Понятие о дифференциальных методах контроля. Комплексирование дифференциальных методов контроля в зависимости от конструкции обсадной колонны и минерализации пластовой воды.

Дифференциальные методы контроля позволяют оценить распределение остаточных запасов нефти по пласту, т.е. ответить на вопрос, где находится нефть (в зонах, пропластках, полулинзах, тупиковых зонах, нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой, и т.д.). Дифференциальные методы включают геофизические, геохимические и гидродинамические исследования скважин.

Категория скважины (контрольная, оценочная, пьезометрическая, эксплуатационная и т.д.) и ее конструкция (интервал пласта перфорирован на всю толщину или частично; оборудован специальными обсадными трубами) определяют различные цели исследования.

Положение водонефтяного и газоводяного контактов в необсаженной вновь пробуренной скважине устанавливают по данным электрического каротажа. Электрический каротаж состоит в основном из двух модификаций: метода сопротивлений и метода самопроизвольно возникающего электрического поля.

Основными видами каротажа по методу сопротивления являются:

- каротаж нефокусированными (обычными) зондами - потенциал-зонды, градиент зонды;

- боковое каротажное зондирование (БКЗ);

- боковой и индукционный каротаж;

- микрокаротаж.

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) основан на измерении в стволе естественных потенциалов, возникновение которых связано с появлением электрических полей в скважине, заполненной глинистым раствором или водой.

В скважинах, обсаженных колонной, основные сведения о перемещении ВНК и ГНК получают по данным радиоактивного каротажа и в ряде случаев термометрическими измерениями.

радиометрические методы расчленения нефтеносных и водоносных пород основаны на различии нейтронных свойств элементов, входящих в состав солей, растворенных в пластовой воде.

Импульсный нейтронный каротаж (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК), импульсный нейтронный гамма - каротаж (ИНГК) по сравнению со стационарными нейтронными методами является более результативным. В высокопористых и однородных пластах импульсным методом можно контролировать перемещение ВНК при относительно невысокой (30-35 г/л) минерализации пластовых вод, что недоступно для стационарных нейтронных методов.

Оценка заводнения пластов пресными водами возможна при помощи индикаторных методов, акустического метода, волнового диэлектрического метода, метода наведенной активности кислорода, метода высокочувствительной термометрии. В скважинах, оборудованных специальными обсадными трубами (ОМПТ), - методами электрометрии.

Определение газонефтяного контакта ГНК (условной границы, выше которой при эксплуатации получают нефть со свободным газом, ниже нефть без свободного газа) осуществляется в неперфорированном интервале пласта по кривым радиоактивного каротажа (НТК, НК-Т, гамма-гамма-каротаж ГГК, ИНК). Газоносный пласт отличается меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью.

В отличие от электрического каротажа методы радиометрии не позволяют количественно оценить нефтенасыщенность пласта, следовательно, и нефтеотдачу объекта.

Методы расходометрии позволяют выделить интервал притока или поглощения жидкости в действующих скважинах, выявить наличие перетока жидкости по стволу скважины, определить суммарный дебит (расход) жидкости отдельных пластов, построить профиль притока (приемистости) как по отдельным участкам пласта, так и для пласта в целом и провести разделение добычи жидкости из совместно эксплуатируемых пластов.

Состав притекающей жидкости определяется при помоши методов резистивиметрии, влагометрии и гамма-плотномера (ГТП). Влагометрия предназначена для измерения содержания воды в жидкости.

К гидродинамическим методам исследования относятся: снятие индикаторной диаграммы, кривой восстановления (падения) давления и гидропрослушивание пласта. Они позволяют изучить коллекторские свойства пласта, степень загрязненности ПЗП - скин-эффект, оценить гидродинамическую взаимосвязь скважин.

Геохимические методы контроля процесса заводнения основаны на изучении химического состава пластовых жидкостей по основным объектам разработки. Они позволяют определить относительные дебиты нефти из совместно эксплуатируемых пластов, осуществить контроль за заводнением нефтяных залежей, определить эффективность гидроразрыва нефтеносных пластов и т.д.

Комплексирование геофизических методов контроля в зависимости от геолого-физических условий разработки и конструкции скважин

Комплекс геофизических методов зависит от конструкции забоя скважины, минерализации пластовой воды и цели исследования. Забой скважины может быть обсажен металлическими, стеклопластиковыми, ме-таллопластмассовыми трубами. В металлических обсадных трубах применяются все виды радиометрии; в пластмассовых - индукционный каротаж (высокочастотный каротаж); в обсадных металлопластмассовых трубах (ОМПТ) - низкочастотная электрометрия.

 

Например, проводимый комплекс геофизических исследований при контроле за разработкой в эксплуатационной скважине, пласт в которой перфорирован на полную толщину, при малой минерализации пластовых вод будет следующим: расходометрия, методы определения состава жидкости в стволе (ГГП и т.д.), в результате возможно будет выделить интервалы пласта, оценить дебиты и характер притекающей к забою жидкости. Если пл. воды минерализованы, то необх. провести импульсные и стац-е методы радиометрии. Если пласт перфорирован, то можно провести высокоточную термометрию либо индукционный каротаж, в зависимости от труб, которыми обсажен забой.

 

 

177.

 

 

Осн.экол.законы

1) Закон Гарри Компонера (= закон экологической корреляции): Все связано со всем.

Следствия: Бесследно ничего не происходит. Ничего просто так не происходит, за все нужно платить.

2) Природа самостабилизирующаяся система. «Она знает лучше».

Закон экологической корреляции - в экосистеме все входящие в нее живые и неживые экологические компоненты соответствуют друг другу. Поэтому выпадение одной части системы, например уничтожение вида, неминуемо ведет к изменению всей системы в рамках закона внутреннего динамического равновесия.

Нефтяная и газовая промышленность остаются потенциально опасными по загрязнению окружающей среды и ее отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, почву, растительный, животный мир и человека) обусловлено токсичностью природных углеводородов, их спутников, большим разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах, а также все возрастающим объемом добычи нефти и газа, их подготовки, транспортировки, хранения, переработки и широкого разнообразного использования. Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, сбор, транспорт, хранение и переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, нефтяной и буровой шламы, сточные воды, содержащие различные химические соединения, способны опасно воздействовать на воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека.

Техногенное воздействие на экосистему можно классифицировать

1) по времени

- периодическое

- эпизодическое

- временное

- постоянное

2) по характеру

- физическое

- статическое

- вибрационное

- тепловое

- электромагнитное

- химическое

- органическое

- неорганическое

- биологическое

- введение дополнительных микроорганизмов, способных нарушить равновесие природной системы.

- геологическое

- экзогенные процессы

- изменение уровня вод

  - образование оползней

- индуцирование землетрясения

3) по зоне воздействия

- земная пов-ть

- водная среда

- атмосфера

Негативное воздействие добычи у/в на окружающую среду:

1) Земная пов-ть: Изъятие земель из сельскохозяйственного оборота под нефтепромысловые объекты

2) Водная среда: Нарушение изолированности водоносных горизонтов из-за межпластовых перетоков

3) Атмосфера: Загрязнение углеводородами, сероводородом, оксидами серы и азота при эксплуатации скважин. Выделение отработанных газов транспортными средствами и двигателями буровых установок

При этом источники загрязнения можно разделить на 4 вида:

1) Точечные

2) Линейные (скважины, трубопроводы)

3) Площадные

4) Объемные

 

Оценка состюпзп при КРС

Оценка состояния ПЗП проводится, в основном, по 2 основным параметрам:

1) Коэффициент продуктивности

2) Скин-фактор

Коэффициент продуктивности можно определить по методу гидродинамических исследований на установившихся режимах. Существуют потенциальный К (теоретический) и фактический (на данный момент времени)

Скин-фактор также определяется расчетным методом, чаще всего по кривой восстановления давления.

Скин-фактор – это интегральный параметр, который определяет P, необх-е для создания установившегося движения флюидов в ПЗП. Если рассматривать его дифференциально, то можно выделить 12 его составляющих:

- геометрическая (наличие трещин),

- кольматации,

- анизотропии,

- частичности вскрытия, разница проницаемостей, тесктурно-структурные св-ва (12 составляющих – для терригенных пород, для карбонатных – около 50)

К2-К1

В процессе эксплуатации K и S постоянно меняются. Наша цель – увеличить К до потенциального значения и уменьшить S. Если потенциальная продуктивность мала, то необходимо повысить вначале ее.

Скин-фактор > 25 – это очень плохое состояние ПЗП, 0-7 – хорошее, < 0 – состояние ПЗП лучше, чем до начала бурения.

180.

Воздействие на ПЗП включает в себя ОПЗ, прострел/перестрел пластов, удаление отложения солей и АСПО. (см. схему)

* ГПП – гидропескоструйная перфорация

* некоторые авторы относят изоляционные работы к отдельному виду ГТМ (как прострел или удаление АСПО)

 

 

181.Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Требования к системам сбора и подготовки

Система сбора НГВ это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования предназначенных для сбора продукции с отдельных скважин и ДНС.

Подготовка нефти и газа – технологич. процессы по приведению их к качеству в соответствии с требованиями.

Требования 1.автоматич. измерение колл-ва нефти газа и воды на каждой скв. 2. обеспечение гермет-го сбора НГВ на всем пути движения 3.доведение НГВ на техн установках до норм товарной продукции, автом учет этой продукции и ее передача транспортным предприятиям 4. высокие экономич показатели по капзатратам, низкая металлоемкость и экспл расходы. 5. возм-ть ввода в эксплуатацию части м-ия до окончания стр-ва всего комплекса 6. надежность экспл технол установок и возможность их полной автоматизации 7.изготовление осн. Узлов индустр способом с полной автом-ей техн. Проц. 8. охрана недр

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: