госы_1 / 48

Билет 48

1)Ликвидация скважин.

В процессе разработки месторождения происходит движение фонда скважин, при этом часть из них по различным причинам ликвидируется. Основными причинами ликвидации скважин являются:

1. Невозможность использования скважины по прямому назначению вследствие тяжелой аварии. Которая не может быть устранена, а так же невозможность использовать скважину по новому назначению.

2. Скважина не вскрыла продуктивный горизонт и не может использоваться для других целей.

3. Полное обводнение скважины, невозможность ее использования в качестве нагнетательной или наблюдательной, а так же перевод ее на другой эксплуатационный объект.

4. Форс – мажорные обстоятельства.

5. Обстоятельства, связанные с развитием инфраструктуры региона, например, со строительством поселка, города.

В этих случаях ликвидация скважин обязательна, т.к. они могут стать причиной внутрипластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, изменения уровня грунтовых вод и т.п., что противоречит условиям охраны недр и окружающей среды.

Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:

I –скважины, выполнившие свое назначение: скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом разработки, проектом опытно-промышленной эксплуатации какой-либо технологии и др. проектами; скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом; обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения и др.;

II – скважины, ликвидируемые по геологическим причинам: скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, то есть в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений ("сухие", не давшие притока ит. п.); скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному (непреодолимые препятствия), а также скважины, где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали результатов и пр.;

III – скважины, ликвидируемые по техническим причинам: скважины, где прекращены строительство, работы по капитальному ремонту или эксплуатация вследствие аварий, инцидентов и осложнений, ликвидировать которые существующими методами невозможно или экономически нецелесообразно (открытые фонтаны, пожары, потеря ствола скважины, аварии с бурильным инструментом, техническими или эксплуатационными колоннами, неизолуруемые притоки пласт.вод, коррозионный износ экспл.труб, разрушение из-зи стихийных дебствий и др.);

IV – скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам: скважины, законченные строительством и непригодные к эксплуатации (слишком агрессивная среда –коррозия, несоответствия прочностных характеристик), скважины, расположенные в санитарно-защитных зонах населенных пунктов,водоохранных зонах рек, водоемов, запретных зонах (по требованию органов ООС), ликвидация в связи с требованиями законодательства и др.нормативных актов и документов.

В этих случаях ликвидация скважин обязательна, ибо они могут стать причиной внутри пластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, изменения уровня грунтовых вод и т.п., что противоречит условиям охраны недр и окружающей среды. Ликвидация скважин осуществляется под надзором органов Госгортехнадзора РФ и оформляется в соответствии с действующими нормативными актами. При ликвидации добывающих и нагнетательных скважин в интервале продуктивного горизонта и выше кровли на 50 м устанавливается цементный мост. Ствол скважины заполняется глинистым раствором с плотностью, достаточной для создания репрессии. В колонну на глубину 2 метров опускают обрезок трубы с деревянной пробкой и заливают сверху цементом. Над устьем скважины устанавливают тумбу из цементного раствора размером 1х1х1 м с репером высотой не менее 0,5 м иметаллической таблицей, на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие - пользователь недр, дата ее ликвидации. Ликвидационные работы выполняются бригадами капремонта.

Все работы по ликвидации скважин должны проводиться в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности 

2)Схемы подогревателей нефти и печей.

3)Методы построения гидродинамических моделей нефтяных месторождений.

Цифровые фильтрационные модели являются средством математического моделирования процессов в коллекторах. В численных моделях область моделирования представляется в виде конечного числа ячеек, взаимодействие между которыми рассчитывается численными методами. Современные фильтрационные модели – это комплекс программ гидродинамического моделирования, подготовки исходных данных, обработки и анализа результатов.

Моделирование пласта является сложной и дорогостоящей процедурой. Несмотря на то, что оно быстро становится популярным методом для принятия решения о разработке коллектора, его следует рассматривать как одни из вариантов из набора методов, имеющихся в распорящении инженера-разработчика.

Все методы моделирования могут быть разделены на:

• Аналитические методы, например, поведение притока, материальный баланс, поведение вертикального подъема, образование водяных конусов

• Цифровые имитационные модели

Когда анализируется только часть производственной системы, лучше всего применять аналитические методы. Однако они имеют свои недостатки:

• Нелинейные величины в уравнениях потока игнорируются

• Геометрия пласта упрощается

• Предполагаются однородные и изотропные свойства пласта

• Предполагается упрощенное распределение флюидов или единственная фаза.

Имитационные модели пласта представляют его в виде сетки блоков вплоть до пространственного вида. Каждому блоку предписаны свойства пласта и флюидов (пористость, проницаемость, капиллярное давление и т.д.). Эти свойства являются усредненными величинами для блока сетки, поэтому разрешающая способность определения пласта ограничивается размером блока. Для общей имитации температурный эффект не моделируется: предполагается изотермический процесс.

Все модели по своей сути предназначены для решения уравнений материального баланса в сочетании с уравнением движения, в частности законом Дарси. Эти уравнения решаются различными методами.

Для прогнозирования показателей многомерной двухфазной фильтрации В.Л. Даниловым и Р.М. Кацем был предложен численно-аналитический метод, названный методом зональной линеаризации. Он обладает хорошей точностью, но неприменим в общем случае к неоднородным пластам.

Эфросом Д.А. был предложен метод неизменных трубок тока, т.е. изменение насыщенности отслеживалось вдоль некоторых неизменных линий тока. Широко применялся в нашей стране и за рубежом, однако не обладает достаточной точностью.

Наиболее универсальным и эффективным методом численного интегрирования уравнений многофазной фильтрации является метод конечных разностей, суть которого заключается в последовательном решении преобразованной системы дифференциальных уравнений в частных производных: сначала относительно давления, а затем относительно одной из насыщенностей.

Все описанные выше математические модели ориентированы на детерминированное описание объекта разработки, что далеко не соответствует всей сложности неоднородного строения пористой среды, в которой происходит течение флюидов в процессе разработки залежей. Поэтому становится актуальным статистический подход и трактовка пористых сред и фильтрационных процессов как случайных полей. Что и отражает стохастический метод решения уравнений теории фильтрационных процессов.

Чаще всего на практике используется модель черной нефти, в которой описывается три фазы: тяжелые УВ (нефть), легкие УВ (газ) и вода. Отношения между флюидными фазами, давлением и температурой определяются свойствами PVT. Для простоты расчета свойства PVT вводятся при помощи уравнения описания состояния.

Результаты моделирования пласта включают информацию на определенных временных шагах:

• Объемы добычи и закачки

• Флюидонасыщенность и давления

Такую информацию можно проверять многими способами:

• По скважине или группе скважин

• По слою

По месторождению или сектору месторождения