Комплекс методов контроля для оценки и предотвращения загрязнения экологической системы

При РНМ, а также после ее окончания необходимы комплексные мероприятия по оценке состояния бассеина питьевых вод, которые включают в себя:

1) Анализ проб (химический и микрокомпонентный состав). Определяются вещества, которые в воде не должны присутствовать.

2) Термометрия. Аномалии на термограмме (отклонения от геотермы - см.154) показывают интервалы зон возможных перетоков.

3) Бурение спецскважин (контрольных), электрометрия (основана на различии электрических свойств пресной и соленой воды)

 - выявляются зоны засолонения

Экологические законы:

1. Всё связано со всем. 2. Всё куда-тьо девается. 3. Природа знает лучше. 4. Ничего не делается даром, за всё приходится платить. 5. Информация должна быть своевременной и правильной.

 

Алгоритм исправл.некач ЦК и закол.перетоков

 

173. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.

 Использование индикаторных методов для решения задач контроля было начато в 60-х гг.

Индикаторные методы (ИМ) по Соколовскому Э.В. подразделяются на три группы в зависимости от цели исследования:

1-я группа используется для получения информации в пределах межскважинного пространства. Основана на прослеживании фильтрационных потоков (уточнение фильтрационной модели разработки, неоднородности пластов, определение скорости и направления фильтрации нефти и воды в пласте, выделение заводненных пластов, выявление гидродинамической связи между пластами, оценка взаимодействия скважин, определение эффективности процесса вытеснения нефти, мониторинг за продвижением закачиваемых химических реагентов).

2-я группа предназначена для применения в призабойной зоне пласта и позволяет обнаружить заколонные перетоки, разделить дебиты нефти многопластового объекта разработки, выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приемистости, оптимальное давление нагнетания, тип коллекторов, основные параметры трещиноватых отложений, степень анизотропии пласта и т.д.

3-я группа используется в стволе скважины, с их помощью определяют техническое состояние подземного оборудования.

Виды индикаторных жидкостей

Индикаторные методы в зависимости от используемого индикатора подразделяются на несколько основных типов.

1.Изотопы (131I, 86Rb, 114Zn, 35S, 3Н - тритий, 36Сl, 24Na и т.д.), характеризующиеся присущим им периодом полураспада и энергией излучения, а также определенным периодом полураспада.

2. Стабильные индикаторы и микрокомпоненты (J, Br, Mg, Li, К, Ва, Со, бромиды).

3. Красители (флуоресцеин, эозин, эритрозин, анилин голубой, метилен голубой).

4. Пищевые продукты (мука, сахар, крахмал, глюкоза).

5. Индикаторы радикального типа - стабильные радикалы и их производные.

Технология применения

С пулей перфоратора ТПК22 в пласт вводится реагент с добавкой незначительного количества изотопа -излучателя. Химический реагент взаимодействует только с водой. После вскрытия пласта перфорацией производятся измерения -методом. На диаграммах после посадки индикатора в пласт записываются резко выраженные пики. Затем скважина эксплуатируется на прежнем режиме и через время, достаточное для полного растворения индикатора в воде, проводится вторичное измерение γ -методом. На диаграммах против обводненных интервалов пласта пики исчезают, т.к. химический реагент с γ -излучателем вытесняется из пласта в результате взаимодействия с водой. В тех частях пласта, где происходит приток нефти или отсутствует приток жидкости, индикаторы сохраняются в пласте дольше и на диаграммах отмечаются пиками.

Для изучения перемещения жидкости в пласте наиболее широко в нефтепромысловой практике применяется изотоп водорода - тритий 3H. Тритий представляет β -излучатель с периодом полураспада 12, 6 лет. Продуктом его распада является 3Не. По энергии излучения тритий - самый мягкий из всех β -излучателей. Оптимальный объем меченой жидкости, необходимый для закачки, определяется экспериментально в лабораторных и промысловых условиях. В общем случае объем должен составлять не менее 20 % порового объема пласта, что обеспечивает продвижение индикатора по всей дренируемой мощности пласта.

 

174. Для контроля за ЦК и качеством цементажа могут быть использованы термометрия, метод радиоактивных изотопов, гамма-гамма-цементометрия и акустический метод, но в основном применяются 2 из них:

1) у-у-цементометрия

2) акустическая цементометрия (АКЦ)

 

175.

Для решения вопроса о степени выработанности пластов используется методика Ковалева. Методика позволяет определить величину удельных запасов, приходящихся на одну добывающую скважину, выявить слабо вырабатываемые запасы пласта и учитывает: время работы скважины в месяцах; время промышленной эксплуатации залежи или участка; объем добытой жидкости на дату подсчета как по скважине, так и по участку; геологические запасы эксплуатационного объекта.

 

Текущую нефтеотдачу в зоне дренирования скважин определяют по соотношению

где β нi- коэфф-т нефтеотдачи пластов в зоне дренирования i-ой скважины

q_{н_i}-фактич-е или прогнозное накопленное количество добытой из i–ой скв нефти

Qбал_i- балансовые запасы нефти в зоне дренирования i-ой скв.

 

Балансовые запасы нефти в зоне дренирования скважины рассчитываются по формуле

где Qбал_з— балансовые запасы нефти залежи или участка;

Σ qж_i – накоплен-е колич-во отобр-й ж-сти из i-ой скв (в пластовых условиях)

Σ qж_з - накопл-е колич-во отобранной ж-сти из залежи или участка (в пл-х условиях);

ti- время экспл-ции i-ой скважины;

tз- время разработки залежи.

Рассчитав β нi для каждой скважины, можно приступать к нанесению их на карту.

Пример карты выработки запасов:

 1- номер расчетного участка, 2-начальные внешний и внутренний контуры нефтеносности, 3-зоны отсутствия коллекторов, 4-объемные запасы нефти, приходящиеся на скважину (а-доля воды в добываемой продукции, б-доля отобранных удельных запасов нефти), 5-ск-ны, отобравшие более 100% от нач. удельных запасов нефти.

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: