3.Техника и технология добычи нефти и газа. Техника для добычи нефти


Техника и технология добычи нефти

РЕФЕРАТ

Техника и технология добычи нефти

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Получение активного ила

1.2 Механизмы повышения нефтеотдачи при использовании активного ила

1.3 Эксперименты по изучению влияния биореагентов на основе активного ила

1.4 Фильтрационные характеристики при использовании активного ила

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов. Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии. Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на гидродинамические, физико-химические и тепловые.

Успешность применения методов повышения нефтеотдачи в большой мере зависит от уровня геолого-промысловых исследований нефтепродуктивного пласта, состояния его разработки и свойств, насыщающих пласт нефти, газа и воды.

Исследования нефтепродуктивного пласта предполагают изучение особенностей его строения с позиции правильной оценки особенностей геометрии пласта с уточнением трассировки тектонических нарушений, линий выклинивания продуктивной части пласта, детальным расчленением объекта разработки на отдельные пласты и пропласты. Особое внимание следует уделять литологической характеристике пород, слагающих продуктивный пласт. Особенности литологии определяют структуру пористого пространства, что, в свою очередь, влияет на решение использовать тот или иной метод повышения нефтеотдачи. Для принятия решения использовать методы повышения нефтеотдачи очень важно изучение геологических характеристик слагающих пласт пород и насыщающих жидкостей, которые при реализации этих методов вступают во взаимодействие с нагнетаемыми в пласт жидкостями, а это может сопровождаться неблагоприятными для такого применения последствиями. Так, например, при наличии в продуктивном пласте монтмориллонитовых глин и закачке в них пресной воды, щелочи, растворов поверхностно-активных веществ может происходить набухание глин с потерей приемистости скважинами нагнетаемых жидкостей, что делает задачу повышения нефтеотдачи нереализуемой. Если в продуктивном пласте содержатся сильноминерализованные рассолы солей, то при взаимодействии их с закачиваемыми жидкостями возможно выпадение твердых кристаллов в осадок с закупоркой пор пласта.

Применению методов повышения нефтеотдачи должен пред- шествовать тщательный анализ состояния разработки объекта. Наряду с изучением особенностей динамики показателей эксплуатации залежи нефти, с исследованием характера проявления естественного режима и состояния обводненности пластов по площади и разрезу следует выявить характер залегания в пласте остаточных запасов нефти после первичной разработки залежи нефти.

Состояние остаточной нефтенасыщенности является определяющим для выбора метода повышения нефтеотдачи. Если остаточная нефтенасыщенность представлена в неохваченных заводнением линзах или пропластках, то хорошие результаты можно получить при использовании гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (циклическое заводнение, метод перемены направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости). Если остаточная нефтенасыщенность представлена пленочной нефтью на поверхности породы, то предпочтительными методами повышения нефтеотдачи могут быть физико-химические (закачка ПАВ, мицеллярные растворы, закачка углекислоты и др.).

Особое значение при принятии решения о применении методов повышения нефтеотдачи приобретает углубленное изучение свойств пластовой нефти (вязкость, плотность, содержание фракций, выкипающих при разной температуре и др.) и их изменчивости в пределах залежи. Так, если пластовые нефти характеризуются высокой вязкостью, то разработку таких залежей предпочтительнее вести использованием тепловых методов.

При применении тепловых методов необходимо изучение теплофизических характеристик пород продуктивной части пласта и насыщающих пласт-коллектор жидкостей. Не менее важно изучение температурных условий в залежах нефти.

Работам по применению методов повышения нефтеотдачи пластов должны предшествовать комплексные исследования добывающих и нагнетательных скважин с определением коэффициентов продуктивности, приемистости, давления нагнетания, свойств нефти и газа, газового фактора, обводненности, забойных, пластовых давлений и температуры.

Тщательное, углубленное геолого-промысловое изучение объектов разработки перед применением методов повышения нефтеотдачи — залог успешной реализации поставленной задачи получения высокой нефтеотдачи пластов.

С развитием химической промышленности нашей страны появляется все больше и больше возможностей выделения для нефтедобывающей промышленности химических препаратов с целью использования их для повышения нефтеотдачи.

В предшествующих пятилетках подготовлены и в настоящее время успешно реализуются несколько проектов с использованием физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов – закачка водорастворимых полимеров, поверхностно-активных веществ, углеводородных газов высокого давления, закачка углекислого газа, щелочи, серной кислоты и др. В настоящее время для увеличения нефтеотдачи пластов применяется метод по закачке в пласт активного ила. Этот метод получил широкое применение на месторождениях Башкортостана.

1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Получение активного ила

В НИИнефтеотдача АН Республики Башкортостан разработан новый, перспективный базовый биореагент на основе отходов биологических очистных сооружений (БОС), так называемый избыточный активный ил (ИАИ). Активный ил формируется в процессе биохимической очистки сточных вод в азротенках, затем проходит через вторичные отстойники и избыток ила, который удаляется из системы очистки, используется в технологиях микробиологических методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Избыточный активный ил легко образует водную суспензию, совместим с высокоминерализованными сточными водами и соответствует требованиям, предъявляемым к биореагентам, которые применяются для увеличения нефтеотдачи пластов.

В составе избыточного активного ила имеются различные классы органических и неорганических веществ, однако их недостаточно для поддержания активной жизнедеятельности микрофлоры ила в условиях пласта в течение длительного времени. Полученные результаты лабораторных и опытно-промысловых исследований позволили сделать вывод, что для интенсификации микробиологических МУН необходимо разработать на основе избыточного активного ила биореагенты с добавлением различных питательных и стимулирующих добавок. В качестве дополнительного питательного субстрата нами предлагаются культуральная жидкость Acinetobacter sр., отходы производства синтетического глицерина и некоторые полимеры. При добавлении их биохимическая активность избыточно активного ила повышается в несколько раз, газообразующая способность ила возрастает в 5-10 раз, интенсифицируются окислительно-восстановительные процессы с образованием и выделением различных промежуточных и конечных продуктов метаболизма. Разработанные биореагенты на основе отходов БОС могут использоваться не только для увеличения нефтеотдачи, но и для снижения обводненности скважин, в которых большинство других МУН неприменимо или экономически невыгодно.

1.2 Механизмы повышения нефтеотдачи при использовании активного ила

При использовании микробиологических методов дополнительное вытеснение нефти обусловливают те же механизмы, что и при применении физико-химических методов. Преимущество первых заключается в том, что во многих случаях факторы, способствующие нефтевытеснению. создаются непосредственно в пласте, что увеличивает эффективность метода.

Одним из элементов механизма нефтеотдачи при микробиологическом воздействии на пласт является первичное селективное закупоривание. Группа исследователей во главе с Р. Креппом в 80-х годах изучила селективное закупоривание пор и распространение потока флюидов в проточной системе, составленной из двух песчаников различной проницаемости, которые имеют капиллярный контакт. Рост количества бактерий изменял поток флюидов в образцах таким образом, что более 60% его шло через слой низкой проницаемости, причем величина потока флюидов, проходящего через слой низкой проницаемости, увеличилась в 3 раза. Было установлено, что микроорганизмы в основном закупоривали слой высокой проницаемости, при этом происходило вытеснение нефти. Полученный результат привел к созданию гипотезы селективного закупоривания бактериями и их метаболитами слоев высокой проницаемости и изменения в результате этого направления потока флюидов в пласте. Авторы работы в лабораторных экспериментах также установили, что фильтрация модели пластовой воды, содержащей микроорганизмы нефтепромысловых сред, приводит к значительному снижению проницаемости пористой среды.

Авторы данной статьи исследовали фильтрационные характеристики избыточного ила биологических очистных сооружений (БОС) с использованием нефтенасыщенной кварцево-песчанной насыпны модели пласта. Модель насыщали изовязкостной моделью нефти Арланского месторождения (плотность 0,875 г/см/, вязкость 22,0 мПа-с). Как показали полученные результаты, закачка ИАИ в модель пласта (0,5 поровых объемов) сопровождается резким перепадом давления (от 0,0141 до 1,58 МПа) и снижением проницаемости пористых сред (с 2,45 до 0,337 мкм"). Приведенные в таблице i данные гидродинамических исследований нагнетательных скважин методом кривых падения давления (КПД) в опытно-промысловых условиях также подтверждают селективное закупоривание наиболее проницаемых зон пластовой среды после биообработок.

mirznanii.com

3.Техника и технология добычи нефти и газа.

    1. 3.1 Эксплуатация скважин установками штанговых насосов.

    2. При эксплуатации скважин ШСН максимально возможный дебит обеспечивают определенным сочетанием параметров эксплуатации оборудования и геолого-технической характеристики скважины. Подача ШСН при прочих равных условиях в основном зависит от его диаметра. Прочность материала колонны выбора станка-качалки с необходимой грузоподъемностью, в зависимости от задачи может входить в число известных или искомых параметров. Конструкцию колонны штанг и допустимую нагрузку определяют известными методами исходя из допустимого приведенного напряжения в наиболее опасном сечении штанг каждой ступени.

    3. Рассмотрим случаи, когда колонна штанг нагружена до допустимого предела. Малый дебит скважины при небольших диаметрах насоса (рис 43, кривые 2, 3) связан с недостаточной его подачей, а снижение дебита с увеличением диаметра (кривая 2) вызвано уменьшением глубины погружения насоса под динамический уровень и соответствующим уменьшением коэффициента подачи. В качестве оптимального выбирается диаметр насоса, который в условиях эксплуатации данной скважины обеспечивает максимальный дебит. Если отбор жидкости из скважины ограничен, за критерий оптимизации принимают минимальную нагрузку на колонну штанг. Соблюдение этого условия обеспечивает минимальные эксплуатационные затраты из-за удлинения межремонтного периода эксплуатации оборудования. Схематично решение этой задачи показано на рис. 44. Заданный дебит скважины обеспечивается насосами, численные значения диаметров которых находятся в проекции на горизонтальную ось отрезка АВ между точками пересечения кривой 1 и линии 2. Кривая 1 соответствует подаче насоса при максимально допустимой нагрузке на штанге, но между точками А и В подача насоса по кривой 1 выше заданного дебита (кривая 2). Поэтому для снижения ее до заданной необходимо уменьшить глубину подвески, причем неодинаково для различных диаметров насосов.

      1. Пропорционально уменьшению подвески снижается нагрузка на колонну штанг. Из числа насосов, обеспечивающих заданный дебит скважины, выбирается тот, при котором нагрузка на колонну штанг будет минимальной. При длительной эксплуатации штангового насоса вследствие износа трущихся узлов подача его снижается. Допустимую степень снижения подачи насоса определяют экономическими критериями. Известно, что срок службы штангового скважинного насоса при добыче неньютоновских нефтей больше, чем ньютоновских. Это объясняют хорошими смазывающими свойствами неньютоновских нефтей. Следует отметить, что увеличение срока работы насоса при этом можно объяснить созданием благоприятных условий для подъема песка в насосной трубе и уменьшением утечки через зазор между плунжером и цилиндром. Последовательное включение скважинных, насосных систем может способствовать увеличению межремонтного периода работы скважины. Для этого в скважину спускают одновременно два насоса, работающих поочередно (рис. 48).

Во время работы верхнего рабочего насоса 1 всасывание нефти происходит через отверстия подвижного поршня 6 и приемного клапана 4. После выхода из строя верхнего рабочего насоса 1 его плунжер опускают в нижнюю мертвую точку, где ловитель 2 соединяется ниппелем 3, установленным на приемном клапане рабочего насоса. Далее плунжер поднимают в верхнюю мертвую точку при помощи нижнего плунжера 9 шток 7 перемещается вверх, где упругое кольцо 5 входит в круглую канавку поршня 6. Герметичность внутренней полости насоса достигается при помощи резиновых уплотнителей 8. После соединения двух плунжеров верхний насос 1 переходит в холостое, а нижний—в рабочее положение. При этом вязкопластическая смесь, которой заполняют внутреннюю камеру нижнего насоса до спуска в скважину для предупреждения осаждения песка во время работы верхнего насоса, постепенно удаляется из камеры нижнего насоса Известно, что при добыче нефти на отдельных морских основаниях для замены изношенного насоса требуется определенное время, которое зависит также от метеорологических условий. При последовательном включении штанговых насосных систем в работу оператор за короткое время может переключить скважину на другой насос, увеличивая межремонтный период скважины и сокращая ее вынужденный простой. В проектах комплексного обустройства новых нефтяных месторождений оборудование для подъема жидкостей, а также энергетические и технологические мощности транспортирования и подготовки нефти рассчитывают и подбирают исходя из опыта эксплуатации старых (обводнившихся) месторождений и результатов лабораторных исследований свойств искусственных эмульсий. При этом неизбежны существенные ошибки в оценке свойств эмульсий, получаемых в различного типа мешалках, так как смоделировать с достаточной точностью процесс эмульгирования жидкостей в скважинах с их помощью невозможно. Поэтому оценку свойств эмульсий (дисперсность, агрегативная и кинетическая устойчивость, вязкость, количество необходимого реагента для обработки и т.д. ) целесообразно проводить непосредственно на скважинах вводимого в разработку месторождения. Для этого в безводную нефтяную скважину через затрубное пространство подливают пластовую воду той же залежи (или имитирующую ее), которая, смешиваясь с газонасыщенной нефтью, образует на приеме насоса (в трубах) газоводяную смесь. По мере ее движения через насос и далее в насосных трубах происходит естественный процесс диспергирования и образования эмульсионной системы, аналогичный образованию подобных эмульсий в обводнившихся скважинах. Необходимая обводненность получаемой искусственной водогазонефтяной эмульсионной системы регулируется количеством (расходом) подливаемой воды. После того как содержание воды в эмульгированной системе становится

постоянным (что свидетельствует о наступлении установившегося режима работы пласта и скважины), на устье отбирают известными способами пробы газоводонефтяной эмульсии для анализа структуры и определения ее свойств. Вязкостные свойства эмульсий определяют по гидродинамическим нагрузкам на оборудование. Если скважина оборудована штанговым насосом, нагрузки измеряют динамографом, если УЦЭН, а также фонтанной или газлифтной установкой, - по росту перепада давления в подъемных трубах. При таком исследовании неизбежно некоторое снижение дебита скважины по нефти, так как подлив воды приводит к уменьшению депрессии на пласт. Однако с помощью подлива можно исследовать практически весь интервал обводненности продукции пласта, выявить условия обращения фаз эмульсий при достижении определенного водосодержания для конкретных условий эксплуатации скважин и т.д. Исследования образования искусственной газоводонефтяной эмульсии были проведены в скв. 3227 НГДУ «Южарланнефть», оборудованной штанговым скважинным насосом. Вначале исследовали характеристики откачки безводной нефти (нагрузка от трения, вязкость нефти) на нескольких режимах работы установки, затем — с подливом пластовой воды. Гидродинамическое трение определяли при обработке динамограмм работы насосной установки. Подлив пластовой воды к приему насоса через затрубное пространство скважины повышал вязкость откачиваемой жидкости, а следовательно, и трение штанг о нее (рис. 49, кривые 1, 2, 3). Увеличение расхода воды сверх 65% откачиваемой жидкости привело к инверсии (обращению) фаз эмульсии и, как следствие, к резкому снижению трения штанг (кривая 4). Как показали испытания, на структуру (дисперсность) водной фазы незначительное влияние оказывают количественные изменения исходного водосодержания системы. Дисперсность образующейся эмульсии почти целиком определяется скоростью откачки смеси жидкостей. При скоростях движения штанговой колонны 0,75; 0,9; 1,22 и 1,5 м/с средневзвешенный диаметр глобул эмульгированной воды в нефти соответственно равен 12; 9; 8 и 3 мкм. В предлагаемом способе получения искусственных нефтяных эмульсий полностью воспроизводятся все условия (температурные, гидродинамические, изменения давления, газосодержания и т п ), которые имеют место при добыче продукции обводнившихся скважин. Характеристики искусственных эмульсий (устойчивость, состав, свойства бронирующих оболочек природных стабилизаторов и т. п.) практически полностью идентичны характеристикам естественных промысловых эмульсий. Кроме того, использование метода оценки свойств эмульсий на скважинах, эксплуатируемых различными способами, позволит выявить наиболее перспективные схемы эксплуатации скважин на различных этапах разработки месторождения.

studfiles.net

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 10Следующая ⇒

 

 

6.1. Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования.

 

Дня конкретных, рассматриваемых условий эксплуатации скважин, для каждого способа приводятся показатели эксплуатации скважин по годам, включающие динамику ввода и фонд скважин, их дебиты по жидкости и обводненности (табл.П.6.1).

Обосновываются оптимальные пластовые и забойные давления, максимально возможное снижение этих давлений в добывающих скважинах.

Обосновываются давления на устьях добывающих скважин, предельные давления фонтанирования и условия перевода скважин на мехдобычу, выбор способов механизированной эксплуатации скважин путем сравнения их технических характеристик с выдачей исходных данных для дальнейших экономических расчетов (в том числе при формировании проектных вариантов разработки), а также ограничений на имеющиеся ресурсы оборудования и рабочих агентов.

Для каждого способа обосновываются конструкции лифтов, выбор внутрискважинного и наземного оборудования, которое должно удовлетворять конкретным условиям эксплуатации, особенностям применения методов повышения нефтеизвлечения, природно-климатическим условиям, требованиям контроля за процессом разработки и технологическим режимам работы скважин.

Для газлифтного способа эксплуатации скважин обосновываются типы рекомендуемых газлифтных установок (компрессорный, безкомпрессорный, непрерывный, периодический, с плунжером), ресурсы и источники рабочего агента (газа), устьевое давление и удельные расходы рабочего агента.

В вариантах одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов одной скважиной обосновывается выбор специального устьевого и скважинного оборудования, обеспечивающего раздельный отбор продукции пласта из каждого объекта эксплуатации, контроль и регулирование процесса разработки каждого пласта.

Выбор всего поверхностного и скважинного оборудования произ­водится на основании технического анализа. Весь комплекс устьевого и внутрискважинного оборудования должен отвечать достигнутому техническому уровню лучших образцов оборудования, обеспечивающего требования эксплуатации скважин при строгом соблюдении норм и правил техники безопасности и защиты окружающей среды.

В скважинах, пробуренных вне контура газовых шапок на объекты эксплуатации с относительно низкими дебитами по нефти и газу, возможно эффективное применение штанговых насосов.

При имеющейся опасности прорыва газа из газовой шапки может оказаться эффективной газлифтная эксплуатация, и, в первую очередь, организация бескомпрессорного газлифта с отбором газа из газовой шапки с условием утилизации всего объема газа.

 

6.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин (табл.П.6.2.).

 

 

Определяются факторы, обусловливающие возможные осложнения при эксплуатации скважин, обосновываются допустимые депрессии на пласт и предельные дебиты скважин.

Приводятся обоснование необходимости и содержание мероприятий по предотвращению выноса песка, образования песчаных пробок, коррозии, возможного застывания нефти, выпадения из нее солей и парафина, их отложений на подземном и наземном оборудовании, загидрачивания лифтов и напорных линий газлифтных скважин, добывающих скважин с высокими газовыми факторами, неконтролируемых прорывов подошвенных вод и свободного газа, растепления многолетнемерзлых пород вокруг устьев скважин, замерзания напорных линий устьев и стволов нагнетательных скважин и других осложнений.

Обосновывается выбор специального оборудования агрегатов, реагентов и других средств для реализации намеченных мероприятий.

 

6.3. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин.

 

Требования к системе сбора, транспорта и подготовки продукции скважин формулируются с учетом геолого-технических условий разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, максимальных объемов добычи нефти, воды и газа, состава и свойств продукции скважин, устьевых давлений и способа эксплуатации, недопустимости потерь (утечек) углеводородов, задач контроля за процессом разработки, охраны окружающей среды и полной утилизации продукции скважин.

Определяются факторы, осложняющие эксплуатацию системы сбора и подготовки продукции скважин, формулируются требования к мероприятиям по их предупреждению. Все оборудование должно удовлетворять требованиям надежной работы в данном климатическом поясе.

С учетом конкретных условий разработки газонефтяного месторождения формулируются требования к системе и сооружениям промыслового сбора, подготовки продукции скважин. Мощности сооружений должны быть рассчитаны на максимальные уровни отборов нефти, газа и воды, должны обеспечивать высокую эксплуатационную надежность.

 

 

6.4. Техника и технология добычи природного газа и конденсата.

 

 

С учетом геолого-физических характеристик продуктивных пластов, состава и свойств пластового газа, проектируемых показателей эксплуатации добывающих скважин в подгазовых зонах газонефтяных залежей обосновываются требования к конструкциям газовых скважин и их забоев, методам вскрытия пластов и освоения скважин, выбору их подъемного и наземного оборудования, обосновываются необходимость и объемы мероприятий по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин (разрушение призабойной зоны, гидратообразование и т.д.), требования к системам сбора и подготовки продукции газовых скважин.

 

 

6.5. Требования и рекомендации к системе ППД (табл.П.6.3.).

 

 

С учетом геолого-физических характеристик продуктивных пластов, состава и свойств пород и насыщающих флюидов формулируются требования к качеству закачиваемых вод, необходимость их обескислороживания (или применение других методов, препятствующих жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий в продуктивных пластах) и снижение коррозионной активности, допустимое содержание в них механических примесей и ионов железа, подавление сульфатвосстанавливающих бактерий, предотвращение солеотложений и регулирования набухания глин, сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин, фильтрационных свойств коллекторов. При использовании в системах ППД сточных вод обосновывается допустимое содержание в них эмульгированной нефти, растворенного углеводородного газа и сероводорода и других веществ (химреагентов).

С учетом обоснованно принятых забойных давлений нагнетания или коэффициентов приемистости и объемов закачки для различных типов коллекторов определяются устьевые давления нагнетательных скважин, мощности системы ППД по годам, порядок освоения и ввода нагнетательных скважин. Мощности сооружений систем ППД должны быть рассчитаны на максимальные уровни закачки воды (агента).

 

 

6.6. Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при внедрении методов повышения нефтеизвлечения.

 

 

В соответствии с действующими нормами и правилами по приему, транспортированию и хранению рабочих агентов разрабатываются требования и мероприятия по повышению нефтеизвлечения из пластов. Формируются основные требования к процессу, делается выбор необходимого оборудования и материалов.

 

ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИЯМ СКВАЖИН И ПРОИЗВОДСТВУ БУРОВЫХ РАБОТ, МЕТОДАМ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

 

7.1. Требования к конструкциям скважин, технологиям и произ­водству буровых работ.

 

С учетом глубины залегания и геолого-физической характеристики продуктивных пластов, наличия в разрезе многолетнемерзлых и обваливающихся пород, нефте-, газо- и водонасыщенных горизонтов, параметров проектируемой технологии разработки, назначения скважин, способов добычи, типоразмеров внутрискважинного оборудования, способов и технологии подъема, продукции скважин, возможных осложнений при бурении и эксплуатации скважин обосновываются требования к конструкциям и профилю скважин различного назначения, их забоям, методам и качеству вскрытия продуктивного пласта, крепления и освоения, надежности эксплуатации скважин механизированным способом, проведению исследовательских и ремонтных работ. Выделить требования к профилю наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Разрабатываются технологии и методы производства буровых работ на основании требований к порядку разбуривания месторождения и кустования скважин, разработанных в предыдущих разделах Регламента. Эти требования должны обеспечивать достаточно высокие темпы и одновременность формирования проектируемых систем воздействия на залежь и отбора нефти, более полное вовлечение в разработку запасов.

При строительстве скважин следует руководствоваться действу­ющими в системе Минтопэнерго России нормативными документами и технологическими регламентами по всем основным видам буровых работ.

 

 

7.2. Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин.

 

Рекомендуемые методы вскрытия продуктивного пласта и крепления ствола скважины в этом интервале должны предусматривать комплекс инженерных решений по предупреждению его загрязнения, обеспечивающих максимально возможное сохранение коллекторских свойств пласта, предотвращающих разрушение цементного камня и деформацию колонн, прорывы посторонних вод и газов.

С учетом геолого-физической характеристики продуктивных пластов обосновываются требования к методам и технологии их вскрытия бурением и перфорацией, вызова притока и освоения скважин, к составу и свойствам буровых и тампонажных растворов, используемых при проведении этих работ. В отдельных случаях при вскрытии продуктивного пласта рассматриваются возможности проведения гидравлического разрыва пласта или его кислотной обработки, методы вибровоздействия на продуктивный пласт и другие мероприятия, обеспечивающие повышение естественной проницаемости. Особое внимание должно быть уделено профилю горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин, обеспечивающих максимальное вскрытие продуктивных отложений и возможность забуривания дополнительных стволов в продуктивном пласте по результатам отбора нефти или газа из продуктивного пласта.

 

 

Читайте также:

lektsia.com


Смотрите также