Вклад в развитие отечественной нефтяной промышленности братьев Нобель.
С ростом добычи нефти и её переработки существующие способы хранения и транспорта нефти нефтепродуктов стали неэффективны. Значительный вклад в дальнейшее развитие нефтяной промышленности на Кавказе принадлежит братьям Нобель. В 1875 году Роберт Нобель приобретает в Баку несколько промыслов и начинает бурение скважин. Одновременно он откупает керосиновый завод в Чёрном городе , проводит его реконструкцию. Также вложения братьев Нобель были сделаны в строительство складов нефти и нефтепродуктов и создание транспортных средств. Также они первые предложили заменить баржи для бочечных перевозок нефтепродуктов по Волге на металлические наливные. Впервые в мире по чертежам братьев Нобель было построено нефтеналивное металлическое судно грузоподъёмностью 240 тонн.
Вклад в развитие отечественной нефтяной промышленности Байбакова.
Н.К. Байбаков является автором около 200 научных трудов и публикаций, имеющих большое научное и народнохозяйственное значение. Его научные труды по комплексному решению проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений, по тепловым методам разработки нефтяных месторождений имеют первостепенное научное и большое практическое значение. Важным направлением государственной и научной деятельности Н.К. Байбакова является научное прогнозирование наиболее эффективных путей становления и развития отечественной нефтяной, газовой, нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности.
Крупный научный вклад Н.Б. Байбаков вместе с другими учеными внес в прогнозирование и теоретическое обоснование возможных больших запасов нефти, газа и газового конденсата в северных районах Тюменской и Томской областей. В своей деятельности Н.К. Байбаков проявлял инициативу и постоянно уделял внимание решению научно-технических проблем в области подготовки запасов, бурения, добычи нефти, газа и конденсата, переработки нефти и создания новых прогрессивных технологий в нефтехимии.
|
|
|
Он одним из первых научно обосновал возможность значительного повышения нефтеотдачи пластов. Под руководством Н.К. Байбакова были внедрены многие передовые технологические процессы: поддержание пластового давления путем нагнетания в нефтеносные горизонты воды, газа или воздуха под высоким давлением, методы воздействия на призабойную зону скважин с целью повышения ее продуктивности и интенсификации добычи нефти и др., давшие значительный экономический эффект.
Разработка н. и г. месторождений
Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Повышение эффективности воздействия на залежь теплоносителем.
|
|
|
В мировой практике, в том числе и у нас в России, одним из основных способов разработки месторождений с вязкими нефтями (> 30 мПа×с) является воздействие на нефтяной пласт теплоносителем. Нагнетание теплоносителей предназначается для интенсификации разработки нефтяных месторождений и увеличения нефтеотдачи пластов.
В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи применяются насыщенный водяной пар или горячая вода. Именно эти теплоносители характеризуются наибольшим среди известных рабочих агентов теплосодержанием и, следовательно, дают возможность обеспечить лучшую эффективность теплового воздействия на пласт.
Теплоперенос в пласте осуществляется конвективным и одновременно диффузионным путем. Следовательно, тепло, вводимое в пласт, передается не только жидкостям и газам, находящимся в каналах фильтрации, но и породе продуктивного пласта, а также окружающим породам. В этом основная отличительная особенность термических методов и их преимущество перед другими методами повышения нефтеотдачи, в которых перенос вытесняющего агента в пласте осуществляется только конвекцией. Охват тепловым воздействием приводит к активизации вытеснения нефти по всему объему прогретой зоны пласта, что в итоге обеспечивает значительный прирост коэффициента нефтеизвлечения.
|
|
|
Росту коэффициента нефтеизвлечения способствуют следующие основные механизмы: уменьшение вязкости нефти под воздействием температуры, тепловое расширение пластовой системы, улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.
Если вязкость нефти значительно снижается с увеличением температуры (тяжелые нефти) и коллектор гранулярный, то основной вклад в увеличение нефтеотдачи вносит механизм улучшения отношения вязкостей нефти и воды. Если же вязкость нефти с изменением температуры меняется умеренно или слабо, то преимущество получают механизмы теплового расширения пластовой системы и улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил. Значение последних двух механизмов особенно велико для трещиновато-пористых пластов, в которых основная масса нефти сосредоточена в низкопроницаемых поровых блоках (матрицах) и вытеснить ее можно только за счет активизации тепломассообмена между трещинами и блоками.
|
|
|
При нагнетании в пласт пара, в отличие от горячей воды, проявляется дополнительный механизм увеличения нефтеотдачи - дистилляция легких фракций нефти в зоне пара.
Несмотря на то, что тепловые методы могут обеспечить достаточно высокуюнефтеотдачу, применение их ограничивается экономической целесообразностью. Дело в том, что эти методы весьма энергоемки, требуют больших энергозатрат на производство теплоносителя и они экономически невыгодны для разработки месторождений с малой и повышенной вязкостью нефти (менее 30 мПа×с), где более эффективны заводнение, физико-химические методы и др.
Из соображений экономической целесообразности в качестве основных критериев при выборе объекта разработки были приняты ограничения: вязкость пластовой нефти ³ 50 мПа×с, глубина залегания пласта до 1000 м, толщина нефтенасыщенного слоя ³ 6 м.
Опыт показывает, что тепловые методы на месторождениях высоковязких нефтей могут обеспечить весьма значительное (иногда кратное) увеличение нефтеотдачи относительно естественных режимов разработки или методов заводнения.
Широко известны технологии паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) . Суть этих технологий заключается в том, что при любых системах размещения скважин на первом этапе в нагнетательные скважины осуществляют непрерывную закачку теплоносителя, за счет чего в пласте создаются обширные прогретые зоны, затем, на втором этапе в те же нагнетательные скважины непрерывно закачивают ненагретую (холодную) воду с целью проталкивания оторочки теплоносителя к добывающим скважинам. Объем теплоносителя, необходимого для создания тепловой оторочки, зависит от конкретных геолого-физических условий пласта, плотности сетки скважин, температуры нагнетания и изменяется в широких пределах от 0,4 до 1,2 порового объема пласта в зоне вытеснения при закачке пара и от 0,6 до 1,8 порового объема - при закачке горячей воды.
На Гремихинском месторождении работы по воздействию горячей водой были начаты в 1983 году. В результате проведения научно-исследовательских и промысловых исследований в течение ряда лет были обоснованы, созданы и внедрены в производство следующие новые технологии: технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт - ИДТВ, импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами - ИДТВ(П), технология теплоциклического воздействия на пласт - ТЦВП.
Основные требования, предъявляемые к конструкции паронагнетательной скважины (ПНС), сводятся к следующему:
- конструкция нагнетательной скважины должна обеспечивать безаварийную работу в условиях нагнетания в пласт теплоносителя и последующей закачки в пласт холодной воды для продвижения тепловой оторочки:
- конструкция скважины должна обеспечивать термические напряжения, не приводящие к нарушению прочности обсадной колонны и цементного пласта.
Эффективным средством снижения термических напряжений в элементах конструкции является снижение температуры на внутренней поверхности обсадной колонны путем установки пакеров и тепловой изоляцией насосно-компрессорных труб, по которым нагнетается теплоноситель.
Технология крепления ПНС должна предусматривать методы снижения как температуры нагрева обсадных колонн, так и температурных напряжений. Эти методы можно разделить на две группы. Используя первую группу методов снижают температуру нагрева обсадной колонны, следовательно, и температурные напряжения путем оборудования ПНС термостойким внутрискважинным оборудованием (термоизолированные НКТ, пакерующие средства, термоизоляция затрубного пространства и др.). При этом еще и сокращаются теплопотери. С помощью второй группы снижают уровень температурных напряжений путем создания условий свободной деформации или создания в обсадной колонне предварительных механических напряжений знака обратного знаку температурных напряжений. В скважинах, используемых для нагнетания теплоносителя в пласт, эксплуатационная колонна перед ее цементированием натягивается на расчетное усилие и закрепляется на устье скважины. Таким образом, в сечениях обсадной колонны создаются предварительные напряжения, противоположные по знаку термальным напряжениям, которые постепенно по мере нагрева обсадной колонны исчезают ("погашаются").
37. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений.
В 1947 г под руководством А.М.Григоряна и В.А. Брагина наКраснокамском месторождении из основного вертикального ствола длиной 240 м пробурили в продуктивном пласте два дополнительных ствола по 30 и 35 м.
Первая ГС в Удмуртии пробурена в 1992 году на Мишкинском месторождении. Дебит скважины получен в 4 раза выше соседних вертикальных скважин. Плановое опытно-промышленное бурение ГС начато в 1994 году. Внедрение горизонтального бурения на месторождениях Удмуртии показало, что оно может успешно применяться как на начальной стадии разработки, так и на поздней, с целью повышения эффективности реализуемых систем разработки. Горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы применяются в сочетании с вертикальными, по которым имеется информация о параметрах пластов (прежде всего, о нефтенасыщенных толщинах и их изменении по площади, продуктивности скважин и др.), позволяющей наиболее обоснованно размещать горизонтальные стволы.
Существует четыре группы основных критериев выбора объектов под горизонтальное бурение: геологические, технологические, технические и экономические.
Анализ влияния особенностей геологического строения объектов разработки Удмуртии на эффективность горизонтальных стволов позволяет выделить следующие основные геологическиекритерии при выборе скважин для горизонтального бурения: эффективная нефтенасыщенная толщина не менее 2.5-3 м; наличие непроницаемого экрана между водонасыщенными и нефтенасыщенными коллекторами; возможность формирования горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород; эффективная длина бокового горизонтального ствола составляет 80-200 м, в зависимости от реализованной сетки скважин.
Технологическиекритерии определяются многими факторами: расположением невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и разрезу с учетом реализованной системы разработки; степенью выработанности запасов; текущими пластовыми и забойными давлениями; дебитами скважин на перспективных участках залежи; обводненностью продукции; плотностью сетки скважин.
Технические критерии включают: состояние эксплуатационной колонны; состояние цементного камня за колонной; наличие зон осложнений в интервале зарезки и бурения БГС (бокового горизонтального ствола).
Главными экономическими критериями являются: минимизация затрат на бурение, окупаемость вложенных средств; рентабельность бурения ГС.
При площадных системах размещения скважин в процессе разработки нефтяных месторождений целики нефти остаются в слабо дренируемых участках залежи, расположенных между добывающими скважинами, в зонах распространения коллекторов с ухудшенными геолого-физичекими характеристиками, которые "обходятся" нагнетаемой водой, а при слабой активности внедрения в залежь пластовых вод на участках, не охваченных процессом заводнения.
Профиль принято выбирать в зависимости от геологических характеристик месторождения, положения ВНК. Если толщина пласта большая, то в этом случае рекомендуется профиль горизонтальной части ствола по нисходящей линии с максимальным охватом пласта по толщине (по мере выработки запасов нефти ВНК перемещается в вверх, поэтому рекомендуется такой вид профиля, чтобы по мере отбора не произошло обводнение пласта сразу). Если пласт характеризуется небольшой толщиной, то рекомендуется профиль по горизонтальной линии вблизи кровли пласта и если характеризуется наличием газовой шапки – по восходящей линии, профиль в сторону газовой шапки. Длина горизонтального ствола определяется размером целиков нефти, экономической эффективностью, технической возможностью реализации, соотношением продуктивности от длины. Обосновывается проектным документом на основе многофакторного анализа. При чрезмерно большой длине горизонтального ствола увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин. Практические данные работы БГС на месторождениях Удмуртии указывают, что дебит горизонтального ствола в условиях неоднородных коллекторов, при сетке скважин 500´500 м и отходах от старого ствола на 150 м при увеличении его длины более 150 м не растет.
В среднем по Удмуртии длина – от 80 до 250 м.
Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Технология процесса заводнения. Контроль и регулирование процесса заводнения.
В настоящее время основной метод разработки месторождений нефти – это поддержание пластового давления заводнением пластов.
Различают следующие виды систем заводнения:
Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300—800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.
Законтурное заводнение целесообразно:
1)при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;
2)при сравнительно малых размерах залежи нефти;
3) при однородном пласте с хорошими коллекторскимисвойствами как по толщине пласта, так и по площади.
В этих условиях система законтурного заводнения позволяет наиболее полно выработать запасы и вытеснить нефть к центральной возвышенной части пласта, к так называемому стягивающему ряду добывающих скважин или к одной скважине.
Законтурноезаводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:
1)повышенный расход энергии на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;
2)замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания;
3)повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания.
Приконтурноезаводнение. Ускорение воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности.
Приконтурноезаводнение применяется:
1)при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью;
2)при сравнительно малых размерах залежи (см. законтурноезаводнение);
Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны некоторые возможные потери нефти вследствие образования целиков между нагнетательными скважинами. Нефть из этих целиков может быть вытеснена только при очень тщательном регулировании процесса выработки, включая бурение дополнительных скважин.
С энергетической точки зрения Приконтурноезаводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.
Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу Нефти.
Выбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капвложений. Как правило, линии нагнетательных скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллекторскими свойствами, что позволяет устранить или уменьшить блокировку нагнетаемой воды и повысить охват пласта воздействием.
Блочноезаводнениецелесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами.
Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяется влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговомзаводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.
Избирательную систему заводнения применяют, как и очаговую, при выработке запасов нефти из сильно неоднородных прерывистых как по простиранию, так и по толщине коллекторов. При этой системе точки бурения нагнетательных скважин определяют с учетом детального изучения геологических условий распространения продуктивного пласта, его связей с забоями ближайших добывающих скважин и таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вытеснения нефти водой и свести до минимума влияние неоднородности пласта на полноту выработки и конечный коэффициент нефтеотдачи. Вследствие этого нагнетательные скважины оказываются расположенными на площади хаотично, отражая естественную неоднородность коллектора. Это осложняет систему водоснабжения нагнетательных скважин. На первых этапах разработки, когда геологическая информация ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть применена. Она эффективна лишь на последующих этапах, когда выявляются детали строения пласта и результаты влияния на скважины закачки основной системы заводнения.
Площадноезаводнение — наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются. При разбуривании площади по таким равномерным сеткам скважин оказывается, что при пятиточечной схеме на каждую нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме две добывающие, а при девятиточечной три добывающие скважины. Учитывая, что нагнетательные скважины не дают продукцию, становится очевидным, что девятиточечная схема экономически выгоднее, однако интенсивность воздействия на залежь при этом меньше и вероятность существования целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины больше. Исторически сложилось так, что площадное заводнение использовали на последних стадиях разработки. Однако система площадного заводнения, может эффективно использоваться на ранних этапах разработки при хорошей изученности пласта.
Контроль и регулирование эксплуатации залежи
Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы в зоне 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.
В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за дебитом нефтедобывающих скважин по нефти, процентом обводненности нефти, газовым фактором, 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.
На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар.
При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. 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.
По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар, карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности.
На основе результатов всех перечисленных исследований строят фактические графики основных показателей разработки пласта, которые позволяют следить за отборами нефти и воды из пласта, закачкой воды или газа в пласт, изменением пластового давления и газового фактора. При отставании фактических показателей от проектных проводят те или другие мероприятия с целью регулирования разработки и достижения проектных показателей.
Проектирование разработки нефтяных месторождений. Исходная информация. Обоснование конечного коэффициента нефтеизвлечения. Определение уровня добычи нефти. Выбор системы разработки.
Система разработки – это комплекс мероприятий по извлечению нефти и газа из недр и управлению этим процессом.
Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпа отбора нефти из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и режимы их эксплуатации, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки.
Система разработки обосновывается в технологических проектных документах. Уровень и обоснованность проектных решений по системам разработки, степень их практической реализации являются факторами, определяющими конечную нефтеотдачу пластов и технико-экономическую эффективность процесса их разработки.
Технологическими проектными документами, по которым нефтегазодобывающее предприятие осуществляет пробную эксплуатацию, промышленную разработку нефтяных и газовых месторождений и проводит опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий и методов нефтеотдачи пластов, являются: проекты пробной эксплуатации, технологические схемы опытно-промышленной разработки, технологические схемы разработки, проекты разработки и дополнения к ним.
Технологическая схема разработки – это проектный документ, определяющий предварительную систему промышленной разработки эксплуатационного объекта нефтяного месторождения на основе данных его разведки и пробной эксплуатации. Составляется до конца экономической рентабельности. Если отсутствует необходимая информация для составления технологической схемы, то первым проектным документом является проект пробной эксплуатации сроком на 3 года. В течение этого времени необходимо собрать всю геолого-техническую информацию, исследовать физико-химические свойства флюидов, насыщающих продуктивные отложения. На основе этой информации составляется технологическая схема разработки.
Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технических и технологических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контроль за процессом разработки, обеспечение промышленной безопасности, охрана недр и окружающей среды.
Исходной информацией для составления проектных документов на промышленную разработку являются данные разведки, подсчета запасов, пробная эксплуатация или опытно- промышленные разработки залежи.
Конечный КИН обосновывается проектно-технологическим документом. Как известно, конечный КИН определяется как отношение объема накопленной добычи нефти за весь период разработки к балансовым запасам.
Конечный КИН должен соответствовать проектному, который определяется в проектных технологических документах и рассчитывается как произведение двух коэффициентов – Кохв × Квыт.
КИН зависит от геолого-физической характеристики разрабатываемого объекта, от физико-химических свойств насыщающих флюидов, в частности, от вязкости нефти, от принятой системы разработки и от агента воздействия на пласт.
Определение уровня добычи нефти.
Уровень добычи нефти определяется по формуле притока жидкости к забою скважины (формула Дюпюи). Рассчитываются добывные возможности скважины (годовой дебит скважины), оценивается добыча по объекту разработки, а затем определяется уровень добычи нефти, как отношение объема годовой добычи нефти по объекту к объему начальных извлекаемых запасов.
формула Дюпии.
формула Дюпии с учетом несовершенста
коэффициент продуктивности
Разработка многопластовых месторождений. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Раздельная и совместная эксплуатация.
Эксплуатационный объект – это продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.
Разработка эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении может осуществляться, как совместно, так и раздельно в определенной последовательности:
1) Когда мы можем объединить пласты в один объект разработки и разрабатывать совместно одной сеткой скважин.
2) Когда пласты нельзя объединить в один объект разработки, тогда:
а) может быть предложена последовательная система разработки с выделением базового и возвратного объектов.
б) разработка с применением ОРЭ (ОРД, ОРЗ).
3) Разработка каждого пласта самостоятельной сеткой.
Последовательная система разработки предусматривает выделение базового и возвратного объекта.
Базовый (базисный) объект – это объект, который выделяется среди остальных по запасам, нефтенасыщенностью, является более крупным и продуктивным среди остальных.
Бурение ведется на основной объект, который затем вскрывается и эксплуатируется. После выработки запасов из основного базисного объекта производится цементирование его зоны перфорации и осуществляется перфорация вышележащих, менее продуктивных возвратных пластов.
Эта система имеет недостаток, связанный с увеличенными сроками разработки и с падением продуктивности при разработке возвратных объектов.
Вопрос о совместной разработке нескольких эксплуатационных объектов одной сеткой скважин всегда привлекал к себе внимание и прежде всего по экономическим соображениям, так как значительная доля капитальных вложений затрачивается на разбуривание месторождения.
Технико-экономическая целесообразность перевода скважин на одновременно-раздельный отбор нефти из нескольких горизонтов определяется следующими условиями:
1. Продуктивные горизонты должны отличаться по пластовому давлению, по коллекторским свойствам и свойствам нефти.
2. Срок эксплуатации всех продуктивных горизонтов продолжительный.
3. Нефтеносные пласты должны быть сложены из устойчивых пород.
4. Расстояние между продуктивными пластами должно быть таким, чтобы можно было создать цементное кольцо, надежно предотвращающее перетоки жидкости при максимально возможных перепадах пластовых давлений в течение всего времени эксплуатации скважины.
Внедрение ОРЭ позволит:
1) Сократить объем бурения за счет использования ствола одной скважины и организации и одновременного (совместного) отбора запасов УВ разных объектов разработки одной сеткой скважины.
2) Проводить эксплуатацию одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствам нефтей.
3) Повысить рентабельность отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.
На сегодняшний день появился некоторый опыт эксплуатации, что позволило сформулировать основные требования, предъявляемые к оборудованию для раздельного отбора нефти:
1) Надежное разобщение пластов на протяжении всего периода эксплуатации.
2) Раздельный контроль за разработкой каждого пласта, раздельный контроль по добыче жидкости, нефти и по обводненности.
3) Раздельное регулирование работы каждого пласта
4) Возможность опрессовки подземного оборудования, освоения каждого пласта.
5) Простота конструкции и обслуживания.
6) Возможность удаления парафина в подъемных трубах и многократного осуществления прямой или обратной промывки интервалов пластов и скважины с наименьшими трудозатратами.
7) Наименьшая металлоемкость.
8) Надежность в эксплуатации.
.Если нельзя внедрить ОРЭ, то тогда многопластовое месторождение может быть разработано самостоятельнойсеткой на каждый объект. Однако при этом потребуются значительно большие капитальные и эксплуатационные затраты.
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 678; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!