Міністерство освіти і науки України івано-франківський національний технічний університет 14 страница

виявлення кількості перетікаючої рідини в інші пласти і за контур нафтоносності;

вивчення взаємодії свердловин, пластів І родовищ із сусідніми родовищами;

вивчення характерних ділянок родовища за розподілом пластового тиску, за ступенем охоплення пласта впливом нагнітання;

в) стану обводнення родовища:

визначення впливу поточних темпів розробки на обводненість продукції;

вивчення ступеня І характеру обводнення свердловин по площі і по товщині родовища;

вивчення впливу відборів І запомпованих об’ємів на переміщення і швидкість просування контурів нафтоносності;

оцінка ступеня обводненості продукції залежно від відібраних запасів;

отримання залежності обводненості продукції від відбору нафти і запомпованого об’єму води;

г) стану вироблення запасів, тобто визначення: поточного коефіцієнта нафтовилучення за промисловими даними і по каргах ізохор обводнення;

втрат нафти в залежності від густоти сітки свердловин; коефіцієнта охоплення і початкових балансових, видобувних і поточних запасів нафти по ділянках.

3. Аналіз стану технології і техніки видобування:

а) фонду свердловин за способами експлуатації:

поділ свердловини на групи за найрацдональнішими способами їх експлуатації;

визначення умов і часу зупинки фонтанування свердловини; оцінка очікуваної зміни фонду свердловини за способами експлуатації;

б) застосовуваних методів оброблення привибійної зони: виявлення ускладнень під час робота обладнання у видобувних

свердловинах, які спричинені піском, парафіном, агресивними рідинами;

визначення технічного стану привибійної зони; встановлення найраціональніших методів оброблення та кріплення привибійної зони;

в) застосовуваних способів, технології і техніки експлуатації свердловин і стану наземного і підземного обладнання:

встановлення можливості застосування різноманітних способів експлуатації і обладнання для попередження утворення піщаних пр- бок, відкладення парафіну, шкідливого впливу газу;

виявлення технічного стану і видобувних можливостей обладнання для механізованого способу видобування;

виявлення найефективніших і економічних способів видобування і обладнання для піднімання та підвищення коефіцієнта корисної дії; оцінка пропускної можливості насосно-компресорних труб;

г) систем збирання, підготовки і транспортування нафти і плас­тової води:

виявлення ефективних систем і їх технічного стану, найефек­тивніших і економічних процесів у системах;

оцінка обмежень щодо потужності, пропускної здатності і тисків промислових і магістральних трубопроводів;

г) систем диспетчеризації та автоматизації контролю й управління роботою обладнання та процесом видобування:

встановлення найефективніших і найекономічніших систем, меж можливого і цілеспрямованого їх застосування;

оцінка ефективност і і технічного стану застосованих систем.

4. Аналіз економічних показників'.

а) собівартості - встановлення зміни; оцінка за чинниками зміни і за статтями витрат;

б) капітальних вкладень - встановлення змін; оцінка за напрямками промислового облаштування І за питомою величиною;

в) продуктивності праці - встановлення змін продуктивності праці, чисельності персоналу за категоріями по цехах, питомої чисельності працівників, у тому числі робітників;

г) рентабельності і прибутку підприємства - виявлення шляхів підвищення рентабельності видобування нафти і збільшення прибутку.

Завершальною складовою частиною аналізу є прогнозування показників процесу розробки, яке пов’язано з передбаченням перебігу показників технологічних процесів у майбутньому як за незмінних умов, так і в разі здійснення робіт щодо регулювання. Мета його полягає в дослідженні тенденції зміни процесів розробки у попередніх і в нових умовах.

§ 4.2 Загальна характеристика експрес-методів прогнозування розробки родовища за фактичними даними

Методи прогнозування розробки родовища

Під прогнозуванням розуміють обґрунтування передбачень про наступний розвиток, тобто про перебіг технологічного процесу розробки родовища в майбутньому.

Отже, до методів прогнозування відносять усі методи моделювання процесу розробки, в тому числі розглянуті гідродинамічні методи визначення технологічних показників розробки. Експрес-методам прогнозування характерний чисто емпіричний підхід, їх розглядаємо як статистичні методи моделювання.

Розрізняють короткочасне або поточне (до 3 років) і перспективне або довготривале (на 5, 10, 15, 20 і більше років) прогнозування. Статистичне прогнозування є важливим розділом теорії проектування і аналізу розробки нафтових родовищ, особливо на пізній стадії.

У нафтопромисловій практиці в основному здійснюється прогнозування поточного і накопиченого видобутку нафти та рідини, обводнення продукції та коефіцієнта нафговилучення, а також визначення початкових видобувних запасів нафти.

Статистичні методи прогнозування показників розробки нафтових родовищ можна поділити на три групи:

а) які грунтуються на виявленні закономірностей, отриманих у результаті аналізу практичних даних по одних родовищах, і на прогнозуванні показників розробки по нових, інших, у деякій мірі аналогічних родовищах (методи екстраполяції показників розробки по одних родовищах на інші родовища);

б) які грунтуються на дослідженні обводнених зон пласта (об’ємні методи прогнозування показників розробки родовищ);

в) використовування залежностей одних технологічних показників від інших (методи взаємозв’язку технологічних показників розробки

родовища).

Статистичні методи екстраполяції показників розробки по одних родовищах на інші родовища

Серед методів першої групи виділяють три підгрупи.

До першої підгрупи відносять методи, в яких використовують апарат регресійного аналізу, а також метод адаптації і навчання з наступним розпізнаванням образів. Внаслідок цього встановлюється багатовимірна кореляційна залежність коефіцієнта нафтовилучення від властивостей колекторів, рідин і деяких технологічних показників розробки, яку використовують для прогнозування коефіцієнта нафто- вилучення нових родовищ.

Наприклад, на основі результатів тривалої розробки 50 покладів Урало-Поволжя залежність кінцевого коефіцієнта нафговилучеиня подано у вигляді:

11 = 0,195-0,0078ц₀ +0,082 ^к + 0,00146Т_ПЛ +

+ 0,0039/і + 0,18&_п -0,0542вн₃ ⁺⁰>²⁷⁵н -0,00086^_с,

де [іо - відношення динамічних коефіцієнтів в’язкостей нафти І води; к - коефіцієнт проникності пласта; - пластова температура; /і - товщина пласта; А-_п - коефіцієнт піщанистості; О_вщ - частка балансових запасів водонафтової зони від запасу всього покладу; 5_Н - нафтонасиченість; 5_е - густота сітки свердловин (відношення загальної площі покладу до кількості введених в експлуатацію свердловин).

Ці методи широко застосовуються в промисловій практиці.

До другої підгрупи можна віднести вивчення досвіду розробки великої кількості нафтових родовищ, що дало змогу встановиш ряд важливих наближених практичних правил для прогнозування процесу обводнення і нафтовилучення.

Третя підгрупа містить методи, які грунтуються на однакових припущеннях.

Наприклад, свердловина з великим дебітом зменшує дебіт швидше, ніж свердловина з невеликим дебітом. Звідси випливає, що за відсут­ності достатню! інформації про минулий видобуток із одних свердловин ділянки можемо встановити їх об’єм видобутку в майбут­ньому на основі даних про минулий видобуток із інших свердловин. Прогнозний видобуток із покладу матимемо, додаючи його складові по свердловинах.

У цій підгрупі був відомий метод кривої середньої продуктивності. Суть його полягає в побудові кривих падіння видобутку (залежність видобутку нафти від часу експлуатації) по окремих свердловинах і в подальшому осередненні цих кривих.

Серед них можна виділити методи, які передбачають побудову:

а) залежності поточного коефіцієнта нафтовилучення і частки нафти в потоці рідини від об’ємів відібраної рідини для окремих груп родовищ, що характеризуються подібними умовами;

б) залежності “дебіт - накопичений видобуток”, “обводненість - накопичений видобуток”, “дебіт - час” як по окремих свердловинах, так і по покладу;

в) залежності відношення накопиченого видобутку до максималь­ного річного відбору І водонафтового фактора від поточної обвод- неності продукції.

Статистичні об'ємні методи прогнозування показників розробки родовищ

До методів другої групи відносять:

а) метод оцінки кінцевого коефіцієнта нафговилучення з викорис­танням ірафічних залежностей поточного коефіцієнта нафговилучення від ступеня вироблення запасів і величини заводненого об’єму пласта;

б) метод Ізохрон обводнення, який містить побудову графічних залежностей коефіцієнта охоплення заводненням покладів і коефі­цієнтів нафговилучення від безрозмірного часу (накопичений видо­буток рідини, виражений у відсотках від початкових балансових запасів нафги)та інш.

Ці метода характеризуються складністю і трудомісткістю робіт, невисокою точністю визначення заводненої площі або об’ємів.

Статистичні методи взаємозв’язку’ технологічних показників розробки родовища

Третя група методів, які використовують залежності одних технолопчних показників від інших, є основною в даний час. Із цієї групи можна виділити дві підгрупи стосовно до режимів виснаження і до водонапірного режиму.

Побудова графіків перебігу показників розробки в часі

Стосовно до режимів виснаження з метою прогнозування очікуваного видобутку нафта будують графіки фактичних показників розробки родовища за останні 3-5 років.

При цьому, якщо кількість видобувних свердловин за зазначений період не змінюється, то враховують видобуток нафти в цілому по покладу.

Переважно загальний видобуток нафти по покладу значно залежить від кількості працюючих свердловин, яка змінюється у зв’язку із введенням нових свердловин із буріння, відключенням обводнених, проведенням ремонтів. Тому з метою прогнозування будують графіки зміни дебіту с{ на відпрацьовану сверддовино-добу в часі і.

Потім до фактичного графіка в машинній програмі МаїЬСАО з використанням оператора лінійної регресії підбирають емпіричну (кореляційну) формулу, наприклад,

_Я = а{є + /()-^с; (4.2)

_Ч=а{і + с/()~^ис-_і (4.3)

Я = ае~^в1; (4.4)

ц = а!і\ (4.5)

<7 = а в*; (4.6)

д = а + в і + сІ^ + / +..., (4*7)

де а, в, с, / - сталі коефіцієнти, які визначаються на основі статистичного оброблення фактичних даних.

Формули (4.2), (4.3) і (4.4) описують випадки відповідно так званого гармонічного (в=1, с=1), гіперболічного (1>с>0) і однакового процентного (показникового) зменшення дебіту. Зазначимо, що формула (4.2) за/= 1 була теоретично виведена Л.С. Лейбензоном.

Д іія оцінки ступеня точності підібраного рівняння обчислюють кое­фіцієнт кореляції в разі прямолінійної залежності і кореляційне відно­шення - в разі криволінійної. Перед обробленням, якщо вдається, залежності переважно зводять до рівняння прямої лінії, наприклад,

логарифмуванням. Значиш коефіцієнта кореляції г (кореляційного відношення) може змінюватися від 0 до ± 1. Якщо г= 1, кореляційна залежність перетворюється в точну функціональну залежність, а якщо г = 0, кореляційного зв’язку між досліджуваними параметрами не існує. Вважають, що за г = 0,5 збіжність результатів задовільна, за г = 0,7 - добра, за г > 0,7 - відмінна. Із розглянутих залежностей для подальшого прогнозування показників розробки вибирають ту, для якої коефіцієнт кореляції (кореляційне відношення) є найбільшим (за абсолютною величиною). Для спадних кривих коефіцієнт кореляції має знак мінус, для висхідних - плюс.

Встановивши значину коефіцієнтів і визначивши ступінь точності рівняння, розраховують очікуваний видобуток, задаючись часом у підібраному рівнянні, Інтервал прогнозування (ділянка екстраполяції) не має перевищувати, як правило, половини фактичного інтервалу.

Для прогнозування накопиченого видобутку нафти запропоновано використовувати залежності:

(4.8)

(4.9)

де 4 ~ періоди розробки.

Із рівняння (4.9) випливає, що за і —»» параметр а характеризує максимальну величину накопиченого видобутку нафти, тобто початкові видобувні запаси нафти.

Методи побудови характеристик витіснення

Стосовно до водонапірного режиму» чинник часу под ано переважно накопиченим видобутком рідини, тому метода прогнозування ґрунтуються на побудові характеристик витіснення нафта водою.

Під характеристиками витіснення розуміють залежність накопиченого видобутку нафти із розглядуваного об’єкта від накопиченого видобутку рідини або води (за різних можливих модифікацій координат у залежностях).

Екстраполяція побудованої (на основі фактичних даних експлуатації) характеристики витіснення дає змогу прогнозувати процес обводнення і коефіцієнт нафтовилучення на майбутній період.

У наш час відомо багато методів побудови характеристик витіснення. Частина із них обґрунтована лише статистичним обробленням промислових матеріалів по великій групі родовищ, друга частина має теоретичну основу. Звичайно, що перевагу слід надавати теоретично обґрунтованим методам.

Метод А.М. Пірвердяна ґрунтується на використанні апроксимації Ю.П. Борисова для функції Баклея-Леверетта. Для визначення накопиченого видобутку нафти Q залежно від накопиченого видобутку рідини Q_p маємо формулу:

	£?Н ~ ^тГ/ШІ^5В ^— ^пор				(4.10)

Д^е ^пл ~ об’єм пласта від початкового контура нафтоносності до видобувної галереї (решту позначень див. у § 2.4).

Фактична характеристика витіснення, яка побудована в координатах Q^-Q^, через деякий час після початку розробки лягає на пряму лінію, екстраполюючи яку, дістаємо поточний накопичений видобуток нафти і початкові видобувні запаси нафти (як відрізок, що відтинається на осі ординат за Q_p~^0,5 —»0).

Перший метод А.А. Казакова, який є вдосконаленням метода А.М. Пірвердяна, базується на розподілі нафтонасиченості вздовж пласта за більш загальною формулою:

('sh

^стИ0*пл

(4.11)

. Єр.

де с Д - сталі коефіцієнти, які залежать від кривих зміни коефіцієнтів фазових проникностей.

За аналогією з формулою (4.10), враховуючи, що початкові

видобувні запаси нафти =тУ_пп(1 -%_Н-5_ЗВ), можна записати

Єн=^пв г-№р^Х. (4.12)

Після диференціювання (з урахуванням того, що частка нафти в потоці рідини «_н =) і логарифмування, дістаємо:

^ «н = Н М+(1 + X) ^ <2_р, (4.13)

Де у = ^Цо(^т^пл)^Х+7(^ ^{+ 1})-

Отже, поточні показники розробки покладу можна прогнозувати в

*51

координатах і в координатах, де коефіцієнт X

попередньо визначаємо за останньою залежністю, а початкові

видобувні запаси - за першою залежністю.

Метод С.Н. Назарова і Н.В. Сгтачова передбачає використання прямолінійної залежності

ßp / Qh ^{= а + в} бв > (4.14)

де Q_B - нагромаджений видобуток води; а, Ь- коефіцієнти, причому значиш {-В)¹ дорівнює початковим видобувним запасам нафти, іцо випливає за умови із рівняння (4.14), перетвореного до

вигляду:

-ej - (4.15)

Метод A.B. Копитова базується на рівнянні (4.9), записаному для накопиченого видобутку нафта у вигляді рівняння прямої:

Q_Ht = at-e. (4.16)

Другий метод A.A. Козакова передбачає використання такої лінійної залежності:

—&------------ ^вр + «(4.17)

або

Öb =«бр + «()'паз-Qh\ (4.18)

Д^е ї⁷пвз - початкові видобувні запаси.

Для кінця розробки за О_н —> Vотримаємо а = Q_B/Qp Метод МІ. Максимова грунтується на результатах досліджень з витіснення нафти водою з використанням залежності:

0в = ^ав°^И (4-19)

або

lgß_B =*§⁰ + 0н!g^e* (4-20)

Метод Б.Ф. Сазонова обґрунтовано на основі теорії Баклея- Леверетга. З використанням його встановлено, що залежність “обводненість продукції п_в - поточний коефіцієнт нафтовилучення Г|” за обводненості п_в = 0,1 - 0,8 має прямолінійний характер.

Б.Ф. Сазонов пропонує також будувати залежності: а) “поточний коефіцієнт нафтовилучення Г[ - кількість напомпованої в поклад води т”, де кількість води х виражено в об’ємах пор пласта, що початково зайняті нафтою (власне характеристика витіснення за пропозицією Д.А. Ефроса); б) “поточний коефіцієнт нафювилучення ті - логарифм цієї самої кількості води (^ т)”; в) “накопичений водонафтовий фактор

- поточний коефіцієнт нафтовилучення г[” у білогарифмічних координатах.

Метод Б. Т. Баішева передбачає побудову узагальненої характеристики обводнення Г|_а =/(т_а) дія кожного родовища Із умови однакових відношень накопичених відборів рідини і нафти £?ра/£?на^{= а}- Д^е £?р/2ка; Па - поточний коефіцієнт нафтовилучення,

Ца⁼Ян/ (Зна- Для всіх родовищ характеристики витіснення зближуються в одній точці з відношенням т_а /"Па^{= а}- Такі узагальнені характеристики дають змогу прогнозувати показники процесу обводнення по покладах аналогічного типу, що перебувають на більш ранній стадії експлуатації.

Метод Г.С. Камбарова,ДГ, Алмамедова і ТЮ. Махмудова в основі своїй має розрахункову залежність:

QpQн ^=а0р ~ (4-21)

де а, в - сталі коефіцієнти.

Приклади побудови деяких статистичних залежностей показано на рис. 4.1. Зіставленням фактичних показників розробки родовища з прогнозними можна оцінити технологічний ефект від застосування методу регулювання процесу розробки, підвищення нафговилучення із пласта тощо.

а б

логарифму накопиченого видобутку рідини ^ <9_р (в), поточного видобутку нафти ц від часу і (г): 1 - фактичні; 2 - прогнозні; 3 - початок застосування методу

регулювання процесу розробки або застосування методу підвищення нафтовнлучення; 4 - приріст додаткового видобутку нафти

Методи визначення початкових видобувних запасів нафти

За даними аналізу досвіду тривалої експлуатації 24 покладів Урало- Поволжя, Північного Кавказу, Казахстану і Азербайджану для визначення початкових видобувних запасів нафти в покладах, що перебувають на пізній стадії розробки, ІД Амелін рекомендує використовувати методи С.Н, Назарова і Н.В. Сипачова, Г.С. Камба- рова, Д.Г. Алмамедова і Т.Ю. Махмудова, а також за л_в >0,8 вдоско­налений A.A. Казаковим метод А.М. Пірвердяна.

Проте ці методи дають змогу оцінити початкові видобувні запаси за умови нескінченного промивання пласта, що призводить до завищення видобувних запасів нафта. ІД. Амелін пропонує вдосконалений метод, який передбачає обмеження тривалості експлуатації покладів гранично рентабельним (кінцевим) дебітом нафти. Значина цього дебіту для конкретного покладу обґрунтовується економічними розрахунками стосовно до завершальної стадії розробки.

Відповідно цим трьом методам формули для встановлення економічно обґрунтованої значили початкових видобувних запасів мають вигляд:

Яр <7грі^{0 + е}(бр ⁺ Яр *зал)1,

«Up-^rp) ’

(4.23)

пвз ^v пвз

де <7_Р - сталий дебіт рідини на прогнозний період розробки покладу тривалістю часу коли дебіт стане рівним гранично рентабельному дебіту <9р ^_ накопичений видобуток рідини на момент оцінки початкових видобувних запасів К„_вз.

Для визначення величини тривалості часу ^ рекомендується фактичну криву зміни дебіту нафти в часі за «_в > 0,3...0,4 апроксимувати рівнянням:

Ян(*)=^{ке С}^⁺*1 (4.25)

де к, с - сталі коефіцієнти, обчислені за допомогою методу найменших квадратів за фактичними даними річних відборів нафта протягом фактичного часу розробки родовища (базовий період) тривалістю /ф; І - час у роках від початку відрізку прогнозування (прогнозний період). Тоді, взявши (() = q_Гp_f із рівняння (4,25) визначаємо тривалість прогнозного періоду - і для відбору залишкових запасів нафти (поточних запасів на момент початку прогнозного періоду).

Для підвищення точності розрахунку рекомендується вико­нувати визначення двома або трьома методами. Якщо отримані значини відрізняються в межах до 10%, то шукану значину беремо як середню арифметичну значину із визначених значин (“метод голосування”). За великої різниці отриманих значин реко­мендується здійснювати спеціальний аналіз розробки покладу для виявлення причин викривлення прямолінійних залежностей (зупинки обводнених або введення нових видобувних свердловин, зміна системи діяння на пласт І т. ін.). Методи застосовуються за обводненості від 30 до 90%.

Відомо методи прогнозування, в яких поєднуються гідродинамічні методи, геолого-промислові дослідження і статистичні методи.

На закінчення зазначимо, що одна із основних умов застосування статистичних методів - відсутність у прогнозному періоді корінних змін системи розробки. Причому різні методи в різній мірі чутливі до подібних змін (кращими є залежності в логарифмічних координатах).

Контрольні питання

1. Які задачі регулювання процесу розробки нафтового родовища вини­кають на різних стадіях його здійснення і якими методами вони вирішуються?

2. Назвіть основні обмеження можливостей методів регулювання процесу розробки родовища.

3. Охарактеризуйте види контролю процесу' розробки.

4. Вирішення яких задач передбачає аналіз процесу розробки?

5. Охарактеризуйте методи прогнозування розробки родовища за фактич­ними даними.

6. Як встановити технологічний ефект від застосування методу регулюван­ня розробки нафтового родовища чи підвищення нафтовилучення за фактичними даними процесу розробки?

7. Як прогнозують очікуваний видобуток нафти із покладу, що працює на режимі виснаження?

8. Що таке характеристика витіснення? Стосовно до якого режиму роботи покладу її застосовують? Дайте приклади характеристик витіснення.

9. У чому полягає суть методів визначення початкових видобувних запасів нафти за фактичними даними розробки родовища?

Глава 5. РОЗКРИТТЯ НАФТОВИХ ПЛАСПВ, ОСВОЄННЯ, ДОСЛІДЖЕННЯ ТА ПІДВИЩЕННЯ ПРОДУКТИВНОСТІ СВЕРДЛОВИН

Розкриття нафтових пластів, освоєння і підвищення продуктивності свердловин - важливі процеси підготовки свердловин до експлуатації. Якість виконання цих робіт оцінюють за даними дослідження свердловин. Від їх якості залежить поточна продуктивність (дебіт) і тривалість роботи свердловин, нафговилучення із покладу.

§ 5.1 Розкриття нафтових пластів

Розрізняють розкриття нафтових пластів бурінням та перфорацією. Розкриття продуктивного пласта бурінням

Методи розкриття нафтових пластів бурінням можуть бути різними, але всі вони мають задовольняти таким основним вимогам'.

а) у ході розкриття пластів з малим пластовим тиском (низько­напірних пластів) потрібно не допустити погіршення фільтраційної здатності привибійної зони пласта;

б) у ході розкриття високонапірних пластів (з пластовим тиском вище гідростатичного) слід не допустити можливості відкритого (аварійного) фонтанування свердловини;

в) в усіх випадках необхідно створити відповідні та надійні конструкції стовбурів і вибоїв свердловин.

Погіршення фічьтраційноі здатності колектора під час розкриття продуктивного пласта відбувається в результаті поглинання бурового розчину пластом по тріщинах, кавернах та високодренажних каналах;

проникання фільтрату (дисперсійного середовища) бурового (промив­ного) розчину в паровий простір породи, а також твердих частинок (дисперсної фази) бурового розчину в пори і тріщини.

Глибина входження в пласт твердих частинок може сягати 40 мм, фільтрату - 3 м та бурового розчину - кількох метрів.

У поровий простір також із тріщин проникають фільтрат та тверді частинки розчину.

Фільтрат бурового розчину спричиняє: а) набухання глинистих компонентів гірських порід колектора; б) утворення стійких водонаф- тових емульсій, які броньовані глинистими частинками та парафіном (внаслідок охолодження циркулюючим буровим розчином при ви­бійної зони пласта нижче температури насичення нафти парафіном); в) випадання нерозчинних осадів (сульфатів кальцію, заліза, барію, гідроксидів кальцію, магнію); г) блокувальну дію води.

Проникання твердих частинок у пласт супроводжується утво­ренням глинистої кірки на поверхні стінки породи, внутрішньо- поровою глинизацією породи. Внаслідок цього зменшується дебіт (приймальність) свердловин, окремі пропластки відклю­чаються від роботи.

Зменшити чи в деякій мірі запобігти ці негативні наслідки можна, вибравши відповідний умовам і якісний буровий розчин. Такий розчин повинен мати малу водовіддачу, густину, яка забезпечує допустиму репресію тиску на пласт (5...15% р_т) та попереджує аварійне (відкрите) фонтанування свердловини, високу стабільність і повинен не викликати набухання глин гірської породи та утворення стійких водонафгових емульсій. Це досягається в певній мірі введенням у розчин різних хімічних додатків та правильним вибором типу бурового розчину (детально ці питання вивчаються в дисципліні “Буріння свердловин’').

Продуктивний пласт можна розбурити або разом з вище- залеглими пластами, або після буріння і кріплення стовбура сверд­ловини до його покрівлі. В обох випадках вибій свердловини може бути відкритим (не обсадженим колоною труб) стовбуром, фільтром чи перфорованою колоною.

Відкритий стовбур, тобто не обсаджений колоною труб і не зацементований, має менше 5% фонду свердловин. Хоч така конструкція вибою служить еталоном гідродинамічної досконалості свердловин, але ЇЇ застосування можливе лише за наявності стійких (без осипання) однорідних чи карбонатних (тріщинуватих) пластів з малою товщиною, а також за відсутності потреби у вибірковому діянні на окремі інтервали пласта.

Перфорація колон здійснюється після обсаджування стовбура свердловини обсадними трубами, подальшого цементування їх І реалізована в понад 90% свердловин усього фонду. Вона забез­печує створення надійної і стійкої конструкції вибою, можли­вість поетапного вироблення пластів, вибіркового діяння на кожний пласт, спрощує технологію будівництва свердловини порівняно зі встановленням фільтрів.

Фіпьтрії використовують лише для боротьби з пробкоутворенням у випадку нестійких, сипких колекторів, здатних руйнуватися з винесенням піску під час експлуатації свердловини (див. гл. 10).

У цілому свердловина, як споруда, є обсадженою кількома колонами труб, тобто кондуктором, одною-трьома технічними та експлуатаційною колонами. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони становить здебільшого 114-140,3 мм. Верхня частина обсадних труб закінчується колонною головкою, яка служить основою для встановлення поверхневого гирлового обладнання відповідно до вибраного способу експлуатації свердловини.

Розкриття продуктивного пласта перфорацією

Перфорація - це процес утворення каналів в обсаднІй колоні труб, цементному камені та породі з метою створення гідро­динамічного зв’язку свердловини з пластом. Розрізняють стріляючі та гідропіскоструминну (абразивну) перфорації, а також без- перфораторні способи розкриття продуктивного пласта. Перфо­рацію здійснюють відповідно геофізичні та нафтопромислові підприємства.

Дата добавления: 2015-08-29