 |
Залежи, резервуары и ловушки – краткая характеристика.
|
|
|
|
Технология глушения скважин оборудованных насосами
Глушение скважин (kill the well - англ.) — процесс создания в скважине такого давления, при котором исключается нефтегазоводопро-явление (НГВП). НГВП возникает тогда, когда давление пластовых флюидов больше, чем давление в скважине. Процесс глушения представляет собой процесс замещения скважинной жидкости на специально приготовленную жидкость глушения ЖГ с определенной плотностью. В зависимости от условий процесс глушения может быть прямым (НКТ - затрубное пространство) и обратным (затрубное пространство — трубы). Глушение может проходить в один и несколько циклов в зависимости от глубины спуска подвески.
Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью.
Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м (рис. 4.2.2).
Сборка линий
Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.
Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины; в местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки; проверяется исправность резинового уплот-нительного элемента на ниппеле трубы; ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке; ударами кувалды производится закрепление гайки БРС.
После сборки линий производится испытание линий на герметичность
- закрывается задвижка на ФА; удаляется персонал из опасной зоны;
- по команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);
|
|
|
- линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает.
Глушение скважины осуществляется заменой скважинной жидкости на жидкость глушения, плотность которой рассчитана так, чтобы гидростатическое давление ее столба превышало пластовое на 5%. Поэтому важно контролировать плотность жидкости глушения при закачке ее в скважину (см. "Замер плотности").
Глушение скважин, оборудованных ЭЦН, в зависимости от глубины установки насоса производят в два и более приема, после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана (рис. 4.2.3).
Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности.
Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.
Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение.
Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины, плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.
Залежи, резервуары и ловушки – краткая характеристика.
Залежь углеводородов — естественное скопление углеводородов (нефти и/или газа) в ловушке, целостная флюидодинамическая система. Воздействие на любую из ее участков (отбор нефти или газа, закачка законтурной воды или газа и т. д.) неизбежно отражается на всей залежи. В подавляющем большинстве случаев залежи контактируют с пластовой водой. Они либо подпираются водой (водонапорный режим), либо «плавают» на воде (водоупругий режим).
Залежь как целостная динамическая система — это важнейшее, ключевое понятие в геологии нефти и газа. Название типа залежи состоит из названия типа резервуара и ловушки. Например: пластово-сводовая залежь, пластово-стратиграфическая, массивно-стратиграфическая и т. д. Параметры залежи: высота, площадь, объем, ВНК, ГВК, внешний и внутренний контуры. Единый ВНК или ГВК — важнейший признак залежи. ГВК и ВНК могут быть горизонтальными, то есть находиться на одном гипсометрическом уровне, а могут быть и наклонными. Чаще всего, наклон обусловлен направлением движения законттурных вод. Залежи связанные территориально, а также общностью геологического строения и нефтегазоностности составляют единое месторождение.
|
|
|
[править]Классификация залежей
По фазовому соотношению нефти и газа («Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», 2005):
· нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
· газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;
· нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;
· газовые, содержащие только газ;
· газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;
· нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.
По сложности геологического строения («Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», 2005):
· простого строения — однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
· сложного строения — одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;
· очень сложного строения — одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, а также залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.
|
|
|
Природный резервуар углеводородов — породное тело, коллектор, частично или со всех сторон ограниченное относительно непроницаемыми породами, выступающее как естественное вместилище для нефти, газа и воды[1] [2] [3] [4] [5]. Термин предложен советским геологом-нефтяником И. О. Бродом. По соотношению коллектора с ограничивающими его непроницаемыми породами выделяются три основных типа резервуаров углеводородов: пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон.
Подавляющее большинство залежей гигантов мира связано с массивными резервуарами, нефте- или газонасыщенная часть которых составляет десятки и сотни метров.
Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться углеводороды и может образовываться их скопление, называется ловушкой.
Ловушка углеводородов — часть природного резервуара, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие её экранирования относительно непроницаемыми породами. Наличие ловушки — это первое условие формирования залежи. У резервуаров, литологически ограниченных со всех сторон, весь резервуар может являться ловушкой.
[править]Классификация ловушек
Пликативная ловушка
Дизъюнктивная ловушка
Выделяются две основных группы ловушек:
· Структурные
· Пликативные - образованы в результате изгиба слоев
· Дизъюнктивные - образованы в результате разрыва сплошности слоев
· Неструктурные
· Стратиграфические - образованы в результате эрозии пластов-коллекторов и последующем перекрытием их флюидоупором
· Литологические - образованы в результате литологического замещения пород-коллекторов непроницаемыми породами
Большинство залежей в мире (около 80 %) связано с ловушками структурного типа.
|
|
|
