172.Алгоритм исправл.Некач цк и закол.Перетоков
173. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
Использование индикаторных методов для решения задач контроля было начато в 60-х гг.
Индикаторные методы (ИМ) по Соколовскому Э.В. подразделяются на три группы в зависимости от цели исследования:
1-я группа используется для получения информации в пределах межскважинного пространства. Основана на прослеживании фильтрационных потоков (уточнение фильтрационной модели разработки, неоднородности пластов, определение скорости и направления фильтрации нефти и воды в пласте, выделение заводненных пластов, выявление гидродинамической связи между пластами, оценка взаимодействия скважин, определение эффективности процесса вытеснения нефти, мониторинг за продвижением закачиваемых химических реагентов).
2-я группа предназначена для применения в призабойной зоне пласта и позволяет обнаружить заколонные перетоки, разделить дебиты нефти многопластового объекта разработки, выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приемистости, оптимальное давление нагнетания, тип коллекторов, основные параметры трещиноватых отложений, степень анизотропии пласта и т.д.
3-я группа используется в стволе скважины, с их помощью определяют техническое состояние подземного оборудования.
Виды индикаторных жидкостей
Индикаторные методы в зависимости от используемого индикатора подразделяются на несколько основных типов.
1.Изотопы (131I, 86Rb, 114Zn, 35S, 3Н - тритий, 36Сl, 24Na и т.д.), характеризующиеся присущим им периодом полураспада и энергией излучения, а также определенным периодом полураспада.
2. Стабильные индикаторы и микрокомпоненты (J, Br, Mg, Li, К, Ва, Со, бромиды).
3. Красители (флуоресцеин, эозин, эритрозин, анилин голубой, метилен голубой).
4. Пищевые продукты (мука, сахар, крахмал, глюкоза).
5. Индикаторы радикального типа - стабильные радикалы и их производные.
Технология применения
С пулей
перфоратора ТПК22 в пласт вводится
реагент с добавкой незначительного
количества изотопа
-излучателя.
Химический реагент взаимодействует
только с водой. После вскрытия пласта
перфорацией производятся измерения
-методом.
На диаграммах после посадки индикатора
в пласт записываются резко выраженные
пики. Затем скважина эксплуатируется
на прежнем режиме и через время,
достаточное для полного растворения
индикатора в воде, проводится вторичное
измерение γ-методом.
На диаграммах против обводненных
интервалов пласта пики исчезают, т.к.
химический реагент с γ-излучателем
вытесняется из пласта в результате
взаимодействия с водой. В тех частях
пласта, где происходит приток нефти или
отсутствует приток жидкости, индикаторы
сохраняются в пласте дольше и на
диаграммах отмечаются пиками.
Для изучения перемещения жидкости в пласте наиболее широко в нефтепромысловой практике применяется изотоп водорода - тритий 3H. Тритий представляет β-излучатель с периодом полураспада 12,6 лет. Продуктом его распада является 3Не. По энергии излучения тритий - самый мягкий из всех β-излучателей. Оптимальный объем меченой жидкости, необходимый для закачки, определяется экспериментально в лабораторных и промысловых условиях. В общем случае объем должен составлять не менее 20 % порового объема пласта, что обеспечивает продвижение индикатора по всей дренируемой мощности пласта.
174. Для контроля за ЦК и качеством цементажа могут быть использованы термометрия, метод радиоактивных изотопов, гамма-гамма-цементометрия и акустический метод, но в основном применяются 2 из них:
1) у-у-цементометрия
2) акустическая цементометрия (АКЦ)
175.
Для решения вопроса о степени выработанности пластов используется методика Ковалева. Методика позволяет определить величину удельных запасов, приходящихся на одну добывающую скважину, выявить слабо вырабатываемые запасы пласта и учитывает: время работы скважины в месяцах; время промышленной эксплуатации залежи или участка; объем добытой жидкости на дату подсчета как по скважине, так и по участку; геологические запасы эксплуатационного объекта.
Текущую нефтеотдачу в зоне дренирования скважин определяют по соотношению
где βнi- коэфф-т нефтеотдачи пластов в зоне дренирования i-ой скважины
qн_i-фактич-е или прогнозное накопленное количество добытой из i–ой скв нефти
Qбал_i- балансовые запасы нефти в зоне дренирования i-ой скв.
Балансовые запасы нефти в зоне дренирования скважины рассчитываются по формуле
где Qбал_з— балансовые запасы нефти залежи или участка;
Σqж_i – накоплен-е колич-во отобр-й ж-сти из i-ой скв (в пластовых условиях)
Σqж_з - накопл-е колич-во отобранной ж-сти из залежи или участка (в пл-х условиях);
ti- время экспл-ции i-ой скважины;
tз- время разработки залежи.
Рассчитав βнi для каждой скважины, можно приступать к нанесению их на карту.
Пример карты выработки запасов:
1- номер расчетного
участка, 2-начальные внешний и внутренний
контуры нефтеносности, 3-зоны отсутствия
коллекторов, 4-объемные запасы нефти,
приходящиеся на скважину (а-доля воды
в добываемой продукции, б-доля отобранных
удельных запасов нефти), 5-ск-ны, отобравшие
более 100% от нач. удельных запасов нефти.