Вопрос 12 (Извините и так пытался только нужную инфу собрать)

После завершения бурения, обычно ствол скважины заполнен глинистым раствором. Плотность глинистого раствора приготавливается такой, чтобы давление столба этого раствора в скважине превышало пластовое давление, т.е. Рзаб > Рпл. В этом случае вызвать приток нефти к забою скважины из пласта возможно или за счет снижения столба жидкости в скважине, или за счет уменьшения плотности жидкости, заполняющей скважину.

Освоение скважин производят в промысловой практике одним из следующих способов:

 

1.Метод поршневания (свабирования).

При этом методе освоение производится при помощи поршня (сваба) постепенным снижением уровня жидкости в скважине.

При спуске поршня (сваба) вниз шариковый клапан открывается и поршень свободно погружается в жидкость. При подъеме поршня клапан закрывается (шарик плотно садится в клапанное гнездо) и столб жидкости, находящийся в НКТ(насосно-компрессорная труба) над поршнем, выносится на поверхность.

При свабировании уровень жидкости в скважине снижается и, соответственно, снижается давление на забое скважины, за счет чего происходит приток жидкости из пласта в скважину.

Недостаток: работы ведутся при открытом устье, что может привести к выбросу нефти из скважины (опасно в пожарном отношении).

Поэтому свабирование чаще всего применяют при освоении нагнетательных, водяных скважин.

 

2. Компрессорный метод

При этом методе освоения фонтанных скважин в затрубное пространство нагнетается газ который вытесняет жидкость из скважины через насосно-компрессорные трубы на поверхность.

Газ доходит до пускового отверстия (клапана), прорывается в лифт НКТ и выбрасывает столб жидкости из НКТ. В результате резко снижается противодавление на забой скважины и нефть начинает поступать из пласта в скважину.

 

3.Метод промывки

При этом методе воду, нефть или аэрированную жидкость насосом закачивают в затрубное пространство, а глинистый раствор, которым заполнена скважина, вытесняется через насосно- компрессорные трубы на поверхность.

Понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды и газа. При этом значительно снижается давление столба жидкости на забой скважины и нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Подачу газожидкостной смеси прекращают после того, как скважина начинает фонтанировать или из скважины идет чистая, безводная нефть.

 

4. Тартание (Один из первых методов освоения скважины)

Это метод добычи нефти из скважины с помощью желонки. Желонка представляла из себя бадью, применяемую первоначально при добыче нефти из колодцев, но удлиненнее, с диаметром значительно меньшим, чем при добыче из колодцев, так, чтобы она проходила в стволе обсадной трубы скважины с открывающимся внутрь донным клапаном. При спуске в скважину клапан открывался и желонка наполнялась нефтью, а при подъеме желонки клапан опускался, закрывая клапанное отверстие, и нефть поднималась на поверхность.

 

5. Освоение скважинными насосами.

На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

 

Геолого-технические мероприятия проводятся на скважинах при увеличении производительности или ремонтах ее наземного и подземного оборудования. Под геолого-техническими мероприятиями понимается либо выполнение последовательностей технологических операций на существующих скважинах, либо бурение новых скважин.

Геолого-технические мероприятия делятся на 4 группы:

1.Капитальные ремонты скважин:

ликвидация негерметичностей в скважине

ликвидация аварий на скважине путем извлечения аварийного оборудования и посторонних предметов

очистка ствола и забоя скважины

работа с пластами (отключение отдельных пластов; переход на другие; подключение новых пластов)

бурение боковых стволов

проведение гидро-разрыва пласта

исследование скважины

консервация и ликвидация скважины

и др.

 

2.Текущие ремонты скважин

оснащение оборудованием

перевод на другой способ эксплуатации

ремонт оборудования

промывка скважины

и др.

 

3.Бурение и ввод новых скважин

 

4.Повышение нефтеотдачи пласта

Мероприятия, оказывающих воздействие на пласт путем закачки различных химических реагентов, а также путем гидродинамических воздействий вызывающих изменение фильтрационных потоков внутри пласта путем изменения режимов работы нагнетательных и добывающих скважин.

 

Вопрос 4

Геологические запасы нефти и газов (категория С2) geological reserves (of oil and gas) - Запасы нефти и газов, подсчитанные для площадей, расположенных в пределах нефтегазоносных областей (провинций) по горизонтам, продуктивность которых установлена на других месторождениях, а в пределах данной площади предполагается на основе благоприятных геологических и геофизических данных.

 

Экономические запасы нефти и газа-Экономически выгодные запасы нефти и газа, подсчитанные исходя из затрат на их добычу, транспортировку и переработку.

 

Я не знаю то это или нет...если что - корректируйте тут же, или удаляйте вовсе.

Сюда же кладу Тёмин вариант:

 

Вероятные запасы - экономический показатель, отражающий величину запасов полезных ископаемых, которые могут быть оценены на основе геологических предпосылок и теоретических построений.

Доказанные запасы - экономический показатель, отражающий величину запасов полезных ископаемых, которые могут быть измерены с достаточной точностью (обычно не ниже 20 %).

Запасы нефти в мире оцениваются по-разному, но принято считать запасы, которые могут быть извлечены при нынешнем уровне развития техники и технологии. Опыт показывает, что ожидаемые запасы открытых месторождений обычно оказываются меньше, чем удаётся извлечь реально. Это связано с разными причинами, например, с ростом технологий зачастую можно извлечь нефть из месторождений, закрытых при использовании устаревших.

 

Билет 26:

Шельфовая разработка нефтегазовых месторождений - система организационно-технических мероприятий, обеспечивающих рациональное извлечение жидких и газообразных углеводородов из месторождений, расположенных под дном морей и океанов. Месторождения нефти и газа обнаружены на шельфах 60 стран. B общую систему по добыче нефти и газа на морских нефтегазовых промыслах обычно входят следующие элементы: одна или несколько платформ, c которых бурятся эксплуатационные скважины, трубопроводы, соединяющие платформу c берегом, береговые установки по переработке и хранению нефти, погрузочные устройства. Новым направлением подводной добычи нефти является создание подводных эксплуатационных комплексов, на которых созданы нормальные атмосферные условия для работы операторов. Оборудование и материалы (цемент, глина, трубы, агрегаты и др.) доставляются на буровые платформы судами снабжения. Добытая нефть транспортируется на берег c помощью мор. трубопроводов, которые прокладываются в открытом море c помощью специализированных судов-трубоукладчиков. Pаботы по морской добыче нефти и газа характеризуются высокой интенсивностью. Ежегодно на шельфе бурится 900-950 поисково-разведочных скважин суммарной общим метражом 4,5 млн. м. Затраты на бурение на глубину 20-30 м превышают аналогичные затраты на суше примерно в 2 раза, на глубину 50 м - в 3-4 раза, a на глубину 200 м - в 6 раз. Существенно выше и затраты на прокладку трубопроводов (в 1,5-3 раза), a также постройку нефтехранилищ (в 4-8 раз).

 

Вопрос 10

Ограничение притока воды к забоям добывающих скважин является одной из важнейших проблем в системе мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений и увеличению нефтеотдачи пластов. В скважинах, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов одновременно, обводнение происходит неравномерно – вода продвигается по более проницаемым пропласткам и прослоям. Во многих случаях поступление воды по таким пропласткам происходит настолько интенсивно, что создается впечатление полного обводнения скважины. В таких условиях происходит неравномерная выработка отдельных пластов.

Не меньший вред нормальной эксплуатации залежи и скважин наносит подошвенная вода. Она конусообразно затягивается в призабойную зону и поступает в скважину через нижние отверстия интервала перфорации эксплуатационной колонны. Обводнение скважин при этом из года в год прогрессирует. Преждевременное обводнение скважин (не связанное с полной выработкой пласта) уменьшает конечную нефтеотдачу, приводит к большим затратам на добычу попутной воды и подготовку товарной нефти.

Большое разнообразие и сложность путей обводнения нефтяных скважин обусловливают трудность решения проблемы, которая еще больше усугубляется отсутствием надежных методов определения путей поступления воды в скважину. В условиях сложного геологического строения нефтяных залежей и пластов наблюдается все многообразие форм поступления воды:

за счет подтягивания подошвенной воды (образование конуса обводнения);

за счет опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам одного пласта (образование языков обводнения);

за счет первичного обводнения высокопродуктивных пластов при объединении двух и более продуктивных пластов в один объект разработки;

по некачественному цементному кольцу. При этом скважины обводняются как водами эксплуатационного пласта, так и водами выше- и нижележащих водоносных горизонтов.

В последние годы в нефтедобывающей промышленности изысканию методов ограничения водопритоков к забоям нефтяных скважин уделяется все больше внимания. Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные.

Селективные методы изоляции – это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорационную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающее вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. При СМИ нет необходимости производить повторную перфорацию.

Неселективные методы изоляции – это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой или газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ – точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщеннои части пласта.

 

Вопрос 25

Серьезно осложняющим работу СШНУ (Скважинные штанговые насосные установки) фактором является содержание в откачиваемой продукции механических примесей (песка). Такая продукция, попадая в глубинный насос, приводит к износу пары трения ≪цилиндр—плунжер≫, клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг. Кроме того, чрезмерное количество песка в продукции приводит к осаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению продуктивности (так называемые пескообразующие скважины). Для предотвращения поступления песка в скважины широко используют специальное оборудование их забоев, а также методы крепления призабойных зон специальными составами, которые после затвердевания образуют в призабойной зоне прочную пористую и проницаемую среду, предотвращающую в той или иной степени поступление песка в скважину. Существует много технологий таких обработок призабойных зон скважин.

Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса. По принципу действия песочные якоря относятся к классу гравитациионных сепараторов, принципиальные схемы которых показаны на рис. 9.23.

Якорь на рис. 9.23а условно называется прямым — продукция скважины поступает в кольцевой зазор между корпусом 1 и трубой 3, а жидкая фаза по трубе 3 поступает к всасывающему клапану насоса 5. Якорь на рис. 9.23б называется обращенным — продукция скважины поступает в трубу 3, а жидкая фаза из кольцевого зазора между корпусом 1 и трубой 3 поступает к всасывающему клапану насоса 5. В якоре прямого типа скорость нисходящего потока жидкой фазы (в кольцевом зазоре) и скорость восходящего потока в трубе должны быть меньше скорости оседания частиц песка, а в якоре обращенного типа скорость нисходящего потока в трубе и скорость восходящего потока в кольцевом зазоре должны быть меньше скорости оседания частиц песка. Оседающий песок накапливается в корпусе-накопителе якоря, который очищается на поверхности после подъема при подземном ремонте скважины. При использовании песочных якорей вероятность образования песчаной пробки на забое скважины существенно понижается. Практи-

ка применения песочных якорей показала, что эффективность обращенного якоря выше прямого.

Одной из технологий предотвращения образования песчаной пробки на забое является подлив, как правило, части добываемой жидкости в затрубное пространство пескообразующей скважины.

При этом глубинный насос опускается практически до забоя, что создает повышенную скорость восходящего потока в интервале ≪забой—прием насоса≫, предотвращая оседание частиц песка.

Следует отметить, что чистка песчаных пробок промывкой скважины является достаточно трудоемкой и дорогостоящей операцией, поскольку частицы песка покрыты нефтью, а зачастую и парафином, и в процессе эксплуатации скважины они слипаются, образуя достаточно прочную пробку.

 

23. Добыча нефти в осложненных условиях. (Както так...)

Под добычей в осложненных условиях, подразумеваются осложнения при добычи возникающие в пласте такие как: наличие коррозии а так же различных примесей, парафинов, песка, сероводорода, воды препятствующие добыче нефти...

 

Вынос песка на поверхность

В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчаниках, вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающееся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Если возникает такая проблема, известная под названием пескообразование, вызывают подъемную установку, оборудованную песочным насосом. Песочный насос — это специальная желонка для удаления песка из скважины.

Одним из наиболее часто применяемых методов борьбы с пескообразованием является устройство гравийных фильтров.

 

Парафин

Отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах — это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть. Парафин, являющийся на самом деле частью этой сырой нефти, осаждается в твердом виде в результате снижения температуры. Таким образом, накопление парафина редко вызывает затруднения на дне скважины, но становится острой проблемой вблизи поверхности, где температура ниже.

Для борьбы с отложением парафина существуют различные методы. В поверхностных выкидных трубопроводах может оказаться достаточным периодически пропускать через трубы скребки для удаления накопившегося парафина.

Еще один способ удаления парафина — периодическая циркуляция горячей нефти по наземным трубопроводам и насосно-компрессорной колонне. Можно также закачать растворитель парафина в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами.

 

Водонефтяная эмульсия

Образование эмульсий из нефти и воды — типичная проблема. В определенных условиях нефть и вода образуют эмульсию, не разделяющуюся на поверхности без специальной обработки. Это также является проблемой, поскольку разрушение эмульсий стоит очень дорого. Методы деэмульгирования включают тепловую и химическую обработку, а также различные комбинации химической обработки. Так как химический состав сырой нефти меняется на разных месторождениях, различается также и природа химикатов, используемых для разрушения эмульсий.

 

Наличие сероводорода

Наличие сероводорода в скважинной продукции в еще большей степени затрудняет эффективную разработку и эксплуатацию месторождений, ведет к появлению комплексных осложнений и требует разработки и внедрения новых технологий их удаления и предотвращения.

В зависимости от происхождения различают первичный -природный сероводород и вторичный - биогенный сероводород.

К основным осложнениям при добыче сероводородсодержащих нефтей относятся:

1.Высокая коррозионная агрессивность скважинной продукции и, как следствие, снижение надежности, эффективности эксплуатации и экологической безопасности нефтепромысловых объектов;

2. Повышенная экологическая опасность всех технологических процессов и объектов добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды;

3. Ухудшение фильтрационных характеристик пород продуктивного пласта и высокая аварийность скважинного оборудования в результате отложений сульфида железа.

Профилактика или предотвращение отложений осуществляется дозированием в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда полностью предотвращающих образование отложений.

Применяется дегазация нефти путем отдувки и сепарации с последующей очисткой газа от сероводорода.