21. Требования к наполнителям и рабочим жидкостям технологического процесса грп в терригенных коллекторах

Наполнители трещин при ГРП и требования к ним.. Наполнитель трещин— кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5-1,2 мм,(ρ_п=2600 кг/м³). Так как плотность песка существенно больше плотности Ж-П, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки;— стеклянные шарики; — зерна агломерированного боксита;— полимерные шарики;— специальный наполнитель — проппант.

Требования к наполнителю высокая прочность на сдавливание (смятие) геометрически правильная шарообразная форма инертность по отношению к продукции пласта и отсутствие изменения свойств.

рабочие жидкости при ГРП: жидкость разрыва,жидкость с наполнителем,продавочная жидкость.

Требования к рабочим жидкостям при ГРП не должны уменьшать проницаемость ПЗС;не должны вызывать отрицательных ф-х реакций с породой или с пластовыми флюидами;не должны содержать посторонних механических примесей;должны иметь стабильную вязкость и низкую температуру застывания в зимнее время;должны быть легкодоступными, недефицитными и недорогостоящими;

Жидкости разрыва в добывающих скважинах(дегазированная нефть ;загущенная нефть, нефтемазутная смесь;гидрофобная нефтекислотная эмульсия;гидрофобная водонефтяная эмульсия;кислотно-керосиновая эмульсия;

в нагнетательных скважинах(загущенная вода (крахмалом, ПАА, ССБ, КМЦ);загущенная соляная кислота (смесь концентрированной соляной кислоты с ССБ) )

Требования к жидкости с наполнителем( должна эффективно заполнить трещины наполнителем

• высокая удерживающая способность (исключает возможность оседания наполнителя на устье, в НКТ, на забое скважины)

• низкая фильтруемость (предотвращает фильтрацию жидкости с наполнителем в стенки трещины, сохраняя постоянную концентрацию наполнителя в трещине и предотвращая закупорку трещины наполнителем в ее начале)

В ДС: вязкие жидкости или нефти со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота

В НС: растворы ССБ; загущенная соляная кислота; нефтеводяные эмульсии; крахмально-щелочные растворы; нейтрализованный черный контакт (НЧК)

Для снижения потерь на трение при движении этих жидкостей с наполнителем по НКТ используют специальные добавки (депрессаторы) — растворы на мыльной основе; высокомолекулярные полимеры )

21. ГРП в карбонатных коллекторах. Особенности КГРП и ГКРП

Кислотный ГРП (карбонаты)( создание канала высокой проводимости путем растворения участка поверхности трещины кислотой Растворение не должно быть сплошным, чтобы оставить шероховатость, удерживающую избирательность каналов вдоль трещины.)

КГРП позволяет дренировать коллектор на значительном удалении от ствола скважин Используется HCL, загущенная полимерными составами, кратно снижающими скорость реакции кислоты с породой пласта. Трещина разрыва не закрепляется наполнителем. Сохранность раскрытия трещины достигается за счет неоднородности химического состава породы пласта. В результате реакции с HCL поверхность трещины приобретает «щербатую» форму. После КГРП трещина представляет собой систему сообщающихся каналов. Поэтому отпадает необходимость закрепления трещины 1.жидкость разрыва при КГРП. инвертная кислотная эмульсия (ИКЭ) (внешняя среда - у/в жидкость (дизтопливо, ШФЛУ (дистиллят), нефть), внутренняя фаза - HCL 20-24 %-ной концентрации. Состав ИКЭ на 1 м³: дистиллят - 0-0,25 м³ .нефть товарная - 0,20-0,55 м³. HCL - 0,45-0,55 м³ .Количество жидкости разрыва Vжр зависит от толщины пласта. при толщине до 5 м Vжр - 10 м³. при толщине 5-10 м Vжр - 15 м³ . при толщине 10-15 м Vжр - 20 м³ .2.жидкость развития трещины. 1. обеспечивает развитие трещины разрыва в глубину пласта2. является активным рабочим агентом в реакции с породой пласта. обладает высокой проникающей способностью. имеет степень активности с карбонатной породой на уровне соляной кислоты

Количество ЖРТ определяется. толщиной продуктивного пласта. при толщине пласта до 5 м Vжрт-20-60 м³. при толщине пласта 5-10 м Vжрт 30-80 м³ (в зависимости от конкретных горно-геологических параметров скважины)

ГКРП последовательное циклическое нагнетание в пласт высоковязкой жидкости и соляной кислоты, обработанной замедлителем реакции . В начале процесса происходит блокирование существующих трещин и высокопроницаемых прослоев высоковязким материалом Нагнетаемая следом кислота (с замедленной реакцией) формирует новые трещины в низкопроницаемых участках продуктивного пласта Следующий цикл (высоковязкая жидкость + соляная кислота) позволяет временно изолировать вновь образованные трещины и создавать новые Тем самым создаются условия для приобщения ранее неработающих пропластков и повышения производительности скважин. жидкость разрыва для ГКРП должна обладать регулируемой в широком диапазоне вязкостью : низкой, приближающейся к нулевой, фильтратоотдачей;

Количество циклов закачки, объёмы кислотного раствора и высоковязкой жидкости определяется в зависимости от горно-геологических параметров скважины/ По результатам ОПР на месторождениях ОАО «Татнефть», оптимальными являются от 3 до 5 циклов закачки.

21. Основные характеристики ППД закачкой воды

Давление на линии нагнетания - осредненное (среднеинтегральное) давление на забоях нагнетательных скважин данного ряда, которое определяет среднюю репрессию Давление на линии отбора—осредненное (среднеинтегральное) забойное давление на забоях добывающих скважин данного ряда, которое определяет среднюю депрессию ∆Р между линией нагнетания и линией отбора

У равнение баланса объемов флюидов

Q_нагb_в = (Q _нb_н + Q_в b_в^’ + Q_ут ) k

Q_наг – объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях;

b _в – объемный коэф-т нагнетаемой воды, (учитывает увеличение объема воды при нагревании до пластовой t-ры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давл-я)1, 01);Q_н – объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти); b_н – объемный коэф-т нефти, (учитывает расширение за счет растворения газа, повышения t-ры и незначительное сжатие от давл-я),(коэф-т определяется экспериментально на установках РVT или приближенно рассчитывается по статистическим формулам, b  1,05 – 1,30); Q_в - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;b_в^' - объемный коэф-т извлекаемой минерализованной воды, кот-й может отличаться от объемного коэф-та пресной воды; Q_ут – объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); K – коэф-т, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скв-н на самоизлив, при порывах водоводов. Обычно k = 1,1-1,15. Расход нагнетаемой воды. Коэффициент текущей компенсации -Рассчитывается за единицу времени (сутки, месяц, год и т.д.): отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки). Коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если m_т < 1, то закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления. Если m_т > 1, то закачка превышает отбор, и давление в пласте должно расти. Если m_т = 1, должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации

Отношение суммарного количества закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t к суммарному количеству отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, с учетом суммарных утечек за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. Коэффициент показывает степень компенсации накопленного отбора закачкой в данный момент времени. Если m_н < 1, закачка не скомпенсировала суммарный отбор, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального . Если m_н > 1, закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное. Если m_н = 1, закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей, среднее пластовое давление восстанавливается до первоначального давления . Давление на забое нагнетательной скважины

21. Источники водоснабжения систем ППД. Общие требования к качеству нагнетаемой воды

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления - добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение. 1 – водоем; 2 – водозабор; 3 – насосная станция первого подъема; 4- резервуары для неподготовленной воды; 5 – станция подготовки воды; 6 – резервуары для подготовленной воды; 7 – насосная станция второго подъема; 8 – распределительный водовод среднего давления; 9 – КНС; 10 – водовод высокого давления; 11 – нагнетательная скважина.

Источники водоснабжения.

• Грунтовые воды (значительное многообрзие химического состава (минерализация 100-200 мг/л), небольшое содержание взвешенных частиц). Можно закачивать без специальной подготовки. Воды глубинных горизонтов (минерализованы, не требуют дополнительной обработки). Воды поверхностных водоемов (уступают по качеству грунтовым и глубинным, содержат большое количество механических примесей (глины, ила, песка), способны вызвать набухание глин, кроме морской воды). Сточные воды (около 83% пластовых, 12% пресных, 5% ливневых вод). Минерализация 15-3000 мг/л, хорошие нефтевытесняющие свойства, содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода. Качество нагнетаемой воды: временные нормы 1947 г.- ТВЧ не должно быть более 1 мг/л;- растворенного кислорода – до 1мг/л;- железа на устье скважины – до 0,5 мг/л;- общая щелочность – не более 50 мг.нормы 1961 г - содержание ТВЧ допускалось до 2 мг/л;- нефтепродукты - должны отсутствовать;- содержание железа – до 0,5 мг/л;- умягчения воды – не требовалось. нормы для Ромашкинского месторождения - внутриконтурное заводнение (К=300-500 мД). -допустимое содержание ТВЧ - 15 мг/л; -допустимое содержание нефти - 20 мг/л; -допустимое содержание железа - 1 мг/л; нормы для Ромашкинского месторождения - внутриконтурное заводнение (К>500 мД) -допустимое содержание ТВЧ - 25 мг/л; -допустимое содержание нефти - 40 мг/л; -допустимое содержание железа - 2 мг/л

Нормы на качество воды в ОАО «ТН» Длит-й период действовало «Временное положение», в соответствии с кот-м сод-е нефти и ТВЧ в воде не д.превышать 50-60 мг/л каждого из них. Однако более важными показателями являются размер пор и каналов и размеры самих загрязнений. Взгляды на проблему определения допустимых норм содержания загрязнений

1. закачиваемая в продуктивные пласты вода д.б. весьма жесткой кондиции (допустимое содерж-е взвешенных вещ-в не > 10-15 мг/л). 2. закачиваемая в продуктивные пласты вода (с т.зр. работников промысловых служб), может использ-ся в системе ППД без её предварит-й очистки..Разработанные РД, регламентирующие допустимые нормы содержания загрязняющих вещ-в, базируются главным образом на статистическом анализе промыслового мат-ла и имеют региональный хар-р. назрела необх-ть разработки методики нормирования качества закачиваемой воды, основанной на экономич-х критериях оценки.

21. Особенности водоснабжения систем ППД с использованием поверхностных вод

. Источники водоснабжения.

Грунтовые воды (значительное многообразие химического состава (минерализация 100-200 мг/л), небольшое сод-е взвешенных частиц). Можно закачивать без спец. подготовки. Воды глубинных горизонтов (минерализованы, не требуют дополнительной обработки). Воды поверхностных водоемов (уступают по качеству грунтовым и глубинным, содержат большое кол-во механических примесей (глины, ила, песка), способны вызвать набухание глин, кроме морской воды).Сточные воды (около 83% пластовых, 12% пресных, 5% ливневых вод). Минерализация 15-3000 мг/л, хорошие нефтевытесняющие свойства, содержат большое кол-во эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода. Общие требования к закачиваемой воде:ограниченное сод-е мех-х примесей (ТВЧ) и соединений железа; отсутствие сероводорода и углекислоты д/предотвращения коррозии оборудования; отсутствие органических примесей (бактерий, водорослей); химич-я совместимость с пластовой водой. Классическая схема водоснабжения системы ППД

1 – водоем; 2 – водозабор; 3 – насосная станция первого подъема; 4- резервуары для неподготовленной воды; 5 – станция подготовки воды; 6 – резервуары для подготовленной воды; 7 – насосная станция второго подъема; 8 – распределительный водовод среднего давл-я; 9 – КНС; 10 – водовод высокого давл-я; 11 – нагнетательная скв-на.Водозаборные сооружения Водозабор открытого типа - всасывающая труба с фильтром на конце (погружена под уровень воды на глубину, большую чем возможный минимальный уровень воды в водоеме, и защищена от разрушения в паводковый период) и центробежный насос. Диаметр и длина всасывающей трубы, максимальная высота всасывания центробежного насоса рассчитываются по формулам гидравлики. Закрытый (подрусловый) водозабор - одна или несколько водозаборных скв небольшой глубины (10-50 м), пробуренных в подрусловые водонасыщенные породы. Скв-ны закрепляются колонной с фильтром против водонасыщенного пласта. Подъем воды на поверхность осуществляется: спец-ми погружными центробежными насосами (при большом динамическом уровне), сифонными (вакуумными) устройствами (когда динамический уровень воды в скв-не небольшой).

a - подрусловый водозабор 1- обсадная труба, 2 - эксплуатационная колонна, 3 - фильтр, 4 -вакуумный резервуар, 5 - вакуум-компрессор, 6 и 9 - насосы, 7 - железобетонный колодец, 8-резервуар чистой воды,

б - водозабор открытого водоема 1 - прием насоса 2 - приемная труба 3 - площадка. 4 -сваи 5- насосная станция первого подъема.

Насосная станция первого подъема Исп-ся только при сифонном водозаборе.

Оборудование станции располаг-ся в бетонном бункере вместе с вакуумными котлами, вакуумными насосами и содержит три насосных агрегата (один – резервный).

В бункере установлены также системы автоматического управления, контроля и измерения параметров всего технологического и электрического оборудования.

Резервуары обеспечивают непрерывную работу всей системы заводнения, являются источником непрерывной работы в течение шести часов.

Резервуары для воды: ж/б подземные (северные районы - не требуют обогрева, не загромождают территорию, не подвергаются коррозии и не ухудшают качества воды, используемой для заводнения; наземные Ме резервуары (теплый климат, заболоченная местность) с подогревателями и внешней теплоизоляцией для нормальной их работы в зимнее время. При использовании металлич-х резервуаров необх. принимать доп. меры против их коррозии и ухудшения из-за этого качества воды.

Станция подготовки воды предназначена для доведения воды до необходимого качества за счет следующих процессов:

коагуляция — укрупнение мельчайших взвешенных в воде частиц добавлением в воду глинозема (сернокислого алюминия AL₂(SO4)₃∙18H₂O) или железного купороса (FeSO4); фильтрация — очистка воды от взвешенных частиц после коагуляции в песчаных фильтрах; обезжелезивание — удаление из воды закисей или окисей железа; обескислороживание – хим-м или аппаратным путем; умягчение — подщелачивание гашеной известью с целью доведения рН воды до 7-8, что приводит к интенсивной коагуляции; хлорирование — угнетение бактерий и микроорганизмов;

стабилизация — придание воде стабильности химического состава. Насосные станции второго подъема распределяют подготовленную воду ч/з распределительный водовод среднего давл-я к КНС. Используются центробежные насосы в необх-м кол-ве (с учетом резервных) с соответствующими подачами и напорами. обеспечивают не только распределение воды по КНС, но и создают определенный подпор на приеме насосов КНС. КНС повышают давл-е подготовленной воды до необходимой величины для закачки ее по водоводам высокого давл-я в НС. Насосы ЦНС имеют широкий спектр рабочих параметров: Q- от 150-720 м³/сут; Р - от 9,5 до 25 МПа.

БКНС изготавливаются в виде отдельных блоков: основной блок (насос, электродвигатель с масляной системой и другими элементами); вспомогательные блоки (электрич-е распределительные устройства, распределительная гребенка водовода высокого давл-я, низковольтное оборудование и блок управления и автоматики). Схема и принцип работы водоочистной станции.

1 - водовод, идущий от станции первого подъема, 2 - дозатор 3 - смеситель, 4 - осветлитель (отстойник), 5 - фильтр, 6 - резервуар чистой воды. 7 - насосная станция второго подъема, 8 —насос для промывки фильтров, 9 - стояк для сброса грязной воды, 10 - лоток. Вода из открытых водоемов центробежными насосами первого подъема направляется в нижнюю часть вертикального конусного смесителя. При этом из дозирующего устройства в воду подается необходимое кол-во коагулянта, способствующего укрупнению взвешенных частиц. В смесителе коагулянт равномерно перемешивается со всем объемом воды. Обработанная хим-м реагентом вода ч/з верхнюю часть смесителя поступает в нижнюю часть осветлителей, где возникшие хлопья оседают в их шахтах. Из осветлителей вода с небольшим сод-ем мех-х примесей направл-ся на фильтры, затем самотеком попадает в резервуары, из кот-х центробежными насосами второго подъема перекачивается на КНС. Из КНС вода подается в НС. Д/промывки загрязненных фильтров насос подает очищенную воду из резервуара в дренажную систему фильтров для их очистки. Из фильтров загрязненная вода попадает ч/з стояк 9 в канализационный лоток 10 и сбрасывается снова в другое место водоема, из которого она поступила на прием насоса.

21. Подготовка сточных вод для ППД

Установки открытого типа на одних и тех же сооружениях очищать воды разного состава. изменять в нужном направлении качество воды при помощи коагулянтов (сернокислый алюминий,ПАА). очищать пластовые и промливневые сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды и совместно закачивать их в НСУстановки закрытого типа. интенсифицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением

снизить агрессивность сточной воды путем исключения контакта ее с кислородом воздуха

уменьшить количество загрязнений в воде

использовать остаточное давление газа после аппаратов УПН для очистки сточной воды и для транспорта уловленной нефти и осадка сохранить свойства пластовых вод. Схемы подготовки сточных вод. Открытая схема установки очистки сточных вод

1–ловушка нефти; 2–насос для откачки ловушечной нефти; 3–пруды-отстойники; 4-насос для подачи воды на фильтры; 5-песчаные фильтры; 6-емкости для чистой воды; 7-насос подачи воды на КНС; 8-насос для промывки фильтров; 9-пруд (амбар) для загрязненной воды. Установка очистки сточных вод закрытого типа

1а,1 –линии транспорта сточной воды; 2,7-герметизированные емкости; 3-гофрированные гидрофобные пластины; 4-насос для откачки нефти; 5-нефтепровод; 6-водовод; 8-насос подачи воды на КНС

21. Особенности использования подземных вод для ППД. Разновидности схем

Воды глубинных горизонтов хар-ся отсутствием мех-х примесей, малым сод-ем соед-ий Fe, достаточной минерализацией. Глубинные горизонты являются наилучшими источниками водоснабжения систем ППД. Технологии использования вод глубинных горизонтов: 1. Естественный ВСП воды из ВГ в НГ, если Рпл в ВГ > такового в НГ.2.Принудительный переток с использованием спец-х погружных насосов Классификация подземных вод: 1. верхние. 2. нижние. 3. промежуточные. 4. законтурные, контурные, подошвенные.Преимущества использования подземных минерализованных вод: -наличие достаточной минерализации: коэффициент вытеснения нефти минерализованной водой на 3,0...10,0 % больше, чем при использовании пресной воды

-отсутствие механических примесей, малое содержание соединений железа (не требуют дополнительной подготовки) -упрощение схем внешнего водоснабжения и закачки воды в нефтяные пласты (сокращение времени развития мощностей заводнения, быстрое достижение необходимых объемов закачки воды, создание условий для высоких темпов добычи нефти) -низкая концентрация углекислоты в растворенном газе подземных вод и отсутствие кислорода и сероводорода -химическая совместимость с пластовыми водами предупреждает образование твердых неорганических солей и их отложение в пласте, стволах обводненных ДС и наземных коммуникация системы сбора и подготовки нефти -экономия пресной воды рек, озер и грунтовых горизонтов. Наиболее эффективно использование глубинных вод при разработке мелких месторождений, удаленных от существующих водозаборов. Сложности использования подземных минерализованных вод для закачки в целях ППД-Необходима большая надежность в определении эксплуатационных запасов подземных вод (проведение большого объема гидрогеологических и гидродинамических исследований, организация пробной эксплуатации водозаборных скважин)-Во многих районах подземные воды – низконапорные и требуют применения механизированных способов добычи (увеличивается себестоимость)

-Коррозионная активность минерализованных подземных вод выше, чем пресных (защита трубопроводов и оборудования от коррозии)

-В отдельных случаях (при наличии рыхлых песчаников) в В/З скважинах образуются песчаные пробки.

Целесообразность и экономическая эфф-ть использования подземных вод-Необходимо проведение специальных гидро-геологических исследований и ТЭО -Для заводнения НМ с малым водопроявлением, рассеянных на значительной площади и удаленных от поверхностных источников водоснабжения -Для заводнения крупных НМ на начальной стадии РМ до окончания строительства магистрального водовода поверхностных вод и использования для нагнетания сточных водТехнологии использования вод глубинных горизонтов:1.система МСП ППД закачка подземных вод высокой минерализации из ДС (водозаборных) в НС. 2. ВСП. Схемы МСП-ППД

А)Прямая закачка - из ВЗС в одну или несколько НС, находящихся близко от ВЗС и имеющих небольшие отличия по приемистости

Б)из ВЗС в одну или несколько НС, с подпором индивидуальным насосом на приемной линии НС, удаленной от ВЗС или имеющей низкую приемистость;

В)из нескольких ВЗС, находящихся близко друг от друга, в НС с незначительными отличиями по приемистости

А) Схема «прямая закачка» на 1 скв. с ЭЦН

1 – ВЗС; 2 – ЭЦН; 3 – НС; 4 – расходомер; 5 – пакер; 6 – АКЖ.

Б) Схема МСП – ППД с дожимным насосом на НС

1 – ВЗС; 2- ЭЦН; 3 – НС; 4 – расходомер; 5 – насосная установка УНЦВ; 6 - УЭЦНАВ; 7 - пакерВыбор скважин для МСП-ППД

-основан на данных геолого-промысловых исследований -В качестве ВЗС («донор») выбирают скважины с хорошими свойствами, эксплуатирующие водоносный горизонт. -НС (принимающие - «акцепторы») выбирают с учетом потребности системы ППД и геологических особенностей Естественный внутрискважинный переток глубинных вод (при большой энергии (напоре) вод). а — верхний переток; б — нижний переток; 1 —ВГ; 2 —НГ; 3 — камера для установки расходомера; 4 — пакер; 5 — приемная камера для воды; 6 — перекрестная муфта; 7 — колонна НКТ; 8 — хвостовик с отверстиями Принудительный внутрискважинный переток

а — верхний переток; б — нижний переток; 1 — ВГ; 2 — НГ; 3 — ПЭД; 4 — компенсатор; 5 — приемная сетка ПЦЭН; 6 — насос; 7 — выкид центробежного насоса; 8 —якорь; 9 — пакер; 10 — кабель-канат; 11 — колонна НКТ

Трудности использ-ния глубинных гориз-тов для целей ППД. 1. Необходима большая надежность в определении эксплуатац-х запасов подземных вод (проведение большого объема гидрогеологич-х и г/д исслед-й, пробная эксплуатация ВЗ скв-н). 2. во многих районах подзем. воды – низконапорные и треб-т применения механизир-х СП-в добычи. 3. коррозионная активность минерализ-х подземных вод выше, чем пресных. 4. в отдельных случ-х (при наличии рыхлых песчаников) в В/З скв-х образ-ся песчаные пробки.Расположение подземных вод в разрезе месторождения

1 – верхние, 2 – нижние (наиболее водообильные) 3 – промежуточные, 4 - законтурные, контурные и подошвенные. МСП, ВСП

21. Вовлечение в разработку слабо дренируемых запасов и повышение продуктивности скважин с использованием методов УВВ на пласт

Слабо дренируемые запасы»-запасы УВ на участках залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, на которых возможны какие-либо осложнения в эксплуатации скважин (засорение ПЗС различными твердыми компонентами, асфальто – смоло - парафиновыми отложениями и т.д.). Слабо дренируемые запасы формируются также в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаемых разностях, приводя к невысокому охвату пласта заводнением. Вовлечение в разработку слабо дренируемых запасов и повышение продуктивности скважин: Применение многочисленных технологий интенсификации выработки запасов.На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков.При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабойные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин.

Методы УВВ на пласт. Физические методы ПНП(пов.неф.пл). Увеличение притока нефти при применении этих методов ПНП происходит вследствие улучшения коллекторских свойств пород или реологических свойств нефти, в некоторых случаях оба эти фактора проявляются одновременно, обеспечивая тем самым комплексность воздействия на продуктивный пласт.

Это воздействие упругими волнами, электрическими и магнитными полями, тепловое воздействие, гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных и боковых стволов скважин, ОПЗ свабированем.Механизм повышения охвата пластов при УВВ:Снижение вязкости жидкости и ее турбулизация в порах; Ультразвуковой капиллярный эффект; Улучшение смачиваемости, диспергирование и эмульгирование примесей. Перистальтический эффект, т.е. транспорт жидкости, в направлении движения волн (чем меньше диаметр капилляра, тем перистальтический эффект значительнее - Ø 1,4 – 6,4 · 10-5 м).

Методы УВВ:-акустич. -гидравлич. с исп-ем волн Р -ударно-волнов. -вибро-сейсмич.

Радиусы действия методов УВВ:С помощью акустических методов можно воздействовать в основном только на ПЗС. Радиус действия звуковых, ударных волн и волн давления значительно больше и составляет порядка десятков и сотен метров от скважины. Вибросейсмический метод позволяет воздействовать не только на все месторождения в целом по площади и по разрезу, но и на группу месторождений в радиусе от 3 до 30 км.

29.Задачи и преимущества применения горизонтальных технологий при разработке месторождений

Задачи применения ГТ

Выработка запасов под населенными пунктами и санитарно-защитными зонами

Форсирование ввода запасов нефти в разработку

Выработка запасов нефти тупиковых и линзовидных участков нерентабельных по запасам для размещения самостоятельной сетки ВС

Выработка запасов нефти из алевролитов и глиносодержащих коллекторов

Уменьшение затрат на 1 т добытой нефти за счет уменьшения проектного фонда ДС и экономии на инфраструктуре

Создание систем заводнения в пластах небольшой толщины с ограничением пласта по разрезу непроницаемыми породами

Интенсификация добычи нефти путем увеличения дебита добываемой продукции

критерии приоритетности ГТ

геологические:Увеличение фильтрационной поверхности

Увеличение коэффициента охвата дренированием запасов; Увеличение коэффициента нефтеизвлечения

Технологические: Увеличение дебита нефти;Уменьшение обводненности; Снижение затрат на 1 т добытой нефти

Приемущества доразработки старых МР

• затраты на бурение ГУС в существующих скважинах до 2 раз меньше бурения новой скважины

• использование ранее отведенных под строительство скважин территорий без дополнительного отвода земель

• Использование ранее построенных коммуникаций системы нефтесбора и заводнения

• увеличение на порядок дебитов нефти ранее эксплуатируемых скважин за счет повышения коэффициента совершенства вскрытия пласта и площади дренирования

• увеличение охвата выработкой запасов нефти за счет вовлечения в разработку недренируемых запасов отдельных пропластков, линз, застойных зон

• увеличение потенциальных возможностей гидродинамических методов регулирования разработки как одного из основных методов повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.

30. Основные правила при определении положения горизонтального ствола скважин в терригенных и карбонатных коллекторах

Забой горизонтальной скважины не должен быть направлен в сторону ВНК и навстречу фильтрационному потоку (нагнетательной скважине)

Забой горизонтальной скважины не должен располагаться вдоль границы зон различной проницаемости

Организация ГС в трещиновато- пористых карбонатных коллекторах

• При направлении ГС вдоль трещин происходит резкое обводнение продукции. Безводный период – сотые доли объема пор пласта. Блоки разрабатываются слабо, конечная нефтеотдача не > 40% при прокачке 3-4 объемов пор воды

• При вытеснении нефти вкрест простирания трещиноватости разработка блоков происходит принудительно, высокая гидропроводность трещин способствует росту охвата по фронту. Происходит переток жидкости от одной трещины к трещине соседнего ряда «поперек блока» аналогично перетокам в слоисто-неоднородных пластах. Безводный период возрастает до 0,4 объема пор, конечная нефтеотдача - до 60% при прокачке 1,2 – 1,3 объема пласта