![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Методы и мероприятия по регулированию процесса добычи нефти.
Путем проведения по скважинам различных геолого-технических мероприятий можно включать неработающие части залежей, интенсифицировать и замедлять разработку в действующей части объема залежи для реализации принятого принципа регулирования. К числу таких мероприятий относятся: - оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфорации пластов объекта разработки; - установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин; - изменение направления фильтрационных потоков жидкости в пластах; - воздействие на призабойную зону скважин; проведение гидроразрывов пластов; - применение одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при многопластовом строении объекта; - изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение полностью обводнившихся скважин и пластов. Для решения этой задачи проводят следующие мероприятия: - проводят выборочную дополнительную перфорацию и направленный гидроразрыв менее проницаемых пластов; - повышают давление нагнетания воды, обеспечивающее приемистость ранее не принимавших воды малопроницаемых пластов; - уменьшают приемистость высокопроницаемых пластов (прослоев) путем их частичной закупорки нагнетанием химических реагентов, пен, воды с механическими добавками, загущенной воды; -снижают забойное давление в добывающих скважинах, способствующее включению в работу малопродуктивных пластов; - организовывают раздельную закачку воды в пласты с различной проницаемостью и раздельный отбор жидкости из этих пластов путем их разобщения с применением специального оборудования. 1. 2. 31.Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений. Метод термометрии. Термометрия является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при исследовании эксплуатационных характеристик пласта. Термометрия применяется для: выделения работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявления заколонных перетоков снизу и сверху; выявления внутриколонных перетоков между пластами; определения мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определения нефте-газо-водопритоков; выявления обводненных пластов; определения динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве; контроля работы и местоположения глубинного насоса; определения местоположения мандрелей и низа НКТ; оценки расхода жидкости в скважине, оценки Рпл и Рнас ; определение Тпл и Тзаб; контроля за перфорацией колонны; контроля за гидроразрывом пласта. Физические основы метода. Распределение естественной температуры пород по глубине характеризуется геотермой температурной кривой, записанной в простаивающей скважине, удаленной от мест закачки и отбора флюида. Геотерма принимается за базисную температурную кривую. Сопоставление термограмм скважин с геотермой позволяет по расхождению между ними выделять интервалы нарушения теплового равновесия, вызванного процессами, происходящими в пласте и стволе скважины, и по характерным отличиям судить о причине нарушения теплового равновесия. При отсутствии геотермы по данной скважине используется типовая геотерма для данного месторождения Аппаратура. Для измерения температуры применяют термометры сопротивления, спускаемые на геофизическом кабеле. Существуют термометры двух типов: высокочувствительные и с обычной чувствительностью до 0.3 град. Действие основано на изменении сопротивления металлического проводника с изменением температуры. Термометр сопротивления комплексируют с приборами остальных методов ГИС. Он является частью технологического блока в сборках модулей. Метод механической расходометрии. Измерения механическими расходомерами производят для следующих целей: выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах; выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки; распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами; получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам. Физические основы метода Программа работ для установления распределения суммарного дебита по пластам предусматривает запись непрерывной кривой и измерения на точках. Непрерывная диаграмма записывается в интервалах перфорации и прилегающих к ним 10-20 метровых участках ствола.Точечные измерения проводятся в перемычках между исследуемыми пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации, на участках, характеризующихся постоянством показаний прибора на непрерывной кривой. Аппаратура. Из механических дебитомеров-расходомеров на практике применяются в основном приборы с датчиками турбинного типа – свободно вращающейся вертушки. Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы. Скорость вращения вертушки пропорциональна объемному расходу смеси.Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние – только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока через измерительную камеру, в которую помещена турбинка.Комплексируют с термокондуктивной расходометрией и другими методами изучения «притока-состава» Метод влагометрии (диэлькометрия) применяют: для определения состава флюидов в стволе скважины; выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей; установления мест негерметичности обсадной колонны; при благоприятных условиях – для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах. Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60 % метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны. Физические основы метода. Использование диэлькометрической влагометрии для исследования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости. Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока. Аппаратура. Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC или RC- генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты. В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные – для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры – беспакерные.
|