госы_1 / 14

БИЛЕТ №14

1 . Технология исследования нагнетательных скважин

Для нагнетательнхскв справедливы те же ур-я, что и для добывающих. Необходимо иметь ввиду, что под величиной дебита сквq подразумевается q_пр, т.е. отрицательный дебит (-q). Изменение давления на забое остановленной скв ΔР(t) представляет собой падение давления: ΔР(t)=Pc(t)-Pc=((-q))/4πkh)*ln(2.25/r²_спр)=(2.3(-q))/4πkh)*lg(2.25/r²_спр).

Особенностью нагнетательной сквяв-ся то, что ствол её заполнен водой - однородной и практически несжимаемой ж-тью. Забойное давление в нагнетательной скв складывается из гидростатического давления столба ж-ти и буферного давления (потерей напора по стволу работающей скв можно пренебречь). Поэтому изменение забойного давление в остановленной скв с достаточной степенью точности равно изменению буферного давления, и измерения удобнее и экономичнее проводить на устье скв, используя для этого технические манометры и регистрируя текущее время, или же автономные глубинные манометры. Если же в процессе исследования буферное давление снижается до нуля и уровень ж-ти в скв падает ниже устья, то измерения следует проводить глубинным манометром, спущенным на забой скв (или хотя бы на глубину, обеспечивающую постоянное нахождение его под уровнем).

При исследовании нагнетательныхскв необходимо также иметь в виду, что падение забойного давления после прекращения закачки в течение всего периода, пока имеется избыточное буферное давление, происходит без оттока ж-ти из ствола скв в пласт. Поэтому такие КВД следует обрабатывать методами без учёта притока (оттока). Отток следует учитывать лишь с момента снижения буферного давления до нуля - начиная с этого момента, необходимо периодически определять местоположение понижающегося уровня ж-ти в стволе скв, либо закончить процесс измерения.

Особенности исследования: нагнетательные скв, используемые для закачки и вытеснения нефти водой, определяют темп, хар-р и степень выработки продуктивных пластов. Отметим нект из особенностей:

1) Закачка в пласт пов-тных вод, отличных от пластовых, нарушает тепловой режим, особенно в ПЗП. Проходит заметное изменение вязкости, как при замене, так и при изменении Т_пл;

2) Повышение Р_нагн выше первоначального Р_пл приводит к образованию из нагнетательных скв искусственных зон трещиноватости;

3) Необходимость поинтервального изучения хар-ок коллектора при различныхР_нагн с целью оптимального Р_пл при max охвате пласта заводнением;

4) Учет потерь Р на трение в стволе скв-н, т.е. в бол-ве случаев определение Р_з, а так же снятие кривых притока и падения Р производится по замерам на устье скв. Иногда после остановки нагнскв устьевое давление резко снижается до атмосферного и зарегистрировать КВД не удаётся. В таких случаях режим изменяют уменьшением расхода закачиваемой воды до такой величины, при кт давление на устье в течение всего периода регистрации КВД будет выше атмосф-го.

Также применяются геоф исследования скважин. Основная задача которых- определить куда идет вода. (определяют какой пропласток сколько принимает воды)

2) Методы определения оптимального диаметра трубопровода.

Расчет оптимального диаметра трубопровода.

Определяется на основе технико экономических расчетов.

K-капитальные затраты. С увеличением d они увеличиваются. K1=m*Cm*Km/n.. K2=24*N*nдн*Cэл.. m-масса трубопровода d1, Сm-стоимость 1т. Труб, Km-коэф-т учитывающий стоимость монтажа, n-срок эксплуатации в годах, N-мощность суммы электродвигателей насосоной установки, nдн- число рабочих дней в году, Cэл-стоимость 1-го кВт*ч

3 Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой

Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом. Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Такую залежь можно рассматривать как сосуд с жидкостью и газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением газа. На рис. 2.6 представлены результаты расчетов поведения пластового давления во времени в процессе разработки залежи в режиме газовой шапки.

Рис. 1. Изменение во времени безразмерного среднеинтегрального пластового давления при разных отношениях объема нефтяной оторочки и газовой шапки: 1- n = 0,25; 2 - n = 0,5; 3 - n = 1; 4 - n = 2; 5 - n = 4; 6 - n = 8 Из рисунка видно, что изменение пластового давления происходит по криволинейному закону и темп падения давления тем больше, чем меньше объем газовой шапки по отношению к объему нефтяной части залежи (чем больше n). При объеме нефти в залежи, в четыре раза превышающем объем начальной газовой шапки, через десять лет давление снизится на 50 % (P = 0,5). Тогда как при объеме нефти, составляющем 0,25 от объема газовой шапки, к тому же времени давление снизится только на 5,8 %. Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями (уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечнаянефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0,4 - 0,5.Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.

Сущность барьерного заводнения.

Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.

Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.

Барьерное заводнение применяют при:

V газ.шапки> либо = V резервуара, насыщ-го УВ