60. Гнвп.Их причины,признаки поступления пластовых флюидов. Классификация и распознование видов проявлений.

ГНВП - это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении и ремонте. Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться: капиллярный переток; переток за счет осмоса; поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой; гравитационное замещение; диффузия газа; контракционный и фильтрационно-депрессионный эффекты.

Проявления подразделяются на три вида по состойнию вещества флюида:

газопроявление, нефгеводопронвление и газонефтеводопроявлепие.

Газопроявление наиболее опасно.

Повышенная опасность газопроявления объясняется следующими свойствами газа:

• Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

• Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из

скважины.

• Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

Нефтеводопроявления возникают медленнее, чем газопроявления. Основная опасность состоит в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки и газопроявления и жидкостного проявления, поэтому их

ликвидация наиболее трудна.

61. Установка цементных мостов. Особенности выбора рецептуры и приготовления тампонажного раствора для установки мостов.

Цель установки мостов – получение устойчивого газонефтенепроницаемого стакана цементного камня определенной прочности для перехода на вышележащий горизонт, забуривания нового ствола, укрепления неустойчивой и каверзной части ствола скважины, опробования горизонта с помощью испытателя пластов, капитального ремонта и консервации или ликвидации скважин.

При установке цементных мостов в непоглощающих скважинах, прежде всего их промывают в течении 1,5 - 2 циклов для выравнивания плотностей промывочной жидкости в НКТ (насосно-компрессорные трубы) и в затрубном пространстве. Приготовленный объем цементного раствора закачивают в НКТ и продавливают промывочным раствором до равновесия столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Объем продавочной жидкости определяется следующим образом: путем деления объема закачанного в НКТ цементного раствора (в литрах) на объем одного метра экс.колонны (в литрах) определяют высоту столба, которую займет цементный раствор в колонне. Затем эту величину вычитают из общей длины спущенной в скважину НКТ. Полученную величину умножают на объем 1 м НКТ и определяют объем продавочной жидкости. Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста и излишки цементного раствора вымывают. Затем НКТ поднимают на 20 -30 м, скважину заполняют и ожидают затвердевание цемента. По истечении времени ОЗЦ (Ожидание затвердевания цемента) проверяют глубину расположения моста и его прочность посадкой НКТ, а герметичность моста - опрессовкой. Перед установкой цементных мостов в поглощающих скважинах (приемистость более 7 м3/(чМПа)) должны быть приняты меры по ограничению поглотительной способности пластов. Для этого используют измельченные, закупоривающие материалы с размерами частиц 5 - 10 мм (древесные опилки, волокно и т.д.). В качестве жидкости-носителя применяют глинистый раствор, водоцементная суспензия и водоглинистая суспензия. Закачивание закупоривающего материала продолжают до восстановления полной циркуляции. После этого сразу устанавливают цементный мост.

Рецептура.

Подбор рецептуры тампонажного раствора и буровых жидкостей производят в лабораториях.

Чтобы максимально приблизить условия выбора рецептур тампонажного раствора и буровых жидкостей к реальным условиям скважины, необходимо выполнить анализы с теми же цементами (тампонажными материалами) и химическими реагентами, которые будут использованы в промышленных условиях.

Исследования на консистометре с целью определения сроков схватывания тампонажного раствора целесообразно проводить по программе, имитирующей процесс установки не только во времени при заданных давлении и температуре, но и по характеру проведения работ.

Подбирая рецептуру цементного раствора, время схватывания принимают таким, чтобы оно было равно времени установки моста с запасом до 25 %. Буферные, тампонажные и промывочные жидкости проверяют на схватывание в смеси с контактирующими жидкостями в соотношении 3 : 1; 1 : 1; 1 : 3 в условиях, которые отвечают интервалам установки цементного моста.

Перед спуском в скважину колонны заливочных (бурильных или насосно-компрессорных) труб выполняют контрольные измерения длины труб и их шаблонирование.

Цементировочная головка должна быть опрессована на полуторакратное давление и иметь разделительные пробки.

На скважине следует создать запас воды для приготовления тампонаж-ного раствора, а также жидкости для продавливания. Тампонажный цемент подвергают лабораторному анализу.

Успешность установки цементного моста зависит от рационального применения технических средств и приемов, а также тампонажных материалов. Чтобы обеспечить успешную установку цементных мостов, обязательно применяют устройства для контролируемого забойного цементирования (УКЗЦ) и разделительные пробки.

Разработка нефтяных и газовых месторождений.

62. Коэффициент вытеснения. Коэффициент извлечения нефти. Капиллярное давление, Уравнение Лапласа. Поверхностное натяжение . Смачиваемость и классификация пород по смачиваемости.

Коэффициент вытеснения ( KBuJ определяется отношением объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения характеризует максимальную нефтеотдачу при длительном воздействии вытесняющего газа на пласт.

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %). Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. е, с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации-на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,-на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

Капиллярным давлением (p₀, Па) (англ. capillary pressure) называют разность давлений (±Δp), возникающую вследствие искривления поверхности жидкости. Такую поверхность имеют, например, капли в эмульсиях и туманах, капиллярные мениски. Обозначим давление под искривлённой поверхностью жидкости —  , давление под плоской поверхностью —  .

Капиллярное давление определяется уравнением

Капиллярное давление — это скачок давления (Δp) на границе двух фаз, разделённых искривлённой поверхностью.

Капиллярное давление зависит от поверхностного натяжения и кривизны поверхности.

Уравнение Лапласа — дифференциальное уравнение в частных производных. В трёхмерном пространстве уравнение Лапласа записывается так:

и является частным случаем уравнения Гельмгольца.

Уравнение рассматривают также в двумерном и одномерном пространстве. В двумерном пространстве уравнение Лапласа записывается:

Также и в n-мерном пространстве. В этом случае нулю приравнивается сумма n вторых производных.

С помощью дифференциального оператора

— (оператора Лапласа) — это уравнение записывается (для любой размерности) одинаково как 

В этом случае размерность пространства указывается явно (или подразумевается).

Уравнение Лапласа относится к эллиптическому виду. Функции, являющиеся решениями уравнения Лапласа, называются гармоническими функциями. Неоднородное уравнение Лапласа называется уравнением Пуассона.

Пове́рхностное натяже́ние — термодинамическая характеристика поверхности раздела двух находящихся в равновесии фаз, определяемая работой обратимого изотермокинетического образования единицы площади этой поверхности раздела при условии, что температура, объём системы и химические потенциалы всех компонентов в обеих фазах остаются постоянными.

Поверхностное натяжение имеет двойной физический смысл — энергетический (термодинамический) и силовой (механический). Энергетическое (термодинамическое) определение: поверхностное натяжение — это удельная работа увеличения поверхности при её растяжении при условии постоянства температуры. Силовое (механическое) определение: поверхностное натяжение — это сила, действующая на единицу длины линии, которая ограничивает поверхность жидкости.

Сила поверхностного натяжения направлена по касательной к поверхности жидкости, перпендикулярно к участку контура, на который она действует и пропорциональна длине этого участка. Коэффициент пропорциональности   — сила, приходящаяся на единицу длины контура — называется коэффициентом поверхностного натяжения. Он измеряется в ньютонах на метр. Но более правильно дать определение поверхностному натяжению, как энергии (Дж) на разрыв единицы поверхности (м²). В этом случае появляется ясный физический смысл понятия поверхностного натяжения.

Смачивание — это поверхностное явление, заключающееся во взаимодействии жидкости с поверхностью твёрдого тела или другой жидкости. Смачивание бывает двух видов:

• Иммерсионное (вся поверхность твёрдого тела контактирует с жидкостью)

• Контактное (состоит из трёх фаз — твердая, жидкая, газообразная)

Смачивание зависит от соотношения между силами сцепления молекул жидкости с молекулами (или атомами) смачиваемого тела (адгезия) и силами взаимного сцепления молекул жидкости (когезия).

Если жидкость контактирует с твёрдым телом, то существуют две возможности:

1. молекулы жидкости притягиваются друг к другу сильнее, чем к молекулам твёрдого тела. В результате силы притяжения между молекулами жидкости собирают её в капельку. Так ведёт себя ртуть на стекле, вода на парафине или «жирной» поверхности. В этом случае говорят, что жидкость не смачивает поверхность;

2. молекулы жидкости притягиваются друг к другу слабее, чем к молекулам твёрдого тела. В результате жидкость стремится прижаться к поверхности, расплывается по ней. Так ведёт себя ртуть на цинковой пластине, вода на чистом стекле или дереве. В этом случае говорят, что жидкость смачивает поверхность.

Классификация пород по смачиваемости. Усовершенствование существующих и внедрение новых методов разработки залежей нефти и газа требуют глубокого изучения микропроцессов и явлений, происходящих на контакте пористая среда - пластовые флюиды. К таким явлениям, которые редко учитываются, относится смачиваемость поверхности пород.

Поскольку одна часть поверхностных поровых каналов гидрофильная, а другая - гидрофобная, то смачиваются они, естественно, пластовыми флюидами по-разному. Распределение гидрофильных и гидрофобных зон в объеме, их число и чередование зависят от природы породообразующих минералов, их адсорбционной способности, физико-химических свойств нефти, воды и газа, условий миграции последних.

Присутствие гидрофобных и гидрофобизованных зон в пласте обусловливает непосредственный контакт их с нефтью, а значит, адсорбцию поверхностно-активных компонентов на поверхности породообразующих минералов. В нефтеносном коллекторе гидрофобизация поверхности происходит при наличии полярных молекул поверхностно-активных углеводородов - нафтеновых кислот, смол, асфальтенов и др., которые в границах отдельных областей поровой поверхности прорывают пленку остаточной воды и занимают активные центры поверхности. Вероятность прорыва водной пленки и частичной гидрофобизации коллектора возрастает с повышением минерализации пластовой воды и содержания в ней ионов Са²⁺ и Mg⁺.

Для терригенных коллекторов гидрофобизация поверхности возрастает с появлением карбонатного цемента. В известняках, кроме обычной адсорбции молекул поверхностно-активных углеводородов, возможна их хемосорбция, которая сопровождается образованием на поверхносги пор новых соединений, например нафтенатов кальция. Для коллекторов, содержащих газоконденсат, частичная гидрофобизация поверхности вероятна вследствие их "высушивания", выпадения конденсата в пористой среде при изменении первоначальных термодинамических условий в залежи.