Контрольные вопросы к разделу 1 «Освоение нефтяных и газовых скважин». Контрольные вопросы к разделу 1 «Освоение нефтяных и газовых скв. Контрольные вопросы по Разделу 1 по дисциплине Скважинная добыча нефти
 Скачать 46.37 Kb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Институт дополнительного профессионального образования Программа профессиональной переподготовки «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Ответы на контрольные вопросы по Разделу № 1 по дисциплине «Скважинная добыча нефти» «ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН»
Уфа 2021 Чем отличается первичное и вторичное вскрытие пласта? C 2010 по 2020 год работал в бурении газовых скважин, из которых 8 лет в качестве бурового мастера на газовых месторождениях ЯНАО, поэтому четко представляю, что значит вскрытие пласта. По теории – это комплекс операций проводимых для сообщения продуктивного пласта со скважиной. На практике, целый ряд операций, который напрямую влияет на последующие коллекторские свойства пласта. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие – это процесс углубления (бурение) забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. На практике при бурении одной скважины возможно вскрытие различных продуктивных пластов. Все зависит от того, с какого пласта планируется процесс добычи. Продуктивный пласт можно разбуривать либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепления скважины до его кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым (не обсаженным) стволом, фильтром или перфорированной колонной. Этим занимаются буровые бригады. В моем случае бурение производилось с буровых установок грузоподъемностью до 400т. Перед каждым вскрытием продуктивного пласта выполняется ряд мероприятий, чтобы: а) исключить открытое фонтанирование; б) сохранить природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны пласта; в) обеспечить надлежащую величину поверхности вскрытия пласта, гарантирующая длительную безводную эксплуатацию и максимальное облегчение притока нефти и газа к забою скважины. Для предотвращения открытого фонтанирования в процессе вскрытия пласта создается противодавление на пласт, т.е. забойное давление должно превышать ожидаемое пластовое давление на 5–10 %, но при этом нельзя допускать сильной фильтрации бурового раствора в пласт. Для этого готовят раствор с минимальными показателями фильтрации, но при этом, образующие стойкую корку на стенках скважины. Изменение забойного давления представляется возможным путем выбора плотности промывочной жидкости. При вскрытии продуктивных пластов с давлением выше гидростатического плотность раствора выбирается на основе коэффициента аномальности вскрываемых пластов. При вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического рекомендуется использовать облегченные промывочные жидкости с плотностью до 300 кг/м3, вплоть до аэрированных. Для получения утяжеленных промывочных жидкостей используют барит, гематит, магнетитовый концентрат и др. Плотность промывочных жидкостей, используемых для вскрытия продуктивных пластов, подлежит уточнению для каждого пласта с учетом его геолого-физических особенностей. Вторичное вскрытие – это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. В моем случае вскрытие производилось под контролем бригады освоения и КРС. Вскрытие осуществляют гидропескоструйным, кумулятивным, пулевым и торпедным способами. Если скважина обсаживалась фильтром, то производится вскрытие фильтра торцевым фрезом (срезаются заглушки отверстий в фильтре) . После вскрытия пласта скважину осваивают. На своей практике производили 2 стадии ГРП с последующимвызывом притока жидкости/газа из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т.е. эффективность последующей эксплуатации скважин, так как при вскрытии пласта промывочная жидкость попадает в призабойную зону и снижает проницаемость пород, что приводит к уменьшению дебита скважины. Поэтому часто последнюю секцию скважин бурят раствором на углеводородной основе.Забурка боковых стволов в моей практике осуществлялась только на растворах РУО. Какие способы перфорации наиболее эффективны? Какие способы используются на вашем предприятии? Существуют 4 способа перфорации: - пулевая, - торпедная, - кумулятивная, - пескоструйная. Первые 3 способа осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, приборов и аппаратуры, имеющихся в их распоряжении. Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов. Показателями эффективности различных способов перфорации скважин являются надежность и пробивная способность, диаметр образующихся отверстий и глубина проникновения отверстий в пласт. а) При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления, смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству. Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. При гидропескоструйной перфорации (ГПП) создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается приданием песчано-жидкостной струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду. Перепад давления при этом составляет 15 - 30 МПа. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне.Размеры канала увеличиваются сначала быстро и затем стабилизируются в результате уменьшения скорости струи в канале и поглощения энергии встречным потоком жидкости, выходящей из канала через перфорационное отверстие. б) Пулевая перфорация осуществляется на электрическом кабеле: спускают стреляющий аппарат, состоящий из нескольких (8-10) камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу, образуя канал для движения жидкости и газа из пласта в скважину. При подаче по кабелю тока, срабатывает первое запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу на все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2000 МПа, после чего пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов происходит практически одновременно, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом. в) Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей породы. Масса ВВ одной камеры- 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100-160 мм, диаметр канала - 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн. г) Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовой медью толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление на преграду (0,15- 0,3) 106 МПа. При выстреле в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора. Кумулятивные перфораторы разделяются на корпусные и бескорпусные (ленточные). Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. Перфораторы спускают на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, спускаемые через НКТ), а также на насосно-компрессорных трубах. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда (в зависимости от типа перфоратора) 25-50г. Применение перфораторов различных типов и конструкций зависит от плотности вскрываемых пород. В твердых породах рекомендуется применять кумулятивную перфорацию, в менее плотных и малопроницаемых породах - снарядную, в рыхлых породах и слабо сцементированных песчаниках - пулевую. Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает - 30 м, торпедным - 1 м, пулевым - до 2,5 м. Это - одна из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов. Ленточные перфораторы намного легче корпусных, однако, их применение ограничено давлением и температурой на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. В таких перфораторах заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала) герметичных чашках, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом па конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования ее не применяют. Головку, груз, ленту после отстрела извлекают на поверхность вместе с кабелем. К недостаткам бескорпусных перфораторов относится невозможность контроля числа отказов, тогда как в корпусных такой контроль легко осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса. Кумулятивные перфораторы наиболее распространены. Подбирая необходимые ВВ, можно в широких диапазонах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями. Недостатки основных способов перфорации Главным образом, работы по вскрытию продуктивных пластов выполняются кумулятивным способом перфорации скважин, при этом используются кумулятивные (беспулевые) перфораторы, а иные способы перфорации применяются редко. Однако, обеспечивая довольно большую длину каналов, этот метод влечет за собой увеличение негативного воздействия на прочность цементного камня и обсадную колонну. При сильном механическом воздействии цементное кольцо растрескивается, отслаивается от эксплуатационной колонны и даже разрушается. При возникающих за колонной дефектах появляются нежелательные токи жидкости, повышается заводненность добываемой нефти и полностью нарушается изоляция пластов. Чтобы этого избежать, используют щадящую перфорацию, т.е. перфорацию слабыми зарядами. Она оказывает сравнительно небольшое воздействие на заколонное цементное кольцо. Однако глубина и количество перфорационных отверстий при этом сводятся к минимуму, что негативно влияет на продуктивность эксплуатационной скважины. К тому же, кумулятивные перфораторы пробивают колонну точечно, в результате чего вскрываются далеко не все проводящие каналы пласта. Например, гидропескоструйная перфорация скважин оказывает более щадящее воздействие на цементное кольцо и эксплуатационную колонну, но при такой перфорации глубина каналов невелика, поэтому образуется малая площадь фильтрации. Ачимовские скважины Уренгойского месторождения на последнем этапе бурения обсаживаются хвостовиком диаметром 114мм. Глубина продуктивных пластов Ач3-4, Ач5 находится на глубине 3400-3500м. После спуска хвостовика в скважину спускается комплект подземного оборудования, оснащенный датчиком забойной температуры и давления. Данное оборудование подвешивается на НКТ 89мм, происходит дальнейшее заякоривание и распакеровка над «головой» хвостовика, при этом полированный шток НКТ 89 мм заходит в голову хвостовика на 3-6 метров.Перед перфорацией S-образные скважины переводятся на раствор NaCl плотностью 1,17 г/см3. При вторичном вскрытии продуктивных пластов ачимовских горизонтов Уренгойского месторождения используется кумулятивная перфорация зарядами ЗПК 50-АТ-М российского производства АО «БашВзрывТехнологии». Этой организацией разработана и запатентована собственная технология изготовления кумулятивных зарядов с малой фугасностью, позволяющая значительно увеличить коэффициент полезного действия используемого взрывчатого вещества, и запущены в серию кумулятивные заряды с глубоким проникновением в продуктивный пласт. Для изготовления зарядов типа ГП используется взрывчатое вещество «Композит-П», разработанное Научно-Конструкторским Центром АО «БВТ». Использование данного однородного, хорошо сыпучего вещества, гарантирует получение однородно спрессованного по всему корпусу заряда продукта, что значительно повышает стабильность результатов работы КЗ. Для проведения Гидравлического Разрыва Пласта (ГРП), с целью повышения нефтеотдачи пластов, разработан ряд зарядов с большим диаметром входного отверстия, по техническим характеристикам не уступающим лучшим зарубежным аналогам.При производстве перед наполнением кумулятивного заряда взрывчатым веществом (ВВ) определяются реологические и механические свойства ВВ (прессуемость, насыпная плотность и т.д.). Разработанная в АО «БВТ» методика определения насыпной плотности по косвенным показателям дает возможность использовать ВВ с оптимальными техническими характеристиками для каждого типа заряда. Линия изготовления кумулятивных зарядов сертифицирована, имеется соответствующий патент. Возможно изготовление зарядов как с применением продукта RDX (термостойкость 150 0С), так и HMX (термостойкость 200 0С в течение 1 часа).
Пологие скважины с горизонтальным участком более 700 метров обсаживаются хвостовиком-фильтром, оснащенные муфтами ГРП в зоне пласта Ач3-4. Пласт Ач5 простреливается перфоратором КПО-36 ООО «Промперфоратор», монтируемого на установке ГНКТ. Для задач, связанных с необходимостью восстановления циркуляции между полостью НКТ и межтрубным пространством создан кумулятивный заряд ЗКПО-ПП-3ДК типа «дырокол» в составе перфоратора КПО36.Особенностью данного исполнения перфоратора является отсутствие повреждений обсадной колонны, непосредственно прилегающей к НКТ, после его отстрела. Заряд ЗКПО-ПП-3ДК не пробивает НКТ при максимальных клиренсах относительно НКТ, но гарантированно пробивает до трех отверстий в стенке НКТ при минимальных клиренсах, в зависимости от геометрических параметров и прочностных свойств НКТ (см. рисунок). При этом минимальное количество зарядов, установленных в перфоратор с фазировкой 60 градусов должно составлять 6 шт. Средний диаметр пробиваемого зарядом ЗКПО-ПП-3ДК отверстия составляет в НКТ89 – не менее 2 мм (при плотности раствора не более 1,2 г/см3). За годы производства и эксплуатации конструкция перфораторов КПО доведена до совершенства и отличается повышенной прочностью и удобством в эксплуатации. Все перфорационные системы КПО имеют аналогичную конструкцию; отличия заключаются только в габаритных размерах. Перфорационные системы КПО могут применяться в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах при спуске как на геофизическом кабеле, так и на НКТ. Малогабаритные перфорационные системы КПО36 также могут применяться при работе через НКТ и при спуске на колтюбинге. Перфоратор КПО36, снаряженный специальными зарядами, может использоваться в качестве «дырокола» НКТ без повреждения обсадной колонны. Способы освоения пластов? Наиболее эффективные … Выделяют шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси и пенных систем, откачка глубинными насосами. а) Тартание - извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части - скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости. Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), т.к. устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды. Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине. б) Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой. Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75-150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания.При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта. в)Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду или облегченный раствор. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора на более легкую жидкость возбудить скважину (т.е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины еще более легким флюидом – нефтью, дизтопливом или газоконденсатом. После такой промывки скважины (прямой или обратной) можно достигнуть уменьшения забойного давления и вызов притока из пласта. г) Компрессорный метод или продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность. После стравливания давления получаем понижение уровня жидкости в скважине, и гидростатического давления, соответственно. При правильном расчете получаем приток. д) Прокачка газожидкостной смеси и пенных систем или аэрация - процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой. Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину. е) Откачка глубинными насосами.Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами. В случае освоения газовых скважин Уренгойского месторождения, то здесь технология сильно отличается от метода освоения нефтяных скважин. Сами ачимовские скважины бурятся на растворе плотностью 1,72-1,74 г/см3, а перед перфорацией скважина переводится на раствор NaCl плотносью 1,17 г/см3. После перфорации и извлечения зарядов производится первая стадия ГРП, в ходе которого в скважину закачивается гель с пропантом. После проведения ГРП и разложения геля в скважине пластовый флюид вместе с гель-пропантом самостоятельно поступает в скважину и выносится на поверхность. Одновременно производится очистка призабойной зоны пласта с отжигом поступающего флюида из скважины на факел. Какие способы улучшения продуктивной характеристики скважин Вы знаете? Опишите их. В процессе бурения и освоения скважин основными факторами, определяющими эффективность вскрытия пласта, являются состав и свойства используемых промывочных жидкостей. Растворы с необходимыми свойствами готовят подбором состава жидкости и специальных добавок. В качестве основного раствора используют воду или углеводородные жидкости, например, различные нефтепродукты. Буровой раствор в процессе бурения постоянно подвергается химической обработке, для улучшения его свойств применяют реагенты-стабилизаторы, а именно, понизители водоотдачи и разжижители растворов, а также реагенты-регуляторы структурно-механических свойств растворов. Для предупреждения пенообразования применяются реагенты-пеногасители. ПАВы, вводимые в промывочную жидкость для вскрытия продуктивного пласта, должны удовлетворять следующим требованиям: при малой концентрации значительно уменьшать поверхностное натяжение на границе раздела вода – углеводородная среда; улучшать смачиваемость породы нефтью в присутствии водного фильтрата промывочной жидкости; не образовывать нерастворимого осадка при контакте с пластовыми водами, содержащимися в них солями и с горными породами; препятствовать диспергированию и набуханию глинистых частиц, содержащихся в пласте, в присутствии водного фильтрата; в возможно меньшей степени адсорбироваться на поверхности порода, так как при адсорбции в значительном количестве увеличивается расход ПАВ и стоимость обработки им; препятствовать образованию эмульсии в пористой среде, если образование эмульсии неизбежно, способствовать возможно более тонкому измельчению глобул дисперсной фазы в ней, препятствовать коалесценции этих глобул; препятствовать образованию на границе раздела фаз адсорбционных слоев гелеобразной структуры, так как такие слои создают большое гидравлическое сопротивление фильтрации пластовой жидкости к скважине. В процессе добычи эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтегазодобычи, позволяющих значительно увеличить нефтегазоотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно. Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений.В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа: - на первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил); - на втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными; - на третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Конечно, при столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи. Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным эффектом и воздействуют максимум на одну-две причины, влияющие на состояние остаточных запасов. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом: 1. Тепловые методы; 2. Газовые методы; 3. Химические методы; 4. Гидродинамические методы; 5. Группа комбинированных методов; 6. Физические методы увеличения дебита скважин. Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта. Хочу задержаться именно на физических методах, т.к. именно эти методы используются на газовых скважинах Уренгойского месторождения: • гидроразрыв пласта; • горизонтальные скважины. Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости с твердыми частичками (пропантом). При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин. Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких сотен метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин и стравливании давления твердые частички (пропант) предотвращают смыкание трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть (газ) фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу. Также развивается технология бурения скважин с горизонтальным окончанием. Технология повышения нефтегазоотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины. | ||||||||||||||||||||||||||||