1. Технологии определения профиля притока и профиля приемистости.

Все пласты, против которых фиксируется приток (приемистость) по данным дебитометрии-расходометрии, считаются отдающими(поглощающими). Нижняя граница притока(приемистости) в скважине устанавливается по результатам исследования тремя методами: термометрии,механической и термокондуктивной дебитометрии. Термодебитометрия является основным методом выявления отдающих(поглощающих) пластов. 

Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой термодебитомера.

1 – работающие участки пласта; 2 – неработающие участки пласта; 3- профиль притока флюида; 4 – вода; 5 – нефть.

 Технология  проведения радиоактивного каротажа с использованием водного раствора соединения натрия, меченого  несорбирующимися  ионами  гамма-излучаю­щего  радионуклида натрий-24,  приготовленного  непосредственно  в  производственных усло­виях геофизических предприятий (технология РКР).

Состав технологии. В основу работ положен  способ контролируемого  гидродинамического  воздействия  на  скважину  и прискважинное пространство, путем напорных циклических закачек меченого раствора, сопровождаемых многократной индикацией методом ГК. Характер динамики, пространственного распределения меченого раствора,  установленный по данным обработки текущих показаний ГК, отражает процесс его проникновения в заколонное пространство -  проницаемые пласты и служит основным источником информации для решения ряда задач разведочной и промысловой геофизики.

2. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.

Характеристики вытеснения представляют собой математическую связь в виде зависимости суммарной накопленной добычи нефти и ряд др. показателей , которые откладываются на оси абцисс - это логарифм от накопленного объема добычи жидкости или через определенные соотношения. Идея всех методов прогнозирования по характеристикам вытеснения основана на линеализации зависимости накопленной добычи от каких-либо др. показателей. Т.е. если у нас не будет линейной зависимости, то экстраполяция с точки зрения математики не состоятельна, поэтому при линеализации функции мы можем прогнозировать на несколько лет вперед, выражая при этом через определенные объемы добытой нефти и добытой жидкости за счет формируемой системы скважин.

Методы характеристик являются универсальными при прогнозировании эффекта от любого ГТМ.

Метод И.А. Чарного. Связь между текущим дебитом всего месторождения в данный момент (Qж) и суммарным количеством извлеченной жидкости, накопленной с начала разработки (Vж). Указанную зависимость можно представить в следующим виде:

(1). Значение отрезка характеризует начальный извлекаемый запас нефти.

Метод С.Н. Назарова, Н.В. Сипачева. Авторы работы предложили использовать метод определения начальных извлекаемых запасов нефти, основанный на построении зависимости

V_ж/V_н=b+a*V_в, (2) где а – угловой коэффициент прямой; b – отрезок, отсекаемый на оси ординат.

Преобразовывая (1), можно получить:V_н = (3)

При V_В, стремящемся к бесконечности, V_Н стремится к 1/α. Таким образом, величина, обратная угловому коэффициенту прямой, характеризует величину начальных извлекаемых запасов нефти.

Метод Г.Т. Мовмыги, В.М. Найденова. Авторы методики указывают, что при высокой обводненности нефти (больше 85–90%) наблюдается линейная зависимость между суммарным отбором нефти, и содержанием нефти в продукции n_Н=А+ВV_Н, (4) где А и В-постоянные коэффициенты, рассчитываемые по опытным данным эксплуатации.

Начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле НИЗ= (5), где n_К– заданный конечный процент содержания нефти.

Преобразовывая (4), получим (6), где n_в – доля воды в потоке жидкости.

Таким образом, в координатах 1/n_В-V_Н получим прямую линию, экстраполяция которой может быть использована для прогноза показателей разработки.

Метод М.Б. Назаретова. Автором метода в качестве уравнения, описывающего различные стороны процесса обводнения, было предложено уравнение равнобочной гиперболы с асимптотами, параллельными осям координат (7), где 3 – балансовый запас пласта.

Величины V_В и V_Н вычисляются в процентах от балансовых запасов нефти, m и n – постоянные коэффициенты, определяемые по фактическим данным эксплуатации. Уравнение (7) имеет следующий физический смысл. Функция в числителе выражает нарастание темпов отбора воды по мере уменьшения запасов нефти. Знаменателем является функция истощения запаса пласта 3. Метод позволяет определять текущую обводненность в зависимости от величины отборов запасов нефти.

В качестве характеристики процесса обводнения автор не использует величину относительной вязкости нефти μ₀, хотя по данным большого числа работ ему уделяется главное внимание.

Метод Шауэра. Метод основывается на фактических показателях пяти реализованных систем заводнения. Был построен график зависимости заполнения газового объема пласта от коэффициентов Лоренца, т.е. для месторождения с высокой неоднородностью начало увеличения добычи нефти в результате закачки происходит при меньшем проценте заполнения объема нагнетаемой воды. По данным истории разработки были также получены кривые, показывающие снижение приемистости.

Билет№51

1. Схема УЭЦН и назначение узлов

1. Электрические трансформаторы преобразуют напряжение источника питания в напряжение необходимое для двигателей насосов.

2. Силовые кабели подводят электроэнергию к погружным двигателям по изолированным жилам.

3. Обратный клапан размещается в головке насоса и предназначен для предотвращения слива жидкости через насос из колонны НКТ при остановках погружного агрегата.

4. Колонна насосно-компрессорных труб обеспечивает подъем скважинной жидкости на поверхность.

5 . Сливной клапан (Клям) размещается в специальной муфте, соединяющей между собой насосно-компрессорные трубы, и представляет собой, как правило, бронзовую трубку, один конец которой запаян, а другой, открытый конец, на резьбе вворачивается в муфту изнутри. Сливной клапан располагается горизонтально по отношению к вертикальной колонне НКТ. При необходимости подъема установки из скважины в колонну НКТ сбрасывается небольшой груз, который обламывает бронзовую трубку сливного клапана, и жидкость из НКТ при подъеме сливается в затрубное пространство.

5. Секции насоса. В корпусе насоса установлены ступени, каждая из которых состоит из вращающегося рабочего колеса и неподвижного направляющего аппарата. Число ступеней определяет его подачу, давление и потребляемую мощность.

6. Газовые сепараторы отделяют некоторое количество

выделяющегося из пластовой жидкости газа и направляет его кольцевое пространство между обсадными трубами и НКТ до поступления газа в насос путем изменения

направления движения флюида или с помощью ротационной центрифуги.

7. Приемный модуль насоса позволяет флюидам поступать в насос и может быть частью газового сепаратора.

8. Протектор двигателя соединяет насос с двигателем, изолирует двигатель от скважинных флюидов, служит в качестве дополнительной емкости для масла и

уравновешивает давление в стволе скважины и двигателе, а также позволяет маслу сжиматься и расширяться.