1. Понятие о нефтяной залежи. Физические свойства нефти и газа в пластовых условиях.
Нефтяная залежь-скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения: подошвенная и контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и водой, определяет положение водо-нефтяного контакта. При формировании нефтяной залежи, может образоваться область, занятая свободным газом, так называемая газовая шапка.
Физические свойства пластовых нефтей:.
1. Изменение соотношения объемов жидкой и газовой фаз. Количество газа, растворенного в нефти, характеризуется газовым фактором – это отношение количества выделившегося газа при одноразовом разгазировании к количеству нефти (м3/м3 или т/м3). Давление насыщения- максимальное давление, при котором в процессе расширения нефти начинается выделение свободного газа.
2. Основными параметры: вязкость, плотность и объемный коэффициент. Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом. С увеличением давления сверх атм., вязкость пластовой нефти сначала уменьшается, т. к. увел кол-во растворенного в нефти газа, а затем увеличивается, т. к. нефть с газом сжимается. Минимальная вязкость наступает, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения, т. е. устанавливается полное фазовое равновесие в пласте. Вязкость газа при низких давлениях (до 10 МПа), но высокой температуре возрастает. При высоком давлении с ростом температуры вязкость газа уменьшается
2. Основные характеристики пласта и нефтегазовых флюидов. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти.
Различают залежи, у которых начальное пластовое давление (НПД) превышает эту величину (аномально-высокое пластовое давление - АВПД) и залежи с более низким начальным давлением (аномально низкое пластовое давление - АНПД). Аномалии НПД определяются различными причинами, в основном геологического характера. Источники пластовой энергии - естественные и искусственные. К естественным: упругость пластовой системы, напор пластовых вод, наличие свободного газа (в виде газовой шапки), энергия растворенного газа, напор обусловленный силой тяжести. К искусственным- закачкой в пласт воды, пара или газа.
Режимы разработки: Упругий, используется энергия упругого расширения воды, нефти и горных пород. В начальном состоянии пластовая энергия находится в сжатом состоянии, определяемом НПД. Отбор нефти из залежи приводит к снижению там давления, в результате чего происходит расширение частиц породы, нефти и воды. А это уменьшает падение пластового давления. Метод разработки нефтяного месторождения, основанный на использовании запаса упругой энергии пластовой системы, называется разработкой на естественном режиме.
Водонапорный – основной силой, двигающей нефть к забою скважины, является напор пластовых вод, при котором происходит компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Недостаток -неконтролируемое вторжение воды в нефтяную залежь.
Давление насыщения нефти газом Рнас. При снижении пластового давления ниже этой величины из нефти начинает выделяться газ.
Статическое давление - это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой (по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение.
Статический уровень. Уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление. Динамическое давление на забое скважины -это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину. Динамический уровень жидкости -Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто). Среднее пластовое давление -По нему оценивают общее состояние пласта и его энергетическую хар-ку. Среднее пластовое давление Рср вычисляют по замерам статических давлений Рi в отдельных скважинах. Пластовое давление в зоне нагнетания При поддержании пластового давления воду закачивают в нагнетательные скважины, которые располагают рядами. В зонах расположения нагнетательных скважин в пласте создается повышенное давление. Пластовое давление в зоне отбора -За пределами площади, ограниченной характерной изобарой, т. е. в районе добывающих скважин
Начальное пластовое давление -Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки. Текущее пластовое давление -в различные моменты времени определяют среднее пластовое давление и строят графики изменения этого давления во времени
Приведенное давлениеДля объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения. Измеренные или вычисленные забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости ( обычно проходящую через первоначальный водонефтяной контакт), абсолютная отметка которой известна.
Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления
БИЛЕТ № 2
Приток жидкости к скважине. Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации.
Уравнение притока и определения дебита нефтяных и газовых скважин. Распределение давления вокруг скважины.
Скорость фильтрации, согласно закону Дарси, записанному в дифференциальной форме, определяется где k - проницаемость пласта; μ - динамическая вязкость; dp/dr - градиент давления вдоль радиуса (линии тока).
Классическая формула притока к центральной скважине в круговом однородном пласте
Далее получим уравнение распределения давления вокруг скважины:
при r = rс имеем другое граничное условие: P(rc) = Рс.
3. Конструкция оборудования забоев скважин. Основные требования к оборудованию забоев скважины. Фильтры, виды фильтров.
конструкция забоя скважины должна обеспечивать: механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы; эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом; возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции; возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта; возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.
Конструкции забоев скважин: 1. При открытом забое башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте. Достоинств - гидродинамическая эффективность. 2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. 1вариант скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым. 2вариант башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. (Существуют кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу, гравийные фильтры- две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы, металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. 3. Скважины с перфорированным забоем. В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. В скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Преимущества: упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза; надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией; возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов; возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др. ); устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации. Для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка.
4. Формулы притока жидкости к перфорированной скважине.
При фильтрации жидкости, подчиняющейся линейному закону, приток жидкости к скважине:
, где Rф - фильтрационное сопротивление.
Приток жидкости к перфорированной скважине будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока у перфорационных отверстий возникнет дополнительное фильтрационное сопротивление Rдоп
,
5. Режимы разработки нефтяных месторождений.
Водонапорный режим -При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин. Условие Рпл> Рнас
При этом условии свободного газа в пласте нет.
Упругий режим -При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Условие (Pпл > Pнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти. Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу, т. е.
где Δ V - приращение объема (за счет упругого расширения);
Δ P - приращение давления (понижение давления); V - первоначальный объем среды. Поскольку отрицательному приращению давления соответствует положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус
Для оценки сжимаемости пласта пользуются приведенным коэффициентом сжимаемости, который называют коэффициентом упругости пласта.
Режим газовой шапки -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.
Режим растворенного газа – основной силой является расширение газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления. Условия существования режима растворенного газа следующие:
Pпл < Рнас; отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурной воды; отсутствие газовой шапки; геологическая залежь должна быть запечатана. Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения.
Гравитационный режим- такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным.
БИЛЕТ № 3
1. Физико - химические процессы, протекающие в призабойной зоне в период первичного вскрытия пласта.
Первичное вскрытие продуктивных пластов является первым этапом заканчивания скважины. заканчивание скважины- комплекс технологических процессов и операций, выполняемых в пределах продуктивного пласта.
три класса технологий вскрытия пласта. 1класс – технологии при депрессивном давлении в скважине(давление превышает гидростатическое давление в скважине Рз ≤ Рпл). В качестве промывочной жидкости при этом служат аэрированные жидкости, газожидкостные смеси. 2 класс – технологии при сбалансированном давлении (исключен перепад давления в скважине и пласте Рз = Рпл ). 3 класс – технологии при репрессивном давлении (давление в скважине превышает пластовое давление Рз > Рпл ).
В качестве промывочных жидкостей используются глинистые, полимерные, комбинированные и другие растворы соответствующей плотности. В практике бурения скважин наиболее распространены технологии вскрытия на репрессивном давлении.
При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате: · поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным каналам; · проникновения фильтрата бурового раствора в поровое пространство; · проникновения твердых частиц бурового раствора в поровое пространство.
2. Основы вторичного вскрытия пласта.
Вторичное вскрытие – перфорация обсадной колонны на уровне разрабатываемого продуктивного пласта. Сущность процесса вторичного вскрытия пластов - создание каналов в цементном кольце, обсадной колонне и участках горных пород, загрязнённых в процессе бурения скважины частицами бурового раствора. Главной задачей при проведении данных работ является создание гидродинамических связей между скважинами и продуктивными пластами. При этом необходимо минимизировать любые негативные воздействия на коллекторские качества ПРП (призабойной зоны пласта) и не нарушить обсадные колонны и цементное кольцо.
3. Виды гидродинамического несовершенства скважин. Коэффициент продуктивности скважины.
Несовершенные скважины бывают трех видов: скважина с открытым забоем, частично вскрывающая пласт на величину b (рис. 4. 3, а) - несовершенная скважина по степени вскрытия - δ = b/h; скважина с перфорированным забоем и вскрывающая пласт на полную толщину (рис. 4. 3, б) - несовершенная скважина по характеру вскрытия; скважина, перфорированная не на всю толщину пласта и вскрывающая его частично (рис. 4. 3, в) - несовершенная по степени и характеру вскрытня (двойной вид несовершенства).
Для расчетов притока жидкости к системе взаимодействующих гидродинамически несовершенных, т. е. перфорированных, скважин важное значение имеет понятие приведенного радиуса rпр. Приведенным радиусом называется радиус такой фиктивной совершенной скважины, дебит которой, при прочих равных условиях, равен дебиту реальной гидродинамически несовершенной скважины.
Из определения следует
. (4. 20)
(4. 21)
4. Техника пулевой и кумулятивной перфорации скважин.
При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких (8 - 10) камор - стволов, заряженных пулями диаметром 12, 5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу. Существует два вида пулевых перфораторов: перфораторы с горизонтальными стволами. В этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.
Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км/с и создает давление на преграду до 0, 15 - 0, 3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные-используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия.
5. Щадящая перфорация. Гидропескоструйная перфорация. Радиальное вскрытие (бурение) — новый эффективный способ вторичного вскрытия пласта.
При сильном механическом воздействии цементное кольцо растрескивается, отслаивается от эксплуатационной колонны и даже разрушается. Чтобы этого избежать, используют щадящую перфорацию, т. е. перфорацию слабыми зарядами. Она оказывает сравнительно небольшое воздействие на заколонное цементное кольцо. Однако глубина и количество перфорационных отверстий при этом сводятся к минимуму, что негативно влияет на продуктивность эксплуатационной скважины.
При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления, смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству. Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. В настоящее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим методом. При гидропескоструйной перфорации (ГПП) создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается приданием песчано-жидкостной струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду. Перепад давления при этом составляет 15 - 30 МПа. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. При стендовых испытаниях были получены каналы до 0, 5 м.
Пескоструйная перфорация в отличие от кумулятивной или пулевой перфорации позволяет получить каналы с чистой поверхностью и сохранить проницаемость на обнаженной поверхности пласта. Громоздкость операции, задалживание мощных технических средств и большого числа обслуживающего персонала определяют довольно высокую стоимость этого способа перфорации и сдерживают ее широкое применение по сравнению с кумулятивной перфорацией.
БИЛЕТ № 4
1 Освоение скважин. Методы и способы вызова притока нефтяных скважин. Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности. Цель - восстановление естественной проницаемости коллектора и получение продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии ( р˂ рпл).
Методы: Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения). Метод понижения уровня. Метод «мгновенной» депрессии.
Способы: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть. На фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.
Тартание - извлечение из скв жидкости желонкой, спускаемой на тонком канате с помощью лебедки. Поршневание. Поршень (труба малого диаметра (25 - 37, 5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх) спускается на канате в НКТ.. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.
3. Промывка скважины
Сущность метода закл-ся в замене скв жидкости на ж-ть меньшей плотности. Замена осущ-ся при спущенных в скв НКТ и герметизированном устье. Параметрами являются: 1. Забойное давление Pзаб. 2 Давление закачки Pз. 3. Объем закачиваемой жидкости Vз. 4. Время закачки tз. Перед промывкой скважина заглушена жидкостью глушения; при этом забойное давление в скважине может быть равным:
Методы: прямая промывка (закачка) - закачка жидкости осуществляется в затрубное пространство, а выход закачиваемой жидкости - из колонны НКТ; обратная промывка (закачка), комбинированная промывка.
Вне зависимости от способа промывки компоновка оборудования, спускаемого в скважину, включает: Насосно-компрессорные трубы (беспакерная схема), Насосно-компрессорные трубы с циркуляционным клапаном и пакером (пакерная схема).
Производя промывку скважины водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину , где ρ 1- плотность глинистого раствора; ρ 2 - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины.
Освоение скважин с использованием пенных систем и газированных жидкостей. Применяемая техника.
Пена- двухфазная система, состоящая из раствора ПАВ и газа (воздуха).
возможно получение пены по двум технологиям: 1. Приготовление пены на поверхности с помощью аэратора - затем ее закачивают в скважину. 2. Приготовление пены в скважине - закачивают в скважину раздельно растворы ПАВ и газ.
СущностьДвухфазные пены в условиях скважины могут иметь малую плотность. Такие пены обычно используют в качестве промывочного агрегата при разбуривании поглощающих горизонтов, вскрытии продуктивных пластов. Использование пены пригодно для выноса воды из скважины, удаления закупоривающих материалов из пласта. Метод освоения скважины с применением двухфазных пен является очень эффективным вследствие лучшей очистки зафильтровой зоны от продуктов кольматации, шлама, а также продуктов реакции кислоты с породой. Приготовленная пена должна быть стабильной только до ее выхода из выкидной линии для выброса шлама. После этого она должна разрушаться. При повторном нагнетании ее свойства опять восстанавливаются. В связи с тем, что пена существует только в течение одного цикла циркуляции, компоненты для ее образования необходимо смешивать непрерывно в течение всего времени промывки.
ОС закачкой газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность ГЖС больше плотности чистого газа, это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Техника: К устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости ГЖС давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.
На истощенных месторождениях с низким Рпл, когда не ожидаются фонтанные проявления, освоение осущ-ся откачкой из скв жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами Рзаб уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Для освоения скважин и вызова притока используются различные передвижные компрессорные установки.
5. Освоение нагнетательных скважин.
Цель - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, (отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания)
.
Технические приемы: Интенсивные промывки прямые и обратные с расходо 2. Интенсивный дренаж скважины для очистки ПЗ. а) Поршневанием б) Компрессорным способом. в) Насосным способом г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. 3. Солянокислотные обработки ПЗС. 4. (ГРП). 5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. 7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин
БИЛЕТ № 5
1. Искусственное воздействие на залежь нефти и призабойную зону скважин.
А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды
Б. Поддержание давления закачкой газа: 1. Закачка воздуха. 2. Закачка сухого газа. 3. Закачка обогащенного газа. 4. Закачка газа при параметрах, близких к критическим.
В. Тепловые методы воздействия. 1. Закачка в пласт горячей воды. 2. Закачка перегретого пара. 3. Создание в пласте подвижного фронта горения. 4. Тепловая обработка призабойной зоны пласта.
Г. Специальные методы воздействия. К этим методам можно отнести закачку различных веществ в пласт, таких как растворители с последующим их проталкиванием сухим газом или водой (закачка сжиженного газа); карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицеллярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью и вытесняющим агентом - водой; газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при давлениях закачки в специальных аппаратах - газогенераторах.
2. Цели общего и локального воздействия на залежь нефти. Технология поддержания пластового давления закачкой воды.
Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи.
А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся: 1. Законтурное заводнение. 2. Приконтурное заводнение. 3. Внутриконтурное заводнение, которое можно разделить на: а) разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин; б) блочная система заводнения; в) очаговое заводнение; г) избирательное заводнение; д) площадное заводнение.
3. Существующие системы заводнения, их эффективность. 4. Размещение скважин.
Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Законтурное заводнение целесообразно: при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин; при сравнительно малых размерах залежи нефти; при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади. Недостатки: повышенный расход энергии на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин; замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания; повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания.
Приконтурное заводнение. размещение нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Применяется: при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью; при сравнительно малых размерах залежи; для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения. Недостатки: вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается.
Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.
Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин.
Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой. Используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью.
Избирательную систему заводнения применяют при выработке запасов нефти из сильно неоднородных прерывистых как по простиранию, так и по толщине коллекторов. Вследствие этого нагнетательные скважины оказываются расположенными на площади хаотично, отражая естественную неоднородность коллектора пласта и результаты влияния на скважины закачки основной системы заводнения.
Площадное заводнение - наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются.
5. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды.
Характеристики ппд закачкой воды: количество нагнетаемой воды.
, где Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м3/г); bв - объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления; k - коэффициент, учитывающий потери воды
расход нагнетаемой воды Qнаг из ур-я. Число нагнетательных скважин nнаг, их средний дебит qнаг и расход нагнетаемой воды Qнаг связаны соотношением
.
Коэффициент текущей компенсации-отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т. д. ).
Коэффициент накопленной компенсации. Числитель - суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель - суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. Давление на линии нагнетания - это среднеинтегральное давление в пласте вдоль линии нагнетательных скважин. Давление на линии отбора определяется аналогично, т. е. как среднеинтегральное давление вдоль линии добывающих скважин.
БИЛЕТ № 6
1. Водоснабжение систем ППД.
Назначение - добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение. Выбор системы зависит от источников воды для закачки в пласт, которыми могут быть: открытые водоемы; грунтовые воды; водоносные горизонты данного месторождения; сточные воды; воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке нефти, ливневые воды промысловых объектов.
Сточные воды загрязнены нефтепродуктами и требуют специальной очистки. Используемая для ППД вода не должна вызывать образование нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой. Качество воды оценивают параметрами: КВЧ – кол-во взвешенных частиц, нефтепродуктов, железа и его соединений, дающих п
, где Rф - фильтрационное сопротивление.
будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока у перфорационных отверстий возникнет дополнительное фильтрационное сопротивление Rдоп
, 
. (4. 20)
(4. 21)
, где ρ 1- плотность глинистого раствора; ρ 2 - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины.
.
, где Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м3/г); bв - объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления; k - коэффициент, учитывающий потери воды
.
