быть произведен ограниченное кол-во раз, до полного разрушения пласта и ловушки даже при самом правильном применении. И, если локальный разрыв можно производить раза 3-4, то массированный - не более 2-3-х, после чего от пласта ничего не остается.

17.11.2017 45

Эксплуатация газовых скважин

Отличие физических свойств газа:

1. плотность ниже;

2. вязкость ниже;

3. упругость выше

Способ добычи – фонтанный!

17.11.2017 46

Виды газовых месторождений: • чисто газовые (метан – Уренгойское, Медвежье); • газоконденсатные (Оренбургское; Астраханское).

Проблемы при эксплуатации газовых скважин

• пескопроявление и песчаные пробки;

• обводнение призабойной зоны;

• коррозия труб при добыче кислого газа (с сероводородом и углекислым газом).

17.11.2017 47

17.11.2017 48

Спасибо за внимание!