Индикаторные методы контроля.

Билет 1

Задачи, решаемые при контроле за разработкой н/г месторождения

Контроль разработки – система мероприятий, направленных на текущий контроль выработки пласта (его обводнения или осушки).

1. Наблюдение за динамикой дебитов нефти или приемистостью

2. Наблюдение за изменениями фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и пластовым давлением

3. наблюдение за загрязненностью околоскважинной зоны пласта.

4. наблюдение за текущим положением флюидных контактов.

2. Назначение и область перераспределения расходов закачиваемого объекта…

Назначение и область применения перераспределения расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин (перемена направлений фильтрационных потоков).

Физические основы изменения фильтрационных потоков заключаются в том, что на неравномерно заводненной залежи или ее части по площади создается такое новое направление вытеснения нефти водой, в результате которого в разработку вовлекается слабодренируемые нефтенасыщенные зоны. Изменение направления фильтрации может достигаться созданием новых линий нагнетания, перераспределением закачиваемой воды или отбора жидкости по отдельным участкам, периодической работой групп нагнетательных и нефтяных скважин при блоковых системах разработки.

Билет 2

Организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды с целью выработки запасов нефти в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений.

Внутриконтурное заводнение подразделяется на виды: барьерное, площадное, очаговое, избирательное, головное, с разделением залежи рядами нагнетательных скважин.

1) Барьерное заводнение – применяется для залежей пластового типа с целью изоляции газовой части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.

2) Площадное – хар-ся равномерной сеткой нагнет. И добывающих скв-н. Не позволяет регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скв-м, поэтому возрастает угроза преждевременного обводнения скважины. КИН залежей, на которых применяют этот тип заводнения, не превышает 0,4-0,45. Виды: линейное, 5-точечное, 7-точечное, 9-точечное, ячеистое. Широко применяют 7-точечное и 9-точечные системы, применяются при разработке малопродуктивных объектов с низкой проницаемостью коллекторов и повышенной вязкостью флюидов.

3) Очаговое – как дополнительное к другим разновидностям заводнения, если они не обеспечивают влияния закачки воды по всей площади объекта. Очаги заводнения создают на участках, не испытывающих влияния заводнения.

4) Избирательное – хар-на неравномерная сетка нагнетательных скв-н. Применяют при резкой зональной неоднородности пластов.

5) Головное – нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, литологически экранированных в сводовых частях.

Гидродинамические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений.

 Гидродинамические методы контроля – комплекс технологий, предполагающий регистрацию в скважинах кривых изменения гидродинамических параметров. С помощью обработки кривых ГДИС получают информацию о системе «скважина-пласт»: -значения ФЕС и динамических свойств коллектора, - данные о типах различных неоднородностей, - параметры энергетического состояния системы, - хар-ка качества вскрытия пласта и состояние призабойной зоны скважин. ГДИС: 1. Базовые исследования – проводятся в опорных скважинах по апробированным программам; 2. Экспресс-иследования – проводятся в более массовом порядке в скважинах эксплуатационного фонда.

Билет 3

Задачи, решаемые при мониторинге добычи разработки нефтяного и газового месторождения.

Мониторинг добычи – система мероприятий, направленных на текущий контроль работы «подъемника» (фонтанный, насосный и др. способы добычи)

1) задачи, решаемые при мониторинге добычи разработки н/г месторождений.

1. наблюдение за динамикой изменения забойных и устьевых давлений

2.наблюдение за дин-й изменения суммарных фазовых дебитов (обводненностью)

3. Оптимизация режима добычи,

4. наблюдение за составом вод в продукции и за механическими примесями;

5. наблюдение за техническим состоянием скважины.

Назначение и область применения одновременно-раздельной эксплуатации скважин в многопластовых скважинах.

ОРЭ пластов через одну скважину – это комплекс технических и технологических мероприятий, позволяющих воздействовать через одну скважину на каждый разделяемый пласт многопластового нефтяного месторождения с целью обеспечения его выработки в оптимальном режиме. ОРЭ нескольких объектов только при наличии сменного внутрискважинного оборудования, обеспечивающего раздельный учет добываемой продукции, промысловых исследований каждого пласта раздельно и проведения безопасного ремонта скважин. ОРЭ позволяет наиболее интенсивно проводить разработку одной сеткой скв-н одновременно несколько залежей, отличающихся по коллекторским свойствам, составу флюида и глубине залегания. Внедрение ОРЭ позволит: 1.сократить вложения на бурение скважин. 2. Увеличить степень охвата, интенсивность освоения многопластовых месторождений, нефтеотдачу. 3. Управлять пластовыми давлениями, регулировать направления и скорости фильтрации пластовых флюидов. 4. Предотвращать взаимовлияние пластов через скважину.

Билет №4

Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов, разукрупнения объектов.

Относится к классификация гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов (ГМПН)

К первой группе отнесены методы, которые чаще применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы.

Ко второй группе отнесены методы воздействия, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.

К первой группе относятся те методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.

Эти методы объединяются названием "нестационарное заводнение"

Ко второй группе относятся методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты, степень влияния их на технико-экономические показатели разработки весьма велика, и поэтому они обосновываются в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах.

К ним относятся:

- перенос фронта нагнетания воды в имеющиеся скважины;

- организация дополнительных рядов нагнетательных скважин в блоковых системах разработки путем перевода добывающих скважин в нагнетательные;

- организация очагов закачки воды в отдельные добывающие скважины;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов, разукрупнения объектов, организации зон и полей самостоятельной разработки;

- организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды с целью выработки запасов нефти в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений;

- другие новые технологии заводнения для сложнопостроенных залежей и трудноизвлекаемых запасов нефти.

Методы гидродинамического воздействия на продуктивные пласты применяются обычно в различных сочетаниях друг с другом одновременно, а эффективность какого-либо одного метода взаимосвязана с объемом применения других.

Индикаторные методы контроля.

Индикаторные программы для фильтрации жидкости представляют собой, зависимости давления на забое от дебита, построенного по результата измерения на установленном режиме работы скважин.

Последовательность проявления исследования

1 . Устанавливают несколько режимов работы скважины (обычно не менее 4 режимов – для построения индикаторной диаграммы и качественной интерпретации графика).

Как правило это достигается принудительным изменением дебита скважины и для каждого дебита определяют Rзаб (DR).

Для газовых скважин– это установление штуцеров различного диаметра на устье скважины.

Для нефтяных скважин:

а) установление штуцеров на устье скважины в выкидной линии при фонтанном и артезианском способе эксплуатации.

Б) изменение режима работы погружных насосов при механизированном способе эксплуатации.

Изменение режима эксплуатации ШСНУ можно достигнуть:

· изменением длины хода полированного штока (l);

· изменением числа качаний балансира (n);

· одновременным изменением длины хода штока и числа качаний.

2. Замеряют необходимые значения параметров.

При исследовании замеряют:

а) дебит нефти (газа);

б) пластовое давление;

в) забойное давление;

г) количество выносимого песка;

д) количество выносимой воды;

е) газовый фактор продукции скважины.

Объемный дебит определяют по формуле:

;

где F-средняя по высоте мерника площадь;

h2-h1- высота взлива (определяется мерной лентой, метр-штоком, поплавковым устройством и др.);

t- время измерения, час.

Дебиты скважин на обустроенных месторождениях определяют на ГЗУ в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

Пластовое давление – определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах.

Забойное давление в нефтяных скважинахможно определить двумя путями:

- прямым – с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный);

- расчетным – гораздо сложнее, т.к. сложный характер течения жидкости в НКТ, изме-няется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, осуществляется движе-нии двухфазной ( жидкость+газ) смеси в НКТ и т.д. Значения Рзаб получаются менее точными:

а) в артезианских и фонтанных скважинах с количеством свободного газа »0:

Рзаб = Ру+grжН

б) в фонтанных скважинах, если известны зависимость изменения плотности жидкости по стволу скважины и в зависимисти от давления rж = f(H) = f(P)

Рзаб=Ру+gHrж(Н) – графоаналитический метод

в) в нефтяных скважинах с механизированными способами добычи

Рзаб=(Н-Ндин)grж(Н)

где Ндин –динамический уровень жидкости в скважине.

Рис1 Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости:

1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.

Искривление индикаторной линии в сторону оси DP (рис. 1 кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр)

2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб<Рнас. Чем меньше Рзаб, тем больше радиус этой области.

3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.

Искривление ИД в сторону оси Q (рис. 1, кривая 3) объясняется двумя причинами:

1) некачественные измерения при проведении исследований;

2)неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков

Билет 7