Лекции по "Геологии"

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) используется в случае нефонтанирующих или неустойчиво фонтанирующих скважин с низкими пластовыми давлениями.

Гидропрослушивание используется для изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах.

 

27. Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации.

Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изменяющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе.

При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время

С целью получения исходных данных для обработки кривых нарастания  и  стабилизации давления  скважину  пускают в эксплуатацию (если скважина перед этим была закрыта), при этом регистрируют изменение во времени давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита (ДИКТ). После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую изменения нарастания давления на головке и в затрубном пространстве в зависимости от времени.

Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле

(5.11)

где                                               (5.12)

(5.13)

и   — соответственно текущее и начальное забойные давления (до остановки скважины), МПа; t— время восстановления давления,c; Qc — дебит скважины до остановки,м3/с; рат— абсолютное атмосферное давление, МПа; c — коэффициент пьезопроводности,м2/с; m—пористость, доли единицы; b— коэффициент нелинейного сопротивления в двучленной формуле стационарного притока в скважине. Приведенный радиус скважины

(5.14)

где  - коэффициент скин-эффекта (отличие параметров пласта от параметров призабойной зоны).                                                                       (5.15)

Здесь   - проницаемость призабойной зоны радиусом Ro; С1 и С2-коэффициенты несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия.

Рисунок 5.3 - Вид кривой нарастания забойного давления, обработанной в координатах   от

По полученному прямолинейному участку определяют тангенс угла наклона, который равен  и отрезок, отсекаемый на оси ординат и равный a.. По полученным значениям  и  находят  следующие  параметры пласта.

Параметр проводимости

(5.16)

 

При известных вязкости и эффективной толщине пласта   значение проницаемости

(5.17)

При известном коэффициенте 

(5.18)

При известном коэффициенте пьезопроводности c

(5.19)

Согласно формуле  (5.15)    коэффициент С   характеризует степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как скин-эффект, так и совершенство скважин по степени и характеру вскрытия.  Если   то это указывает на наличие дополнительного сопротивления в призабойной зоне. При сравнении значений коэффициентов С по различным скважинам можно судить о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать мероприятия по интенсификации притока.

28. Влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность заводнения нефтяных залежей
29. Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти (Ярегское нефтяное месторождение, Республика Коми). Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

· порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

· сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

· способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений). Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

· геолого-физические свойства пород-коллекторов;

· физико-химические свойства нефти, воды и газа;

· фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

· технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

За последние 15-20 лет в области обработки и интерпретации геолого-геофизической и промысловой информации произошли революционные изменения, геоинформационные компьютерные технологии позволяют повышать эффективность разведки и разработки залежей нефти и газа (совокупность программных средств по обработке и интерпретации собранных геологических, геофизических и промысловых данных, позволяющих описывать геологическое строение залежи с максимально возможной точностью, и основываясь на полученной математической модели, получать достоверные данные о запасах УВ и оптимальную схему из добычи). Доминирующее положение на рынке систем обработки геолого-геофизической и промысловой информации занимают фирмы Western Atlas, Schlumberger, Landmark и др. Такие системы ориентированы на трехфазное и трехмерное моделирование нефтегазового месторождения. Имеется возможность визуализировать результаты моделирования, получать трехмерные изображения любого из пластовых свойств, манипулировать ими в интерактивном режиме с целью более полного представления о протекающем процессе. Практически не осталось ни одного крупного месторождения эффективность разработки которого не была бы повышена благодаря использованию моделирования.

30. Технология и техника добычи углеводородов
31. Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:  
     
    1) пластовые залежи;  
     
    2) массивные залежи;  
     
    3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.  
     
    И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испытание временем.  
     
    Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.  
     
    Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи. 
     
    Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.
32. Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

Д о б ы ч а  н е ф т и   — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча  приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки

Добыча жидкости  — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Д о б ы ч а  г а з а   . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с noмощью газового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — н а к о п л е н н у ю   д о б ы ч у. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по обьекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается и он остается постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

34Методы увеличения нефтеотдачи пластов. В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта: 
- гидродинамические методы; 
- физико-химические методы; 
- тепловые, микробиологические и другие методы. 
 
Гидродинамические методы

К ним относятся: 
- нестационарное заводнение; 
- форсированный отбор жидкости; 
- вовлечение в разработку недренируемых запасов; 
- барьерное и очаговое заводнение. 
К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов 
эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта.

Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя: 
- циклическое заводнение; 
- изменение направления фильтрационных потоков. 
Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие. 
Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы.

Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

35Способы эксплуатации нефтяных  скважин Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины.

Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная.

На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта.

Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем.