Лекция 4 Понятие о скважине Разработка нефтяных и газовых месторождений 17.11.2017 1
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!