Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Леванова Евгения Васильевна

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Леванова Евгения Васильевна

Тема 1. Классификация и типизация условий эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть»

Состав и свойства добываемой нефти различных продуктивных горизонтов ОАО «Татнефть» Добыча нефти и прирост запасов по Республике Татарстан (млн. тонн)

Остаточные извлекаемые запасы A+B+C 1+C 2 28% Активные 72% Трудноизвлекаемые

Более 72% запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами Для них характерны: низкая проницаемость значительные остаточные запасы большая глубина залегания высокая вязкость нефти начальные пластовые давления, близкие к давлению насыщения. снижение средних дебитов добывающих скважин; отложения солей, парафинов, гидратов, вынос песка, коррозионная активность среды, низкая температура пластовых жидкостей.

Распределение объектов разработки по вязкости пластовой нефти

Технологические показатели разработки Ромашкинского месторождения 1943 -2005 г. г. (все горизонты)

Типизация и классификация скважин в ОАО «Татнефть» l Основными нефтесодержащими комплексами в недрах Татарстана являются: l 1) терригенные отложения верхнего и среднего девона; l 2) терригенные и карбонатные отложения нижнего карбона; l 3) карбонатно-терригенные отложения среднего карбона.

Верхний и Нижний карбон средний девон (С 1 вв, С 1 tur) (пласты Д 0 -Д 1) Средний (C 2 b, C 2 vr) Глубина залегания, м. 1700 -1750 1100 -1200 600 -1000 Вязкость нефти, м. Па • с 2, 3 -10 (4, 5) 12 -60 (30) 40 -200 (60) Газовый фактор, м 3/т 40 -90 (54) 5 -30 (10) 4 -20 (8) Давление насыщения, МПа 9 4, 5 1 -3 (2) Плотность кг/м 3 800 -820 860 -880 880 -910 Плотность пластовой воды, кг/м 3 1020 -1185 1010 -1164 1000 -1140 Диаметр эксплуатационной колонны, мм 146, 168 Пластовое МПа 15 -19 (17) 8 -12 (11) 6 -10 (7, 5) 38 -42 (40) 23 -27 (25) 20 -24 (22) нефти, давление, Пластовая температура, °С карбон

Классификация по обводненности l 0… 40 %малообводненные l 40… 80 % среднеобводненные l 80… 100 % высокообводненные

По высоте подъема жидкости, или по глубине спуска насоса принято классифицировать скважины на следующие группы : l малой глубины — прием насоса на глубине до 450 м; l средней глубины — прием на глубинах от 450 до 1350 м; l глубокие — с приемом на глубине более 1350 м. l

l по содержанию серы все нефти могут быть разделены на: l малосернистые до 0, 5 %; l сернистые 0, 5. . . 2, 0 %; l высокосернистые свыше 2, 0 %.

l По содержанию парафина — на: l малопарафинистые до 1, 5 %; l парафинистые 1, 5… 6, 0 %; l высокопарафинистые свыше 6, 0 %.

Характеристика условий эксплуатации различных типов скважин l l - l l Рассмотрим сначала сущность понятий «эксплуатация добывающей скважины» и «норма отбора жидкости из скважины» . Понятие эксплуатация добывающей скважины обычно включает в себя следующие основные элементы: определение технологической нормы отбора жидкости из скважины; выбор наивыгоднейшего способа подъема на поверхность земли этой технологической нормы; выбор соответствующего типоразмера оборудования в пределах принятого способа подъема продукции; обеспечение работы выбранного оборудования на оптимальном или близком к нему режиме при минимальных эксплуатационных затратах в течение возможно более длительного периода. Норма отбора жидкости из скважины – это дебит жидкости (в м 3/сут), который планируют или могут отбирать из скважины при ее эксплуатации на установившемся режиме без причинения вреда ей и окружающей среде. Различают технологическую и техническую нормы отбора жидкости из скважины.

Норма отбора жидкости из добывающей скважины Обычно из каждой скважины стремятся отбирать такой наибольший объем жидкости, который соответствует условиям рациональной разработки залежи и является безопасным в отношении охраны недр и эксплуатационного оборудования. Этот дебит называется технологической нормой отбора жидкости из скважины. l Технологическая норма отбора жидкости не есть максимально возможный (потенциальный) дебит, определяемый уравнением притока жидкости в скважину при максимальной депрессии на пласт. l

Имеется целый ряд ограничений технологического порядка, которые не позволяют или делают нецелесообразным отбор из скважины потенциального дебита, обеспечиваемого энергетическими возможностями пласта. Основными из этих ограничений являются: возможность разрушения коллектора и выноса в скважину слагающих его частичек при больших скоростях движения флюида в прискважинной части пласта; возможность преждевременного прорыва подошвенной или краевой воды в скважину; опасность разрушения заколонного цементного кольца, изолирующего продуктивный пласт от выше – и нижележащих водоносных горизонтов, что также приводит к прорыву воды в скважину; опасность появления в пласте свободного газа из-за выделения его из нефти в достаточно обширной части дренируемой площади пласта, что приводит к снижению коэффициента фазовой проницаемости для нефти, уменьшению коэффициента продуктивности скважины и, как следствие, к уменьшению конечной нефтеотдачи залежи. Учитывая, однако, что выделение газа из нефти в непосредственной близости от скважины, как показывает практика, не опасно, минимально допустимую величину забойного давления принимают согласно неравенству: l (1. 1) • опасность смятия обсадной колонны внешним давлением при больших депрессиях на пласт; пропускная способность наземного оборудования; значительное в ряде случаев давление на устье скважины, обусловленное требованиями системы сбора и подготовки нефти, газа и воды, принятой на промысле. -

Таким образом, с точки зрения технологической нормы отбора жидкости нефтяные добывающие скважины делят на две группы: – с неограниченным отбором жидкости; – с ограниченным отбором жидкости. l К скважинам первой группы относятся неглубокие (до ~ 1500 м), которые эксплуатируют залежи с низким пластовым давлением при режиме растворенного газа, где динамический уровень жидкости можно снижать до забоя. l Рассмотрим численный пример: l Пусть пластовое давление в залежи Pпл = 15 МПа, l давление насыщения нефти газом Pнас = 10 МПа, l коэффициент продуктивности скважины Кпрод = 10 м 3/(сут·МПа). l Тогда, согласно (1) минимально допустимая величина забойного давления будет: l МПа. Технологическая норма отбора жидкости из скважины при этом составит: l l м 3/сут; l а потенциальный дебит жидкости: l м 3/сут.

Видно, что из-за принятых нами ограничений, технологическая норма отбора жидкости из скважины меньше ее потенциального дебита. l Однако и технологическую норму отбора жидкости из скважины удается выполнить не всегда, так как она может быть больше, иногда значительно, добывных возможностей того оборудования, которым располагает в данный момент нефтедобывающее предприятие. В связи с этим различают еще так называемую техническую норму отбора жидкости из скважины. l Технической нормой отбора жидкости называют максимальный дебит, меньший технологической нормы, который может быть обработан из скважины имеющимся оборудованием. l Очевидно, техническая норма отбора жидкости из скважины не соответствует рациональной системе разработки залежи и должна рассматриваться как вынужденная, обусловленная временным отсутствием необходимого оборудования. l

Благодарю за внимание!