Лекции по "Геологии"

7. Обводнение добывающих скважин при водонапорном режиме— процесс естественный и закономерный, происходящий вследствие продвижения ВНК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную нефтью.

Причины и пути преждевременного обводнения.

Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды в добывающие скважины. Причинами прорывов можно назвать:

проницаемостную зональную (по площади) и слоистую (по толщине пласта) неоднородность залежи; вязкостную и гравитационную неустойчивость вытеснения; особенности размещения добывающих и нагнетательных скважин;

2) залегание подошвенной воды; наклон пласта, растекание фронта вытеснения;

наличие высокопроницаемых каналов и трещин, особенно в трещиновато-пористом коллекторе;

4) негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. В основном преждевременное обводнение может происходить в результате:

а) образования «языков» закачиваемой воды по площади зонально неоднородной залежи (охват заводнением по площади);

б) конусообразования подошвенной воды;

в) опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам в неоднородном слоистом пласте (охват по толщине пласта);

г) опережающего прорыва воды по высокопроницаемым трещинам;

д) поступления воды из верхних, средних и нижних водоносных пластов вследствие негерметичности колонны и цементного кольца.

Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной.

8. Анализ разработки нефтяных месторождений, проведенный за длительный период, показывает, что, как правило, фактические данные в той или иной степени отклоняются от запроектированного уровня. Поэтому важной задачей является изучение накопленного опыта практического осуществления проектов разработки и выявления причин отклонения фактических показателей от проектных, а также определение на этой основе путей дальнейшего повышения экономической эффективности разработки месторождений. Анализ разработки нефтяных месторождений показал, что выделение эксплуатационных объектов в ряде случаев представляет очень сложную задачу, возможное решение которой не всегда однозначно. Выделение эксплуатационных объектов для месторождений платформенных областей с большими размерами нефтяных залежей и с малыми мощностями, к тому же подстилаемых на значительной площади подошвенными водами и с резкой лито-логической изменчивостью пластов, решается несколько иначе, чем для месторождений складчатых областей с ограниченными размерами залежей, мощной продуктивной толщей и сложным тектоническим строением
9. Цель контроля –это систематическое получение информации для управления процессами разработки.

Системы контроля разработки той или иной залежи должны решать следующие задачи:

1. Контроль выработки запасов  нефти путем учета продукции  со скважины(нефть, газ, вода, мех. примеси) и объема закачиваемых агентов в скв. ППД(вода, газ, пар, растворители, хим. реагенты), определение границ внедрения вытесняющего агента, границ ГНК, ВНК, текущей и остаточной нефтенасыщенности различных зон эксплуатационных объектов.

2. Контроль эксплуатационных характеристик  пластов и энергетического состояния  залежей путем исследования профилей  притока и поглощения для определения  работающих интервалов эксплуатационного  объекта, определение Р пластового по вскрытому разрезу, буферного и затрубного давления в скважинах, пластовой температуры, физ-хим. св-в пластовой ж-ти.

3. Контроль и техническое состояние  скважин и скважинного оборудования- это контроль целостности обсадн. колонн, цем. кольца, изучение отложения парафинов, ЗКЦ, перетоки. Т.е. выделение факторов не благоприятно влияющих на работу скважин.

10. Методы моделирования широко использовались при исследованиях операций.

С их помощью проводились:

• исследование моделей транспортных сетей;
• оценка биржевых операций;

o 3) конструирование телефонных систем;

o 4) проектирование кассовых операций в магазинах самообслуживания.

Широкие .потребности в моделировании для перечисленны» операций привели к разработке специальных языков, удовлетворяющих особым требованиям моделирования. Понятие «моделирование» очень широкое. Под моделированием понимают не только конструирование и использование конкретных, моделей для анализа процессов (будь то нефтяной пласт или коммутационная сеть). Слово «моделирование» может истолковываться различными людьми по-разному. У некоторых представления о модели граничат с невероятным: модель — это непонятный черный ящик, чудесным образом дающий непогрешимые результаты, абсолютно точные для всех значащих цифр. Этот подход — «голубая мечта» исследователей. При более практичном .подходе под моделированием понимают .процесс, при котором специалист использует модель для получения информации, на базе которой руководитель может принять разумное решение. Для этого сначала выбирают средства, наилучшим образом удовлетворяющие поставленной задаче. Учитывая опыт, качество исходных данных и характер источников данные, специалист выдает результаты, которые можно использовать для управления. На всех этапах он может вмешаться в процесс решения. Процесс моделирования не заменяет процесса изучения объекта, но он может помочь руководителю понять, основные взаимосвязи процессов, происходящих в объекте.

Необходимая предпосылка для развития моделирования — совершенствование вычислительных систем. Уже давно сформулированы законы, описывающие большинство исследуемых физических явлений. Однако средства расчета этих .процессов отсутствовали. По мере развития вычислительной техники область моделирования развивалась параллельно с ней. Временами кажется, что потребности моделирования обгоняют возможности имеющейся вычислительной техники, однако почти всегда можно создать упрощенную модель. Всегда можно достаточно эффективно использовать то оборудование, которое доступно. Нет никаких сомнений, что по мере развития вычислительной техники будут расширяться пределы использования моделирования при решении задач возрастающей сложности

11. Исходные данные для создания модели пласта
12. Вероятностно-статистические модели не отражают детальные индивидуальности строения и характеристики пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некий гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические свойства, что и настоящий. К числу более узнаваемых и Чаще всего используемых в теории и практике разработки газовых залежей вероятностно-статистических моделей пластов относятся последующие.
13. Классификация методов ограничения притока вод в скважины. Методы удаления жидкости с забоев газовых скважин подразделяются на:

· механические (плунжерный лифт, различные модификации газлифта, автоматизированные продувки и другие);

· физико-химические (при помощи пенообразова-тельных реагентов).

Периодическое удаление жидкости из газовых скважин осуществляется:

ü остановкой скважин для поглощения жидкости (с добавлением ПАВ);

ü продувкой скважины в атмосферу;

ü продувкой через сифонные трубки;

ü вспениванием жидкости путем ввода в скважину пенообразователя.

Для непрерывного удаления воды применяют:

ü эксплуатацию скважин при скоростях газа, обеспечивающих вынос воды с забоя;

ü непрерывную продувку через сифонные и фонтанные трубки;

ü плунжерный лифт;

ü откачку жидкости глубинным насосом;

ü диспергирование жидкости (вспенивание).

14. Селективные методы изоляции (СМИ) – это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. Селективное воздействие химических продуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора
15. Неселективные методы изоляции (НСМИ) – это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой и газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ – точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщенной части пласта. Для этого в основном используются цементы, пеноцементы, полимерцементы, технические устройства типа разбуриваемых пакеров и перекрывающих устройств. В данном пособии неселективные методы ограничения водопритока подробно не рассматриваются, а основное внимание будет уделено селективным методам изоляции вод.

16. Классификация методов воздействия на призабойную зону пласта

• Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатациискважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:
• ·    химических (кислотные обработки),
• ·    механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),
• ·    тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.
• Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под  давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10¸15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25¸28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12¸16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40°С и 2¸3 ч при забойных температурах 100¸150°С.
• Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1÷4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.
• Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.
• Гидропескоструйная перфорация скважин - применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.
• Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.
• Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.
• Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.
• Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

17. Гидромеханические методы воздействия на призабойную зону пласта. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1÷4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин — применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Проницаемость призабойной зоны пласта может снизиться вследствие проникновения в неё воды (при глушении скважины, удалении песчаных пробок и других работах). Вода может удерживаться в порах молекулярными и капиллярными силами, понижая проницаемость пласта. В призабойной зоне пласта могут образовываться эмульсии, тогда поровые каналы закупориваются парафинами, смолами и асфальтенами. В данном случае восстановить проницаемость можно обработкой призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, которые используют в виде водных растворов. При закачке в пласт, поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхности пор и каналов, снижают, на границе «нефть-твёрдая поверхность», «нефть-вода», поверхностное напряжение  
 
19. Термические методы воздействия на призабойную зону пласта. Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.