госы_1 / 7

Билет 7

1)Технология глушения скважин.

Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене скважинной жидкости на жидкость глушения, направленных на прекращение притока жидкости из пласта. При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости глушения и ее физические и химические параметры.

Ж-ть глушения кроме необходимой плотности должна быть однородной и соответствующей вязкости не должна снижать проницаемость ПЗП, не должна оказывать корроз-го и абразивного действия на ремонтно – экспл-е об-вание, не вступать в хим.реакцию с породой пласта и образовывать твердые осадки, не замерзать зимой, не быть токсичной, взрыва – пожрано опасной, дорогой и диф – ной, должна сохранять коллекторские свойства продуктивного пласта с целью последующего быстрого освоения. Используются пластовая вода, водный р-р хлористого кальция и глинистый р-р(для глушения скв с высоким Рпл. + низкие ФЕС,+ ограниченное коррозионное воздействие на металл, +отсутствие хим.взаимодействия с породой пласта. К недостаткам: -наличие мех. образованных примесей; -повышенная вязкость, -способность легко насыщаться газом и плохо дегазироваться, -замерзание при низких т-турах). Основными компонентами жидкости глушения являются:

- соли – для снижения интенсивности набухания глин; - полимеры и гидрофобизирующие ПАВ – повышение вязкости и снижение фазовой проницаемости по воде для предотвращения поглощения жидкости; - твердая дисперсная кислоторастворимая фаза (напр. Мел)– тоже, только для высокопроницаемых коллекторов; - ингибиторы коррозии и ингибиторы солеотложения.

Плотность ж-ти глушения (для Рзаб> Рплна 5-10% ): r=(Рпл+(3…5)*10⁵/Н. где Р_пл пластовое давление, (3..5) противодействие на пласт, Н – расстояние от устья до продуктивного пласта по вертикали.

Ж-ти для глушения скв на водной основе оказывают блокирующее действие на пласт, что приводит к увеличению сроков освоения скв и падению темпов добычи нефти. Сохранение колекторских св-в пласта при глушении скв. может быть обеспечено использованием в качестве ж-ти глушения гидрофобно – эмульсионных р-ров т.е на р-рах обратной эмульсии.

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

Глушение применяют для проведения ремонтных работ в скв, для их консервации и ликвидации. Фонтанные скв глушат за один цикл. Подают в затрубье ж-ть глушения. Насосные – 2 цикла. Первый цикл – рассчитывают ж-ть глушения по плотности, затем прокачивают ч/з ОК. При появлении ж-ти глушения на устье скв закрывают на 4 часа. После 4 часов также закачивают ж-ть глушения. Должен быть запас 3-4 м3 ж-ти глушения, т.к. при поднятии насоса из скв высвобождается занимаемый им объем.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины

2)Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.

Сущность разработки и эксплуатации морских мест-й эстакадным способом заключается в том, что на разведанной залежи сооружают металлические или железобетонные эстакады с прилегающим им площадками для бурения и эксплуатации скважин сбора и подготовки скважин. Продукции, а также другие производственные объекты. Эстакады бывают 2-х типов: - прибрежные расположенные вблизи берега и имеющие с ним подводную связь. - открытые морские эстакады расположенные вдали от берега. 3.Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов. По результатам исследований и опыта разработки нефтяных месторождений можно сделать вывод, что подавляющее большинство пластов, сложенных не толъко карбонатными, но и терригенными породами, такими, как песчаники и алевролиты, в той или иной степени трещиноватые. В одних случаях, особенно когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины —это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработке таких пород, на что указывает несоответствие проницаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин. Фактическая проницаемость часто оказывается намного выше определенной покернам. В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жид- кости между трещинами и блоками пород, т. е. матрицей, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме. На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород. Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиновато-пористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения. Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8—0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составляя 0,20—0,30. Поясним, под действием каких же сил происходит вытеснение нефти водой из матриц трещиновато-пористых пластов. Одна из сил вполне очевидна, хотя до последнего времени и слабо учитывалась в расчетах процессов разработки. Эта сила обусловлена градиентами давления в системе трещин, воздействующими и на блоки породы. Другая из сил связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки. Действие этой силы приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, т. е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы гидрофильные. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима не только с позиции действия капиллярных сил, но и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать поры матрицы, обладая сложной, сильно разветвленной поверхностью. Исследования показывают, что если взять блок породы трещиновато-пористого пласта с длиной грани /*, первоначально насыщенный нефтью, и поместить его в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами и в трещинах находится вода), то скорость ф(^) капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, согласно гидродинамической теории вытеснения нефти водой с учетом капиллярных сил, будет зависеть от