Файл: Общие сведения о разработке нефтяных и газовых месторождений.docx

Хвостовик – служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины. Верхний конец хвостовика может размещаться внутри предыдущей обсадной колонны. Если хвостовик размещается в продуктивных интервалах ствола скважины, то он выполняет функции фильтра, а эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивной толщи. Для подвешивания хвостовика используется гидравлическая клиновая подвеска.
Диаметры всех обсадных колонн, в конструкции скважины зависят от диаметра эксплуатационной колонны, т.к. их концентричное размещение определяет необходимость каждой последующей колонны вписаться внутрь предыдущей колонны. Диаметры обсадных колонн и долот выбирают снизу-вверх, начиная с эксплуатационной колонны. [2]

Конструкции забоев скважин

В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин

1.Скважина с перфорированным забоем.

2. Скважина с забойным хвостовиком.

3. Скважина с забойным фильтром.

4. Скважина с открытым забоем.



Типовые конструкции забоев скважин:

а — с перфорированным забоем; б — с забойным хвостовиком; в — с забойным фильтром; г — с открытым забоем; 1 — обсадная колонна; 2 — цементное кольцо; 3 — перфорационные отверстия; 4 — перфорационные каналы; 5 — перфорированный хвостовик; 6 — забойный фильтр; 7 — сальник (пакер); 8 — открытый забой

Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.

1. 
   Скважины с перфорированным забоем (рис. 2.1, а) являются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:
   

- надежная изоляция пройденных горных пород;

- возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;

- простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае сложного строения ее;

- существенное упрощение технологии бурения, т.к. бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.

---

После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.

2. 
   Скважины с забойным хвостовиком (рис. 2.1, б) предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли
   
3. 
   Скважины с забойным фильтром (рис. 2.1, в) предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различающихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются.
   
4. 
   Скважины с открытым забоем (рис. 2.1, г) предназначены для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не отличается от таковой для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего диаметра до подошвы; при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым.
   

Совершенно очевидно, что такая конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:

- ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;

- небольшая толщина продуктивного горизонта;

- невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы ПЗС). [3]

1. 4. Что Вы понимаете под системой разработки нефтяных и газовых месторождений?

---

Система разработки месторождения — это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта, и управление этим процессом. Включает последовательность и темп разбуривания залежи, число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих и специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района.

Схема разбуривания – это схема расположения скважин на залежи и расстояние между скважинами. План разбуривания предусматривает объемы, место и очередность бурения скважин.

Различают системы разработки залежей на естественных (природных) режимах и с поддержанием пластового давления. В настоящее время применяются следующие виды заводнения:

а) законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Этот вид заводнения применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.

б) приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны.

в) внутриконтурное заводнение - имеет целый ряд разновидностей, а именно: блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке - 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение). [4]

5. Что такое эксплуатационный объект и как его выделяют?

Объект разработки – это искусственно выделенное в переделах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов) содержащие промышленные запасы УВ, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин (сеткой скважин) или других горнотехнических сооружений. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

---

Обоснование выделения эксплуатационных объектов обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-физические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

При выделении многопластовых объектов разработки необходимо выполнять следующие геологические требования:

• 
  объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, что предопределяет их расположение на близких глубинах, небольшие различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д.;
  
• 
  природные режимы пластов должны быть одинаковыми;
  
• 
  пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов во избежание различий в характере перемещения жидкости в пластах;
  
• 
  расчет по вариантам экономических показателей — в соответствии с требованиями рыночной экономики;
  
• 
  выбор варианта с максимальными показателями годовой добычи нефти по месторождению при наибольшем экономическом эффекте и лучшем использовании недр.
  

Для некоторых месторождений учета геологических требований оказывается достаточно для решения вопроса о выделении объектов разработки. В случаях, когда этого недостаточно, выполняют второй этап исследований:

• 
  оценку динамики годовых технологических показателей разработки для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов — по каждому объекту в отдельности и по месторождению в целом;
  
• 
  оценку общего количества скважин, добычи нефти и объемов отбираемой воды.
  

Источник [5].

2. Список использованных источников

1. 
   https://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=Месторождение_нефти_и_газа&veaction=edit&section=3
   
2. 
   Муслимов, Р. Х. (2014). НЕФТЕОТДАЧА: ПРОШЛОЕ, НАСТОЯЩЕЕ, БУДУЩЕЕ. Казань: «Фән».
   
3. 
   https://studopedia.ru/6_89070_konstruktsii-zaboev-skvazhin.html
   
4. 
   https://studwood.net/1249181/geografiya/sistemy_razrabotki_neftyanyh_mestorozhdeniy
   
5. 
   https://studfile.net/preview/4520711/
   

---