Архив метки: пласт

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

Добавить комментарий

4.9.3.1. Работы по выравниванию профиля приемистости (расхода вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.

4.9.3.2. Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. в том числе с применением индикаторов в соответствии с работами, приведенными в разделе 2.

4.9.3.3. Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработки с применением временно изолирующих материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).

4.9.3.4. Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта.

4.9.3.5. В случае необходимости осуществляют работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков).

4.9.3.6. Технологическую эффективность работ по выравниванию профилей приемистости определяют в соответствии с РД.

Недвижимость- самое выгодное и надежное вложение средств покупка квартир в абакане приобретайте жилье

Ура! Наступил этот день и ваш возлюбленный подарил вам колечко и сделал предложение? Тогда приглашаем вас в свадебный салон за покупками

Дружить надо уметь- ХОРОШИЕ МАНЕРЫ В ДРУЖБЕ давайте учиться вместе

Воздействие давлением пороховых газов

Добавить комментарий

4.9.1.6.1. Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0.05 миа^ и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками.

4.9.1.6.2. Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС.

4.9.1.6.2.1.Аппараты АСГ105Кприменяютвобсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 «С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

4.9.1.6.2.2. Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 1 18 до 130 мм при температуре до 200 «С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС —до 100 °С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС —ЗМПа.

4.9.1.6.3. Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

4.9.1.6.4. При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях— лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему

Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

4.9.1.6.5. После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины.

4.9.1.6.6. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

4.9.1.6.7. При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

4.9.1.6.8. При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, прризводят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

4.9.1.6.9. Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

Гидравлический разрыв пласта

4.9.2.1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин определенной протяженности: от 10 до 30-50 м.

4.9.2.2. Глубоко проникающий гидроразрыв пласта (ГТРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 х 10 ^ммк2.

4.9.2.3. Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина Ь не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

4.9.2.4. В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

4.9.2.5. В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.

4.9.2.6. С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

4.9.2.7. В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982—94, свыше 2400 м —искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02—92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565—91 расклинивающие материалы (проппанты).

4.9.2.8. Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Сведения о составах, свойствах полимерных водных и углеводородных систем.

4.9.2.9. Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

4.9.2.10. Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности:

2) вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

3) обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости,

4) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6) легко удаляться из пласта после проведения процесса;

7) обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

4.9.2.11. Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрацию песка (проппанта) в суспензии.

4.9.2.12. В общем виде технология применения жидкости для проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700. 1БМ-700С), емкости. Схемы размещения и обвязки технологического оборудования для производства ГГРП приведены в ЦО].

4.9.2.13. После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, расклинивающий агент, производят расстановку наземного оборудования. проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера. Перед началом процесса делается контроль технологических свойств жидкостей.

4.9.2.14. Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

4.9.2.15. После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы спрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности:

Рабочее давление,

МПа…………………….               <20                   20-56                   56-65                 >65

Коэффициент

запаса прочности…………………… 1,5                    1,4                       1,3                   1.25

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

4.9.2.16. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

Вы уверенный пользователь компьютера? И можете легко производить ремонт компьютера ? Подайте объявление о своих услугах у нас

Подайте объявление у нас о своих услугах о пошиве одежды или ремонта компьютера  абсолютно бесплатно. Огромное посещение нашего сайта направит к вам первых ваших клиентов

Способы бурения боковых стволов

Добавить комментарий

Когда бурение боковых стволов признано оптимальным техническим решением, вста­ет вопрос, какую бурильную колонну сле­дует использовать — из обычных или из гибких труб. На платформах, где нет буро­вых установок, забуривание из НКТ или бу­рение с депрессией на продуктивный пласт экономически эффективно проводить с по­мощью гибких труб. Бурение с депрессией способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличе­нию механической скорости бурения.

Большинство боковых стволов из старых скважин бурят с длинным (более 150 м) или средним (60—150 м) радиусами кри­визны, используя обычные бурильные тру­бы. Однако наметилась тенденция увеличе­ния числа боковых стволов с малым радиусом кривизны (12—30 м).10 Для буре­ния ответвлений с коротким радиусом кри­визны необходимы КНБК с шарнирными элементами. Эти боковые стволы особенно эффективны в устойчивых породах, где можно обойтись без спуска обсадных труб и дополнительного внутрискважинного оборудования для заканчивания. Техничес­кие средства бурения по короткому радиу­су требуют меньшей протяженности ис­кривленной части ствола скважины, как при работе с обычными, так и с гибкими трубами. Это позволяет забуриваться ниже внутрискважинного оборудования или раз­мещать как криволинейный, так и горизон­тальный участки ответвления в продуктив­ном пласте, чтобы избежать проблем, связанных с вышележащими породами.

Растет популярность многоствольных новых скважин, когда из основного ствола скважины бурят несколько горизонталь­ных боковых стволов. Эта технология поз­воляет уменьшить число скважин на мес­торождении и сделать экономически эффективной разработку мелких место­рождений. Уменьшение числа скважин значительно снижает затраты на оборудо­вание устьев и вывод стояков на поверх­ность при подводном заканчивании мор­ских скважин. С точки зрения геометрии, многоствольная скважина может просто иметь два противоположно направленных ответвления в одном продуктивном пласте

Способы бурения боковых стволовдля улучшения условий вскрытия, или ответвления имеют форму кисти, что позволяет вскрыть несколько пластов, расположенных на разных уровнях мно­гопластового месторождения. Многост­вольная конфигурация может приме­няться в одном пласте, чтобы увеличить площадь дренажа несколькими парал­лельными или расходящимися веерооб­разно боковыми стволами.

Вы можете у нас дать объявление бесплатно на абсолютно разную тематику — квартиры, машины, услуги ремонта и другое

Тюмень — очень динамичный город — все новости найдете на сайте о тюмени, заходите

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА СТЕПЕНИ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

1 комментарий

Неоднородность пластов можно приближенно оценить с по­мощью ряда показателей, отображающих особенности геоло­гического строения залежи, физических свойств пород-коллекторов и насыщающих их флюидов. В настоящее время отечественными и зарубежными исследователями предложе­ны различные показатели, характеризующие степень геоло­гической неоднородности и изменчивости параметров про­дуктивных пластов и строение нефтяных залежей. Причем существуют показатели, характе­ризующие не только макро-, но и микронеоднородность пла­стов.

Показатели макронеоднородности пластов по цели исполь­зования можно разделить на две условные группы:

показатели, позволяющие проводить сравнительную оцен­ку степени неоднородности и изменчивости параметров пла­стов;

показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных зале­жей.

Условность такого разделения состоит в том, что ряд пока­зателей первой группы для определенных условий строения пластов применяется и при количественной оценке неодно­родности пластов для учета их при проектировании разра­ботки.

Исследования ТатНИПИнефть показали, что прерывистость пластов могут характеризовать следующие показатели:

1) содержание коллектора и неколлектора ω в общей пло­щади пласта;

2)     средние поперечные (по отношению к направлению по­
тока) размеры коллектора и неколлектора l;

3)     частота выклинивания (или появления) пласта от сква­
жины к скважине;

4)     доля участков коллектора (по площади), изолированных
от воздействия нагнетания.

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА СИСТЕМНО-СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА ДЛЯ ОЦЕНКИ НЕОДНОРОДНОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Л.Д. Дементьев, М.А. Токарев и другие исследователи при оценке степени и характера неоднородности пород-коллекторов используют методы системно-структурного ана­лиза геологических тел. При этом геологическая неоднород­ность рассматривается на различных иерархических уровнях. При выделении иерархических структур терри-генных пород авторы придерживаются системы, состоящей из четырех структурных уровней. Это уровни:

элементарного объема породы с оценкой минерального состава скелета и количества цементирующего вещества;

геологических тел, сложенных единым литологическим ти­пом пород, в данном случае песчаных пропластков;

геологических тел, представляющих систему гидродинами­чески связанных пропластков;

геологических тел, представляющих систему гидродинами­чески несвязанных пластов, каждый из которых в общем случае является системой гидродинамически связанных про­пластков.

По приведенной схеме на первом иерархическом уровне в лабораторных условиях определяют коллекторские свойства, минералогический состав породы коллектора и глинистого цемента.

На втором иерархическом уровне по геофизическим дан­ным определяют коллекторские свойства и массовую глини­стость. Результаты интерпретации всех геофизических мето­дов привязывают к определенному песчаному пропластку, т.е. интерпретация производится на втором иерархическом уровне.

Третий иерархический уровень — уровень гидродинами­чески связанного пласта, во многих случаях соответствует эксплуатационному объекту. Эффективность параметров гео­логической неоднородности, определенных на этом уровне, оценивается теснотой связи с показателями разработки.

Гидродинамически связанный пласт состоит из сложного сочетания песчаных пропластков, сливающихся между собой, расчленяющихся и выклинивающихся как по толщине, так и по площади.

В мире никогда не считалось зазорным продать или купить автомобиль б у Ведь если у машины уже есть пробег -это только украшает ее

Сегодня абсолютно без проблем можно купить подержанное авто Ведь машина должна возить- а не только быть роскошью

ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ  КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Добавить комментарий

Отличительной особенностью большинства нефтяных место­рождений, приуроченных к платформенным областям, явля­ется наличие обширных водонефтяных зон. Под водонефтя-ной зоной обычно понимается часть залежи, расположенная между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Ширина водонефтяных зон залежей зависит от угла наклона слоев на крыльях структур и изменяется от нескольких ки­лометров до нескольких десятков километров. На Туймазин-ском, Шкаповском, Бавлинском и Серафимовской группе ме­сторождений площади водонефтяных зон составляют от 40 до 70 % от общей площади залежей и содержат значительные запасы нефти — от 27 до 52 % от общих геологических.

Водонефтяные зоны и условия их эксплуатации на Ромаш-кинском, Ново-Елховском, Бондюжском и ряде других плат­форменных месторождений значительно различаются слож­ностью строения из-за высокой расчлененности нефтеносных горизонтов.

Сложность строения ВНЗ на месторождениях обусловли­вается тем, что в их пределах выделяются как пласты с по­дошвенной водой, так и нефтеносные. Площадь распростра-

нения пластов с подошвенной водой и величина запасов в них зависят не только от положения на структуре, но и во многом определяются расчлененностью разреза в интервалах отметок ВНК.

По условиям залегания пластов Ромашкинского месторож­дения выделяют] четыре типа водонефтяных зон:

водонефтяные зоны в виде локальных участков разнооб­разной формы внутри безводной части нефтяной залежи;

водонефтяные зоны, окаймляющие нефтяную залежь в виде узких полос шириной до 1,5 км;

водонефтяные зоны площадного развития (широкие поло­сы, поля);

водонефтяные зоны с хорошей гидродинамической связью с вышележащими высокопродуктивными пластами.

Разработка водонефтяных зон нефтяных месторождений является сложным технологическим процессом, как правило, характеризующимся повышенной обводненностью по добы­ваемой продукции, относительно большими объемами попут­но добываемой воды, низкой текущей и конечной нефтеотда­чей пластов. Проектирование разработки таких залежей так­же сопряжено со значительными трудностями, связанными с невозможностью прогнозирования показателей заводнения подобных объектов на основе традиционных методов гидро­динамических расчетов.

Одной из сложных задач изучения ВНЗ является опреде­ление начального и текущего положения водонефтяного кон­такта. Рассмотрим этот вопрос подробнее.

Согласно современным представлениям, понятие о водо-нефтяном контакте (ВНК) как граничной плоскости между нефтью и водой является условным. В нефтяных залежах, подстилаемых водой, имеется зона постепенного перехода от нефти к воде (переходная зона), возникающая под действием различных факторов. Распределение воды и нефти в пласте до начала его разработки связано с проявлением капилляр­ных сил в поле силы тяжести, обусловленном наличием в пласте погребенной воды и другими факторами. Капиллярные силы в гидродинамическом поле давления препятствуют ус­тановлению четкой границы раздела между водой и нефтью, вызывая образование переходной зоны в процессе разработ­ки пласта, независимо от того, была она или нет в начальный момент.

Переходная зона от нефти к воде образуется в процессах как формирования залежи, так и ее эксплуатации при вытес­нении нефти водой.  Как показывают многочисленные экспе-

ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ  КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

0,7    kuv, мкм’

Рис. 1.5. Зависимость толщины hп переходной зоны от проницаемости кол­лектора kпр

риментальные исследования и теоретические расчеты, соот­ношение насыщенности коллектора нефтью и водой по раз­резу продуктивного пласта изменяется. Верхняя часть нефтя­ного пласта содержит минимальное количество связанной воды. Эта вода при существующих на практике перепадах давления неподвижна и находится в пленочном состоянии с толщиной пленки в сотые и тысячные доли микрона. Наличие такой воды в нефтеносных пластах впервые было установлено в 1928 г. Н.Т. Линдитропом и В.М. Николаевым. По данным С.Л. Закса и промыслово-геофизических исследований, объем связанной воды изменяется от единиц до 70 % объема пор.

Толщина переходной зоны сильно изменяется как в зави­симости от физических свойств пористой среды, так и от фи­зико-химических свойств насыщающих ее жидкостей. Анализ фактического материала по Туймазинскому и Бавлинскому месторождениям показывает, что размер переходной зоны колеблется от 1 до 7 м.

В условиях многих месторождений обнаруживается кор­реляционная зависимость толщины переходной зоны от про­ницаемости коллектора. С увеличением коэффициента про­ницаемости породы толщина переходной зоны уменьшается.

В переходной зоне, особенно в условиях платформенных месторождений с обширными водонефтяными площадями, сосредоточены значительные запасы нефти. Поэтому для правильного подсчета запасов нефти, проектирования и раз­работки нефтяных месторождений необходимо иметь четкое представление о характере переходной зоны. Точное уста­новление положения водонефтяного контакта имеет важное значение для определения как начальных, так и текущих за­пасов нефти. Например, для средних размеров нефтяных за­лежей Башкирии и Татарии ошибка в отбивке водонефтяного контакта на 1 м искажает величину извлекаемых запасов до 1 млн. т, а для крупных месторождений — на несколько де­сятков миллионов тонн.

При наличии в пласте переходной зоны различные иссле­дователи рекомендуют проводить водонефтяной контакт ус­ловно на различных уровнях.

Американский исследователь Дж. Джонс считает, что за контакт между водой и нефтью необходимо принимать отметку, ниже которой притоков нефти в скважинах не на­блюдается. Другие американские исследователи — Д. Амикс, Д. Басс и Р. Уайтинг отмечают, что наиболее правильно при-

М.А. Жданов] при практических расчетах рекомендует проводить водонефтяной контакт условно по подошве пере­ходной зоны. В.Л. Комаров советует принимать при расчетах за водонефтяной контакт не уровень нулевой фазовой про­ницаемости для воды, а уровень нулевой фазовой проницае­мости для нефти, что примерно соответствует нижней грани­це переходной зоны.

Лучше всего водонефтяной контакт устанавливать по удельному сопротивлению в области переходной зоны. Одна­ко определение удельного сопротивления этой зоны во мно­гих случаях практически невозможно, особенно в неоднород­ных коллекторах [56]. В таких случаях, по мнению Н.Н. Со-хранова [200], условное положение водонефтяного контакта следует проводить на 1,0—1,5 м выше нижней границы пере­ходной зоны.

Таким образом, в настоящее время практически нет еди­ного подхода в методике проведения водонефтяного контакта в водонефтяных зонах пласта.

В исследованиях С.А. Султанова по данным промыслово-геофизических исследований скважин, пробуренных на уча­стках залежей, где наблюдается перемещение водонефтяного контакта, отмечается увеличение толщины переходной зоны в процессе разработки пласта. Это подтверждается экспери­ментальными исследованиями по вытеснению нефти водой на моделях пласта, выполненными В.П. Оноприенко [149].

Пример увеличения толщины переходной зоны по скв. 443 Бавлинского нефтяного месторождения, заимствованный из монографии С.А. Султанова, приведен на рис. 1.7. В этой скважине переходная зона, образовавшаяся в процессе экс­плуатации, фиксируется характерной зазубренностью кривой ρк малых градиент-зондов с одновременным понижением ка­жущегося   сопротивления.   Начальное  положение   ВНК  четко отмечалось на абсолютной отметке            —  1486,4 м

пробуренным до начала разработки данного участка залежи.

Положение ВНК через 6 лет поднялось до водненной зоне по данным бокового электрического зонди­рования содержалось около 40 % нефти.

Красивый город ждет своих горожан продажа Харьков Покупайте недвижимость в Харькове- ассортимент на нашей доске

А почему бы не поменяться жильем? Ведь купля-продажа занимает больше времени иногородний обмен домов в батайске фото Подберите подходящий вариант