Опр скважины что это
Обновлено: 07.07.2024
Опр скважины что это
Методы полевых испытаний проницаемости
Soils. Field methods for determining permeability
Дата введения 2015-07-01
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены"
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Производственный и научно-исследовательский институт по инженерным изысканиям в строительстве" (ОАО "ПНИИИС")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство"
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 5 декабря 2014 г. N 46)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Минэкономики Республики Армения
Госстандарт Республики Беларусь
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
Введение
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на изыскания в строительстве и устанавливает требования к методам полевых испытаний грунтов с целью определения параметров, используемых для гидрогеологических расчетов.
2 Термины, определения и обозначения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
2.1 безнапорный поток подземных вод: Поток подземных вод, ограниченный сверху свободной поверхностью, напор в каждой точке которой равен высотной отметке точки над плоскостью сравнения.
2.2 водоносный пласт (горизонт): Слой или слоистая толща проницаемых пород, в которых развит гидравлически единый поток подземных вод.
2.3 геофильтрационные параметры: Параметры пласта (горизонта), в котором происходит фильтрация воды, используемые в гидрогеологических расчетах.
2.4 гравитационная емкость (безразмерный параметр): Параметр, определяющий изменение объема воды в элементе безнапорного пласта единичной площади в плане, отнесенное к изменению уровня свободной поверхности.
2.5 зона аэрации: Толща неводонасыщенного грунта, расположенная над свободной поверхностью потока подземных вод и капиллярной каймой.
2.6 коэффициент перетока , сут: Параметр, определяемый как отношение коэффициента фильтрации слабопроницаемого слоя, разделяющего водоносные пласты, к его мощности.
2.7 коэффициент фильтрации , м/сут: Параметр, характеризующий проницаемость грунтов в отношении фильтрации воды при полном насыщении, численно равный скорости фильтрации при единичном градиенте напора.
2.8 кустовой опыт: Опытная откачка (опытный налив) из центральной скважины при наличии наблюдательных скважин, расположенных на разном удалении от нее.
2.9 нагнетание: Нагнетание воды в скважину под давлением с целью поинтервальной оценки изменчивости поглощения воды.
2.10 напор , м: Характеристика уровня потенциальной энергии в точке потока, равная высоте положения уровня воды в пьезометре относительно плоскости сравнения.
2.11 напорный поток подземных вод: Поток подземных вод, имеющий сверху непроницаемую границу (водоупорный слой), напор на которой превышает ее высотную отметку.
2.12 одиночный опыт: Опытная откачка из скважины или опытный налив в скважину без устройства наблюдательных скважин.
2.13 опытная откачка: Отбор воды из шурфа, колодца или скважины, оборудованной фильтром или имеющей открытые стенки, сопровождаемый наблюдениями за уровнями воды и дебитом с целью определения геофильтрационных параметров.
2.14 опытный налив: Подача воды в шурф, колодец или скважину, оборудованную фильтром или имеющую открытые стенки, сопровождаемый наблюдениями за уровнями воды и дебитом с целью изучения геофильтрационных параметров.
2.15 проводимость , м/сут: Параметр, характеризующий способность водоносного пласта (слоя, горизонта) пропускать фильтрационный поток.
2.16 проницаемость: Свойство грунта пропускать жидкость под действием перепада гидростатического напора.
2.17 субнапорный поток подземных вод: Поток подземных вод, приуроченный к толще двухслойного строения с хорошо проницаемым нижним слоем и слабопроницаемым верхним слоем, в котором залегает свободная поверхность.
2.18 удельное водопоглощение , л/мин/м: Косвенная характеристика проницаемости, определяемая по результатам нагнетаний как отношение расхода закачиваемой воды к повышению напора и к длине опытного интервала ствола скважины.
2.19 упругая емкость * (безразмерный параметр): Параметр, определяющий отношение изменения воды в элементе пласта единичной площади в плане к изменению напора в процессе компрессионного сжатия или разуплотнения, обусловленного естественным или техногенным изменением давления.
2.20 фильтрация воды: Движение воды в поровом или трещинном пространстве грунта.
3 Общие положения
3.1 Коэффициент фильтрации водонасыщенных грунтов следует определять методом опытной откачки (опытного налива) в условиях однородного строения водоносного горизонта.
3.2 При испытаниях методом опытной откачки (опытного налива) водоносного горизонта неоднородного строения следует определять его проводимость .
Примечание - Коэффициенты фильтрации слоев неоднородного водоносного горизонта рекомендуется определять методом кустовой опытной откачки (опытного налива) из несовершенной скважины с ярусным расположением наблюдательных скважин.
3.3 Коэффициент фильтрации неводонасыщенных грунтов зоны аэрации следует определять методом налива в шурф.
3.4 Упругую емкость * и гравитационную емкость пласта следует определять методом кустовой опытной откачки (опытного налива) как параметры, связанные с параметрами проницаемости, методикой обработки опытных данных и прогнозными расчетами.
3.5 Коэффициент перетока следует определять методом кустовой опытной откачки (опытного налива) из скважины как параметр, характеризующий проницаемость разделяющего слоя между водоносными пластами.
Примечание - В субнапорных пластах следует определять методом кустовой опытной откачки (опытного налива) из скважины коэффициент перетока , который характеризует в этом случае вертикальный водообмен верхнего слабопроницаемого слоя под свободной поверхностью.
3.6 Выбор метода полевых испытаний следует осуществлять руководствуясь таблицей 1.
Опытно-промышленная разработка нефтяных залежей (ОПР)
ОПР осуществляется по технологическим схемам опытно-промышленной разработки.
Участок или залежь для поведения ОПР выбирается так, чтобы эти работы, в случае получения отрицательных результатов не влияли на сохранность запасов в остальной части залежи (месторождения).
В технологической схеме опытно-промышленной разработки обосновываются:
1. комплекс технологических мероприятий по воздействию на пласт;
2. необходимостью бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время их бурения;
3. потребность в специальном оборудовании, агентах воздействия на пласт;
4. уровни добычи нефти и закачки агента воздействия на период проведения опытно-промышленной разработки;
5. комплекс исследований по контролю за процессом с целью получения информации о ходе и эффективности проходимого процесса, дополнительных данных о строении и геолого-физических свойствах эксплуатационного объекта;
6. основные требования к схеме промыслового обустройства;
7. мероприятия по охране недр окружающей среды;
8. предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.
Сроки проведения работ устанавливаются исходя из возможности реализации технологической схемы, но не более 5-7 лет.
Под промышленной разработкой нефтяного и нефтегазового месторождения понимается технологический процесс извлечения из недр нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов для использования их в народном хозяйстве.
Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если:
1. осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин при необходимости, пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участках месторождений;
2. ГКЗ РФ утверждены запасы нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов с правом для промышленного освоения;
3. оформлен и утвержден акт по передачи месторождения (залежи) для промышленного освоения;
4. утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно-сметная документация на обустройство, предусматривающее утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сероводорода;
5. в соответствии с действующими положениями оформлены горный и земельный отводы нефтегазодобывающим предприятиям;
6. издан приказ Минтопэнерго РФ (Мингазпрома РФ) о вводе месторождения (залежи) в промышленную разработку.
Ввод в промышленную разработку нефтяных месторождений (залежей) без сбора и использования нефтяного газа в народном хозяйстве не допускается.
Технологическими проектными документами, по которым нефтегазодобывающие предприятия и объединения осуществляют пробную эксплуатацию, промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий и методов повышения нефтеизвлечения из пластов, являются:
· проекты пробной эксплуатации;
· технологические схемы опытно-промышленной разработки;
· технологические схемы разработки;
· уточненные проекты разработки;
Технологическая схема разработки- проектный документ, определяющий систему промышленной разработки эксплуатационного объекта (или нескольких объектов) нефтяного месторождения, на основе данных его разведки и пробной эксплуатации.
Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки, обеспечению безопасности населения, охране недр и окружающей среды.
В проектных документах на разработку обосновываются:
o выделение эксплуатационных объектов;
o порядок ввода объектов в разработку;
o выбор способов и агентов воздействия на пласты;
o системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин;
o способы и режимы эксплуатации скважин;
o уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;
o вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;
o вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов;
o выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;
o мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
o требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;
o требования к системам поддержания пластового давления (ППД), качеству используемых агентов;
o требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
o мероприятия по контролю и урегулированию процесса разработки;
o комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;
o специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности. Промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов;
o объемы и виды работ по доразведке месторождения;
o вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.
Уточненный проект разработки.На завершающей стадии разработки, а в случае необходимости - и на более ранней, предшествующей стадии - могут составляться уточненные проекты разработки, предусматривающие существенные изменения ранее принятых решений.
По разрабатываемым месторождениям регулярно должен выполняться анализ разработки, оформляемый в виде одноименного проектного документа. В анализах разработки на основе обобщения информации о контроле разработки вырабатываются и приводятся рекомендации по совершенствованию реализуемой системы разработки и управлению процессами нефтеизвлечения, исходя из принятых в проекте разработки принципов регулирования.
Авторский надзор. В этом проекте документе контролируются реализация проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей принятым и различных проектных документах, вскрываются причины расхождений и даются рекомендации по их устранению.
При несоответствии проектных технологических показателей фактическим принимают меры по регулированию разработки, совершенствованию, а при необходимости - и по изменению системы разработки.
Освоение скважин
После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины (ПЗП), особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой.
Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля.
Цели освоения скважины:
- восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны;
- достижение притока, соответствующего добычным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.
Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным.
Достигается это 2 мя путями:
- либо уменьшением плотности жидкости в скважине;
- либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине.
Во 2 м случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов:
- оттартыванием желонкой на тартальном канале или поршневанием;
- продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом);
- аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси);
- откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами.
- замена скважинной жидкости на более легкую;
- компрессионный метод;
- аэрация;
- откачка глубинными насосами;
- тартание;
- поршневание.
Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины.
В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.
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.
Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам.
Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т.е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью.
После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления.
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.
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.
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.
Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих.
В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д.
Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.).
Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.
Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.
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 м 3 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.
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.
Опытно–промышленная эксплуатация месторождений
Назначение опытно-промышленной эксплуатации месторождения заключается в следующем:
введение в разработку месторождения до полного окончания его разведки;
осуществление дальнейшей разведки месторождения;
определение запасов газа по данным опытно-промышленной эксплуатации месторождения и подготовка исходных данных для проектирования промышленной разработки.
В соответствии с названными периодами разработки выделяют 2 этапа в проектировании разработки месторождения:
составление проекта опытно - промышленной эксплуатации месторождения;
составление проекта разработки.
Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения составляется на основе небольшого объема геолого-промышленной информации при утвержденных по категориям C1 и С2 запасах .
При этом месторождение, расположенное вблизи трассы магистрального трубопровода или потребителя, может вводиться в опытно-промышленную эксплуатацию и без утверждения по нему запасов.
При отсутствии трубопровода или потребителя для ввода месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию требуются подготовка запасов углеводородов и утверждение их по категории С1.
Ввод месторождения в разработку согласно проекту опытно-промышленной эксплуатации позволяет до окончания разведки месторождения и достоверного подсчета запасов дать стране эффективное топливо и сырье для химической промышленности.
Проектом опытно-промышленной эксплуатации месторождения предусматривается проведение комплекса геолого-геофизических, газогидродинамических, термодинамических, акустических исследований скважин и пластов.
В результате этих исследований уточняется тектоническое строение месторождения и водоносного пласта, конфигурация месторождения и характеристика газо-водяного контакта (ГВК) коллекторские свойства нефтегазоносного и водоносного пластов, допустимые технологические режимы эксплуатации.
Для решения названных задач проектом предусматривается, бурение эксплуатационных и наблюдательных скважин, обосновывается их размещение в области нефтегазоносности, водоносности и на структуре.
Исходя из характеристики коллекторов, рекомендуются для апробации те или иные методы интенсификации добычи, обосновывается технологическая схема сбора, обработки и подготовки к дальнейшему транспорту в период опытно-промышленной эксплуатации месторождения.
По данным опытно-промышленной эксплуатации месторождения уточняются начальные запасы (QНАЧ) нефти и газа по месторождению в целом, а при возможности и по отдельным пластам.
Для опытно-промышленной эксплуатации месторождения предусматривается срок в 2-3 года.
Однако в связи с тем, что различные месторождения характеризуются различной сложностью геологического строения, не всегда срок в 2 года может дать необходимый объем информации для составления проекта разработки месторождения, поэтому целесообразно увеличить этот срок.
Опытно-промышленная эксплуатация после ее окончания переходит в промышленную разработку месторождения, осуществляемую в соответствии с проектом.
В процессе промышленной разработки месторождения требуется бурение значительного числа скважин.
Каждая новая скважина уточняет, а иногда и меняет представление о месторождении и водоносном бассейне.
Изучение месторождения и процессов, протекающих при его разработке, не заканчиваются бурением последней скважины.
На каждом этапе разработки представления о месторождении все более уточняются.
При реализации проекта разработки, ведется контроль за процессами, происходящими в пласте.
Обобщаются новые геолого-геофизические и промысловые данные.
На основе накапливающегося материала анализируется разработка месторождения.
Если анализ разработки показывает и объясняет причины и характер отклонения фактических показателей от проектных, то составляется проект доразработки месторождения.
В зависимости от объема исходной информации и степени ее достоверности на различных этапах проектирования используются различные расчетные методы.
Простые, но приближенные методы используются в основном на начальных этапах проектирования.
Затем по мере накопления данных, к проектированию привлекаются электронные вычислительные и аналоговые машины.
При этом задачи разработки формулируются и решаются в наиболее строгой математической постановке.
Проекты разработки месторождений составляются проектными или исследовательскими институтами.
Способ проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины, снабженной штанговым глубинным насосом. Обеспечивает повышение срока службы колонны штанг. Сущность изобретения: по способу ведут подъем к устью скважины нефти по колонне насосно-компрессорных труб глубинным насосом, подвешенным в скважине на колонне штанг. Определяют нагрузку на колонну штанг и рассчитывают наработку колонны штанг в скважине. Определяют степень эксплуатационной выработки колонны штанг и задают критическую величину степени эксплуатационной выработки колонны штанг. До достижения критической величины степени эксплуатационной выработки скважину останавливают, колонну штанг с глубинным насосом поднимают из скважины, всю колонну штанг делят на части с отнесением штанг одного диаметра к одной части. Меняют порядок расположения штанг в каждой части на обратный так, что первая штанга становится последней, вторая штанга становится предпоследней и т.д. Спускают собираемую таким образом колонну штанг с глубинным насосом в скважину и возобновляют работу скважины.
Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения.
Авторы затрудняются указать в качестве аналога и прототипа какие-либо публикации, в которых регламентировались бы условия проведения опытно-промышленной разработки (ОПР) в плане предлагаемого изобретения.
Традиционный подход к проведению ОПР, согласно повседневной практике, заключается в следующем.
На месторождении выбирают один или более опытных участков. Разбуривают опытный участок сеткой из добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют промысловое обустройство опытного участка, сооружают и вводят в эксплуатацию нефтепровод, а при необходимости и газопровод. После этого осуществляют отбор нефти, закачку воды и весь комплекс исследовательских работ. Добываемые нефть и газ транспортируют потребителю.
Недостатками традиционного способа организации и проведения ОПР являются следующие.
- Сооружение и эксплуатация нефте- и газопровода требуют времени, капитальных и текущих затрат.
- Нефте- и газопровод рассчитываются и сооружаются на уровни отбора нефти и газа в период ОПР. Эти уровни обычно заметно меньше тех отборов, которые будут иметь место в период промышленной разработки месторождения. Это означает, что диаметры указанных трубопроводов не соответствуют потребностям стадии промышленной разработки. Поэтому они демонтируются. Вместо них сооружаются нефте- и газопровод больших диаметров.
- Для частичной компенсации затрат на ОПР недропользователь стремится добывать побольше нефти. Это требует повышенного числа скважин. Следовательно, стоимость "бросовых" нефте- и газопровода возрастает.
- Указанные недостатки сильно затягивают срок ввода месторождения в промышленную разработку. Это негативно сказывается, прежде всего, на местном и федеральном бюджетах.
В основу настоящего изобретения положена задача повышения эффективности проведения ОПР как за счет сокращения затрат, так и потребных сроков на ее реализацию.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ проведения ОПР включает бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, выполнение комплекса исследовательских работ, необходимых для составления научно-обоснованной технологической схемы разработки, отличается тем, что исключается внешний трубопроводный транспорт нефти и газа, в добываемую нефть вводят индикатор - маркер (радиоактивные изотопы, тритий), наиболее подходящий к геолого-физическим условиям месторождения и геофизическому контролю за фильтрационными процессами, добываемую нефть с индикатором закачивают обратно в пласт через нагнетательную скважину, часть добываемой нефти используют на местные и технологические нужды, одновременно или с разнесением во времени организуют закачку воды в другую нагнетательную скважину, а также тем, что:
- для сокращения срока ОПР расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами принимают не более 100 м в случае вертикальных скважин и не более 100 м между стволами нагнетательной и горизонтальной добывающей скважинами;
- добываемые нефть, газ и вода подвергаются замеру, но не разделяются, а с использованием двухфазного насоса закачиваются в нагнетательную скважину.
Способ осуществляют следующим образом.
- Формулируют проблемные вопросы, которые не позволяют ввести месторождение в промышленную разработку.
- Под эти проблемные вопросы, с учетом геологических особенностей строения продуктивного пласта, выбирают опытный (опытные) участок.
- Обосновывают количество добывающих и нагнетательных скважин, их конструктивные параметры и решаемые с их помощью задачи. С целью сокращения срока ОПР расстояние между скважинами устанавливают не более 100 м.
- Составляют технологическую схему ОПР. В ней анализу подвергают различные альтернативные варианты проведения ОПР. В качестве обязательного рассматривают вариант согласно предлагаемому изобретению.
- Это означает, что исключают из рассмотрения строительство нефте- и газопровода. Часть добываемой нефти и газа используют на местные и технологические нужды.
- В основную долю добываемой нефти вводится индикатор - маркер, который позволит идентифицировать эту нефть методами промысловой геофизики.
- Помеченную индикатором нефть закачивают в нагнетательную скважину. Методами промысловой геофизики определяют профиль приемистости в данной скважине.
- Нефть, извлекаемую из добывающей скважины, подвергают анализу, который позволяет отслеживать во времени долю меченой нефти в продукции добывающей скважины.
- Методами промысловой геофизики устанавливают динамику профиля притока меченой и природной нефти.
- Одновременно с этим или несколько позднее в нагнетательную скважину осуществляют закачку воды, при необходимости облагороженной требуемыми компонентами. Аналогично в нагнетательной скважине определяют профиль приемистости по воде.
- Используют современные двухфазные насосы для обратной закачки в пласт добываемых нефти, газа и воды, что исключит возможность сжигания на факеле попутно добываемого газа.
- Контроль за добываемой продукцией проводят с целью определения динамики обводнения добывающей скважины и профилей притока нефти и воды на разные моменты времени.
- При этом выполняют и весь традиционный цикл исследований кернов, флюидов, снимают индикаторные диаграммы, кривые восстановления забойного давления, проводят ID, 2D или 3D гидропрослушивание.
- Из получаемых данных мониторинга показателей процесса ОПР извлекают информацию, необходимую для составления научно-обоснованной технологической схемы разработки. Для этого применяются традиционные методики интерпретации, включая методологию 3D гидродинамического моделирования.
Пример реализации предлагаемого способа.
В настоящее время готовится к вводу в ОПР нефтяное месторождение N Восточной Сибири. Все открытые, но недоразведанные местрождения Восточной Сибири не могут вводиться в ОПР по причине отсутствия развитой нефтегазовой инфраструктуры. Месторождение N, по условиям лицензионного соглашения, должно быть введено в ОПР в 2005 г.
В связи с этим недропользователь вынужден пойти по традиционному пути проведения ОПР.
Ближайший пункт отгрузки нефти находится в 600 км от месторождения N. Закуплены трубы для нефтепровода указанной длины диаметром 200 мм. Срок сооружения данного трубопровода оцениваю в 1,5 года. С момента ввода в эксплуатацию этого трубопровода в течение около 5 лет будет производиться ОПР.
В случае реализации предлагаемого изобретения:
- отпадают затраты на сооружение нефтепровода в размере около $500 млн;
- исключается необходимость сжигания газа на факеле, которая связана с тем, что для месторождения N на период ОПР не предусматривается строительство газопровода, а потребители газа на месте отсутствуют;
- с момента сооружения первых двух скважин появляется возможность начать работу по ОПР, т.е. экономится около 1,5 лет с точки зрения выхода на промышленные отборы нефти и газа;
- решается основная задача ОПР - добыча исходной ключевой, для технологической схемы, информации, что позволяет обойтись меньшим числом скважин;
- общий срок ОПР, согласно предлагаемому сокращению расстояния между скважинами до 100 м (вместо предлагаемых проектировщиками 1000-1100 м), составит не более 2 лет;
- следовательно, время ввода месторождения в промышленную разработку сокращается примерно на 4-4,5 года;
- устраняются затраты на демонтаж 600-километрового нефтепровода;
- закупленные трубы для нефтепровода эффективно могут быть использованы для целей промыслового обустройства.
Аналогичным образом может проводиться ОПР на газовом, газоконденсатном, нефтегазоконденсатном месторождении в Восточной Сибири или другом необжитом регионе.
Высказанные недропользователю соображения, в рамках предлагаемого изобретения, приняты к рассмотрению в составляемой технологической схеме разработки месторождения N.
Таким образом, предлагаемое изобретение имеет большое народно-хозяйственное значение, прежде всего для освоения месторождений нефти и газа в Восточной Сибири. Оно позволит заметно сократить затраты на ОПР и сроки их проведения. Следовательно, приблизит сроки ввода этих месторождений в промышленную разработку.
Способ проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающей скважины, отличающийся тем, что расстояние между стволами добывающих и нагнетательных скважин принимают не более 100 м, в добываемую нефть вводят индикатор, обеспечивающий возможность идентификации этой нефти методами промысловой геофизики, добываемую нефть с индикатором закачивают в нагнетательную скважину, определяют профиль приемистости нагнетательной скважины, анализируют нефть, извлеченную из добывающей скважины на предмет отслеживания во времени доли меченой нефти в продукции этой скважины, устанавливают динамику профиля притока меченой и природной нефти, определяют профиль приемистости нагнетательной скважины по воде, определяют динамику обводнения, профили притока нефти и воды на разные моменты времени и восстановление забойного давления в добывающей скважине, добываемые при этом нефть, газ и воду закачивают без их разделения в нагнетательную скважину двухфазным насосом, после чего принимают технологическую схему разработки месторождения с внешним трубопроводным транспортом нефти и газа для промыслового обустройства.
Читайте также: