С ППД (-законтурное заводнение;приконтурное;

-внутриконтурноезаводнение: 1.рядное(1, 3, 5-рядная сист)

2. площадная сист(4, 5, 7, 9-титочечная)

3. сводовое 4. блоковое 5. Барьерное 6. Очаговое

2..Технологии определения профиля притока и профиля приемистости.

Исследования основаны на регистрации физических полей, определяемых наличием и структурой потоков флюида в стволе скважины и околоскважинном пространстве. Измерения проводятся при установившихся (длительное время эксплуатирующиеся скважины), неустановившихся (скважины с изменением режима отбора) и переходных термогидродинамических полях. Неустановившиеся режимы возникают после пуска или остановки скважины. Сочетание кратковременного пуска и последующей остановки приводит к возникновению переходных полей. Для решения задач определения профилей притока (приемистости) и источников обводнения используется комплекс разнорежимных исследований: в остановленной и работающей скважинах, а также в процессе вызова притока.

Замеры выполняются в пределах отдельного интервала детальных исследований. При работах в скважинах с низкими пластовыми давлениями (нефонтанирующих) дополнительно производятся измерения по стволу в интервалах изменения статического и динамических уровней разделов сред. Используется комплексная геофизическая аппаратура Сова-3, расходомеры: Сова-3Р, РГТ-1М, Кобра.

Попутно с задачами по определению профиля притока (приемистости) и источников обводнения могут проводиться исследования технического состояния эксплуатационных колонн и определение гидродинамических параметров пластов. Однако, в ряде случаев это приводит к низкой информативности результатов: так, в малодебитных скважинах затруднено получение значений пластового давления и коэффициента продуктивности, а выявление негерметичности обсадных колонн эффективнее проводить при отсеченных пакером интервалах перфорации. Тем не менее, при выборе оптимального комплекса исследований с учетом скважинных условий, возможно получение полной и достоверной информации по всем вышеперечисленным задачам.
Комплекс геофизических методов:
• гамма-каротаж;
• магнитный локатор муфт;
• барометрия;
• высокочувствительная термометрия;
• диэлькометрическая влагометрия;
• индукционная резистивиметрия;
• термокондуктивный индикатор притока;
• механическая расходометрия.
Типовые условия применения комплекса:
• в обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом;
• при любом способе вскрытия пласта (перфорация, фильтр на хвостовике и т. д.);
• при различных типах вызова притока (в фонтанирующих скважинах, при компрессировании, свабировании или работе струйного насоса).
Решаемые задачи:
• выделение интервалов притока нефти, воды и газа;
• определение профиля притока (приемистости), интервалов и источников обводнения;
• оценка дебита и состава притока, определение процента обводненности;
• выделение интервалов радиогеохимических аномалий;
• определение положения статических и динамических уровней раздела фаз в стволе скважины.

3. Основные методы разрушение эмульсий.

Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на след.группы:

1. Гравитационное разделение (отстаивание).

2. Фильтрация.

3. Разделение в поле центробежных сил (центрифугирование).

4. Электрическое воздействие.

5. Термическое воздействие.

6. Внутритрубная деэмульсация.

Гравитационное разделение осущ-ся в отстойниках различной конструкции, периодического и непрерывного действия (отстойник периодического действия - солевые резервуары). В данных отстойниках разделение фаз происходит под действием тяжести: вода в нижней части, нефть в верхней.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В кач-ве материала фильтров используют материалы, не смачиваемые водой (нефть проходит через фильтры, а вода остается).

Центрифугирование производиться в центрифугах, которые вращаются с большой скоростью, эмульсия разделяется на 2-е фазы.

Воздействием на эмульсию электрическим полем производят в электродегидраторах. Они снабжены электродами, на которых подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты, под действием электрического поля глобулы растягиваются и на концах появляются разноименные заряды. При сталкивании капли сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть перед отстаиванием нагревают до t=45-80⁰ С. Подогрев осуществляется в теплообменниках или в трубчатых печах различной конструкции.

Внутритрубная деэмульсация основана на том, что в эмульсию добавляют спец.элементдеэмульгатор – это позволяет разрушить эмульсию в трубопроводе. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективныедеэмульгаторы.

Билет 12

1 Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой

Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Такую залежь можно рассматривать как сосуд с жидкостью и газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением газа. На рис. 2.6 представлены результаты расчетов поведения пластового давления во времени в процессе разработки залежи в режиме газовой шапки.

Рис. 2.6. Изменение во времени безразмерного среднеинтегрального пластового давления при разных отношениях объема нефтяной оторочки и газовой шапки:

1- n = 0, 25; 2 - n = 0, 5; 3 - n = 1; 4 - n = 2; 5 - n = 4; 6 - n = 8

Из рисунка видно, что изменение пластового давления происходит по криволинейному закону и темп падения давления тем больше, чем меньше объем газовой шапки по отношению к объему нефтяной части залежи (чем больше n). При объеме нефти в залежи, в четыре раза превышающем объем начальной газовой шапки, через десять лет давление снизится на 50 % (P = 0, 5). Тогда как при объеме нефти, составляющем 0, 25 от объема газовой шапки, к тому же времени давление снизится только на 5, 8 %.

Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями (уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечнаянефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0, 4 - 0, 5.

Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.

2. Определение параметров пласта по данным исследования скважин.

В течение периода эксплуатации скважины проводится значительное количество ее исследований. Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические, дебитометрические, термодинамические и геофизические.

Гидродинамические исследования:

- исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм (ИД));

- исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД);

- исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. По результатам исследований снимают ИД и определяют коэффициент продуктивности и его динамику. При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП и др.

Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

По результатам гидропрослушивания выявляют характер гидродинамической связи между залежью нефти и законтурной областью или связь между пластами

Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) – расходомерами. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.

Геофизические исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, контроля за техническим состоянием скважин, определения источников обводнения и эффективности проводимых ГТМ.

3. Применение ПАВ в качестве деэмульгаторов.

Для предотвращения образования и разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы поверхностно-активные вещества (ПАВ), обладающие большей, активностью, чем эмульгаторы. Основное назначение деэмульгаторов заключается в том, чтобы разрушить бронирующий слой и создать условия коалисценции глобулы воды. Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее происходит разрушение - эмульсии.

Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульсационную способность, которая характеризуется их расходом, качеством подготовленной нефти, а также минимальной температурой и продолжительностью отстоя нефти.

Дозировка ПАВ для разрушения эмульсий

По типу гидрофильных групп различают ионогенные и неионогенные деэмульгаторы (ДЭ).

Ионогенные — диссоциируют в растворе на ионы, один из которых поверхностно-активен, а другой – нет. В зависимости от знака заряда иона ПАВ делят на анионные, катионные и амфотерные. Расход таких деэмульгаторов составляет 3-7 кг/т (нефти).

Неионогенные — молекулы ПАВ не диссоциируют в растворе и сохраняют электрическую нейтральность. Их получают присоединением окиси этилена CH₂OCH₂ к органическим веществам с подвижным атомом водорода: кислоты, спирты, фенолы и др. Расход неионогенных деэмульгаторов составляет 40 - 50 г/т.

Тип и дозировка ПАВ определяется только для разрушения конкретных водонефтяных и нефтеводяных эмульсий. Механизм разрушения связан с тем, что молекула ПАВ действ. на связи м/у молекулами эмульгатора  разрыв связи(расклинивающий эффект). За счёт разрыва связей разрушается бронирующий слой и создаются условия для коалисценции.

Места дозировки ПАВ – обычно перед входом на установку подготовки нефти, перед отстойниками.