Методы поддержания пластового давления. Законтурное, внутриконтурное, площадное и блоковая системы ППД.

Методы интенсификации добычи нефти и газа - имеют цель, с одной стороны, сокращение сроков разработки месторождений и, с другой, наиболее полное извлечение нефти из пластов (достижение максимального КИН).

Методы интенсификации добычи на морских нефтегазовых месторождениях, по сравнению с сушей, имеют особо важное значение, обусловленное ограниченным сроком службы гидротехнических сооружений.

В условиях моря применение форсированных темпов отбора запасов нефти и газа, повышение нефтеотдачи пластов путем внедрения новых методов воздействия на залежи с самого начала разработки являются обязательными условиями на пути повышения рентабельности морской добычи.

Методы интенсификации добычи можно подразделить на две группы:

- методы поддержания пластового давления, имеющие целью наиболее активный и полный отбор нефти из нефтесодержащих пластов.

- вторичные методы, направленные на дополнительное извлечение нефти из залежей, которые истощены на первичной стадии их эксплуатации.

Отдельно стоит группа локальных методов интенсификации, направленных на увеличение проницаемости призабойной зоны: ГРП; кислотные обработки, включая гидрокислотный разрыв пласта; торпедирование; гидропескоструйная перфорация; кислотные и пенокислотные обработки ПЗ, термохимическое воздействие и многие другие разновидности методов воздействия на призабойную зону.

. Разработка карбонатных коллекторов с применением заводнения.

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. В настоящее время заводнение — самый распространенныйв мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В СССР свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах,

расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями.

Разработка карбонатных коллекторов трещино-порового типа не очень эффективна. Маленький КИН.

Карбонаты преимущественно гидрофобны.

Первый этап заводнения – приконтурное, связан он с трещиноватостью (направлению трещин). Если трещины вертикальны – это хороший дебит. Основной способ обработки призабойной зоны – соляно-кислотная обработка. Но кислота могла пройти по трещине вниз и освободить каналы доступа воды.

Следующий этап заводнения внутриконтурное. Воду получили позже, чем планировали и по объему меньше, чем закачали. Это связано с капиллярной пропиткой (вода под действием капил сил входит в поровые каналы блока, и нефть вытесняется).

Карбонатный коллектор имеет гидрофобный характер, поэтому сначала нефть вытесняется из трещин, затем из пор, и наконец, из каверн. Нефть вытесняется хуже всего из каверн. В карбонатнок коллекторе также наблюдаются разломы. В них нарушена гидродинамическая связь. Это надо знать, чтобы учесть степень влияния скважин(добыв и нагн).

Также разломы следует учесть в районе ВНК, чтобы замедлить поступление воды по трещинам. Для этого нужно снизить депрессию.

Разная геология позволяет по разному подходить к разработке таких месторождений.

Темп отбора определяет обводнённость продукции. После того, как снизили добычу в карбонатном коллекторе, обводненность не снижается, а наоборот увеличивается.

На этом слайде макет платформ установленных на месторождении Кравцовское в Балтийском море. Макет вам позволяет увидеть опорные части платформ, которые обычно скрыты под водой.

Например фото гигантских платформ установленных на глубинах в сотни метров не вызывают особого удивления, т.к. над водой все платформы возвышаются примерно одинаково.

 

Влияние природных условий на обустройство морских месторождений. Особенности обустройства в ледовых условиях и на мелководье.

Режимы разработки залежей. Механизм и особенности режима растворенного газа и режима газовой шапки.

Интеллектуальные скважины. Регулируемые забойные штуцера, расходомеры, датчики давления и температуры, набухающие пакеры.

• «Интеллектуальное» месторождение – месторождение, эксплуатация которого осуществляется с применением систем управления и измерения, позволяющих получать максимально полную картину работы технологического оборудования и разработки месторождения, управлять ими и оптимизировать их работу в режиме реального времени (в том числе при помощи систем искусственного интеллекта).

• «Интеллектуальная» скважина – система контроля скважины и продления срока службы скважинного оборудования путем дистанционного управления притоками из отдельных пластов на основе непрерывного измерения скважинных параметров (давление, температура, расход, обводненность, состав фаз потока, вибрации).

"Умная", или "интеллектуальная скважина", как правило, включает в себя систему внутрискважинных датчиков и регулирующих клапанов, которые позволяют принять меры для оптимизации добычи или закачки. Тем не менее можно назвать "интеллектуальной" скважину, на которой установлен только один из этих двух видов устройств - либо датчики, либо клапаны скважинного контроля. Другой пример - скважина с подземным клапаном-отсекателем, работающим только в двух режимах: ОТКРЫТ/ЗАКРЫТ. Альтернативный вариант - регулируемый дроссельный клапан с возможностью работы на штуцерах разного размера, предоставляющий больше возможностей для управления зональным притоком или закачкой. "Интеллектуальная скважина" - термин очень широкого значения, и есть различные уровни "интеллектуальности", которые могут быть реализованы. В отдельных случаях многозональная скважина может быть оснащена лишь одним подземным датчиком давления и температуры, но несколькими регулирующими клапанами. Та же скважина помимо датчиков давления/температуры может иметь также расходомеры в каждой зоне и распределенные датчики температуры по стволу скважины. Оба примера конструкции предоставляют разные возможности для мониторинга и понимания особенностей добычи/закачки по отдельным зонам.

При оборудовании скважин системой «интеллектуального заканчивания» горизонтальные участки стволов разделяются на отдельные блоки с помощью самонабухающих при контакте с нефтью или водой пакеров.

Внутри каждого блока установлены датчики расхода, давления и температуры, а также управляемые с поверхности клапаны, для возможности перекрытия отдельных участков пласта, или регулирования их производительности.

Совершенствование скважинных клапанов включает минимизацию гидравлических и электронных линий управления, срабатывание клапана по радиочастотному коду (RFID), генерацию электроэнергии в скважине для работы клапанов и датчиков.

Основные преимущества:

- Выравнивание профиля притока к скважине

- Изоляция проблемной зоны без остановки скважины

- Увеличение коэффициента охвата скважины

- Проведение гидродинамических исследований (КПД, КВД) на отдельных интервалах без остановки скважины.

Возможности и приимущества

Выравнивание профиля притока к скважине

Изоляция проблемной зоны без остановки скважины