Стационарные режимы работы скважины

Классификация исследований. Исследование скважин при установившихся режимах работы. Изменение режима работы скважины в зависимости от способа эксплуатации. Время переходного процесса. Гипотеза квазистационарности. Индикаторные линии и их разновидности. Причины искривления индикаторных линий. Интерпретация результатов исследований.

Класс-я исследований

1. Гидродинамические (исслед.на стац-х и нестац-х режимах). 2. дебитометрические (сведения о притоке/приемистости скв). 3. термодинамические (инф-я о термодин-х явл-х в ПЗС, проявлении эфф-та Джоуля-Томсона)

Цели исследований

n Опред-ие пар-ров ПЗС и ПЗП (прониц-ть, неоднородность, глинистость, насыщенность);

n Опред-е св-в флюидов, насыщающих залежь (физич-е св-ва, хим-й состав, давление и t-ра, Рнас, газонасыщенность);

n Опред-е комплексных пар-ров, хар-щих систему «коллектор—флюид»:

(kh/μ; к/μ; β*= (mβж + βн); æ = k/μ∙β)

n Получение сведений о режиме дренирования: (однофазная или многофазная ф-ция; наличие газовой шапки; расположение ВНК и ГНК);

n Получение сведений о темпе падения Рпл (или о его изменении).

n Оценка необх-ти применения искусственного воздействия на залежь в целом или на ПЗС;

n Опред-е основных хар-к скв-н: коэф-т продуктивности (приемистости); приведенный радиус скважины; максимально возможный и рациональный дебиты скважины; коэф-ты обобщенного уравнения притока

Исслед-е скв-н на стационарных режимах работы

n Исследование проводится м-дом установившихся отборов, кот-е хар-ся стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени Рзаб и Ру и дебита скв-ы Q.

n При исследовании устанавливают режим работы скважины и ожидают его стабилизацию во времени. При этом измеряют Рзаб, Ру, Qн, Qв и Qг, кол-во мех-х примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются.

n Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы

Изменение режима работы скважины зависит от способа эксплуатации.

n на фонтанной скв изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде;

n на газлифтной скв изменяют режим закачки рабочего агента - давление и (или) расход;

n на скв, оборудованной ШСНУ, изменяют длину хода и (или) число качаний

n на скв, оборудованной УЭЦН (УЭВН) изменяют диаметр штуцера на устье скважины, или изменяют число оборотов электродвигателя.

Время переходного процесса с одного режима на другой

T пер ~ R² / æ

R — размер фильтрационной области (радиус контура питания, половина расстояния между скважинами или нечто другое), м;

æ — коэффициент пьезопроводности, м2/с

Тпер (от нескольких часов до нескольких суток) зависит от:

n размеров пласта,

n расстояния до контура питания,

n коэффициента пьезопроводности,

n степени изменения давления.

Переходный процесс с одного режима на другой м.б. связан с выд-ем в ПЗС свободного газа (при Pзаб. <Pнас.), а также с реологическими св-ми нефти

Время перераспределения давления тем >, чем > размеры залежи, чем дальше находится область питания, а также при условии, что в залежи имеется свободный газ или продукция обладает вязкопластичными или вязкоупругими свойствами.

Стационарные режимы работы скважины

n Могут существовать только теоретически.

n Не допускается изменение режима работы соседних скважин за несколько часов или суток до начала исследований выбранной скважины.

n при исследовании скважин на стационарных режимах фактически принимается гипотеза квазистационарности режимов работы (залежь эксплуатируется большим количеством интерферирующих скважин, режимы работы которых также меняются)

Графическое изображение зависимости
Q = f(Pk—Pc) или Q = f(Pc)- индикаторная линия

Типичные индикаторные диаграммы скважин:

а)в координатах Q=f(∆P)
б)в координатах Q=f(Pзаб)

n Индикаторные линии могут быть прямолинейными (1), выпуклыми (2) и вогнутыми (3) к оси дебитов

Форма индикаторной линии зависит от

n режима дренирования пласта,

n режима фильтрации,

n природы фильтрующихся флюидов,

n переходных неустановившихся процессов в пласте,

n фильтрационных сопротивлений,

n строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт)

Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2)

n характерны, как правило, для режимов истощения.

n Причины такой формы - двухфазная фильтрация (нефть + газ).

n Расчет процесса установившегося движения такой смеси проводится с использованием функций С.А. Христиановича

Исследование скважин на стационарных режимах. Уравнение притока в общем виде. Коэффициент продуктивности, удельный коэффициент продуктивности. Интерпретация результатов исследований в случае прямолинейных и изогнутых ИЛ.

Интерпретация нелинейных ИЛ

Нелинейные индикаторные линии могут быть интерпретированы с использованием двухчленного уравнения фильтрации, записанного с учетом сил инерции

где ∆ Р/∆l - перепад давлений на единицу длины (градиент давления), Па/м;

υ — скорость фильтрации, м/с;

b — комплексный коэффициент, характеризующий пористую среду и флюид

Выразим скорость фильтрации

скорость фильтрации υ- через объемный расход и площадь

F-площадь фильтрации;

Q-объёмный расход

Решение уравнения Фурье

n Выражение предполагает, что скважина закрыта на забое и ее дебит в момент времени tо (остановка) мгновенно становится равным нулю.

n Для практического использования выражение является достаточно сложным (необходимо иметь табулированное значение экспоненциальной интегральной функции)

n Для упрощения выражения экспоненциальную интегральную функцию раскладывают в ряд Тейлора и ограничивают число членов разложения

Линеаризация КВД

КВД в координатах «∆P(t)—lnt » принимает вид линейной

Линеаризация КВД

КВД в координатах «∆P(t)—lnt » принимает вид линейной

Обработка КВД НС

Обработка полученных данных для определения пластовых параметров аналогична обработке КВД ДС.

При ступенчатом изменении дебита на величину ΔQ обработка результатов исследований аналогична. Ступенчатое изменение дебита может быть достигнуто сменой штуцера или прикрытием задвижки. При этом скважинным манометром фиксируется КВД ΔP(t) при переходе от начального дебита Q₁ к новому дебиту Q₂, изменившемуся на величину ΔQ = Q₂ – Q₁. В соответствующие формулы вместо Q необходимо подставить ΔQ.

 

6. экспресс-методы исследования скважин (подкачка газа, мгновенный подлив жидкости, исследование скважин на самоизлив).

Методы создания в скважине нестационарных процессов и их регистрация называются экспресс – методами исследования скважин. Теоретически эти методы не отличаются от исследования скважин на нестационарном режиме (снятие КВД и обработка ее с учетом, притока). Отличие заключается в том, что не требуется знание дебита на установившемся режиме ее работы до исследования Q. При обработке результатов исследований скважин экспресс-методами используют любой метод обработки КВД с учетом притока, принимая в расчетных зависимостях Q=0.

Классификация экспресс-методов исследования

· – по способу вызова притока;

· – по продолжительности (длительные и кратковременные);

· – с отбором продукции из скважины или без отбора.

Способы вызова притока: подкачка газа в скважину, мгновенный подлив жидкости, кратковременный пуск скважины в работу. Выбор способа вызова притока зависит от наличия и состояния оборудования (насосно-компрессорных труб, устьевой арматуры, ее герметичности), а также от избыточного давления на устье (скважины переливающие или непереливающие).

Подкачка газа. В скважину закачивается определенный объем компримированного газа, что приводит к повышению забойного давления и поглощению части жидкости пластом (первый цикл). При этом фиксируется изменение забойного давления (глубинными манометрами) и поглощение жидкости (дебитомерами – расходомерами). Затем закачанный в скважину газ выпускается, что приводит к снижению забойного давления и изменению дебита, которые также фиксируются (второй цикл).Разновидностью способа является выпуск свободного газа, накопившегося в скважине за счет искусственной его сепарации (регулируемый выпуск накопившегося газа, регистрация изменения забойного давления и дебита). Обработка результатов исследования проводится известным образом (обработка результатов исследования КВД с учетом притока, при Q = 0)

Мгновенный подлив жидкости. В скважину закачивается небольшой объем жидкости, что приводит к росту забойного давления и поглощению части жидкости, находившейся в скважине, пластом. Фиксируя изменение забойного давления и объем поглощаемой жидкости в функции времени, получают необходимую информацию. Обработка результатов исследования ведется одним из вышеописанных методов.

Исследование скважины на самоизлив. Простаивающая скважина запускается в работу на самоизлив путем стравливания давления на устье на величину ΔР и фиксируется изменение забойного давления и дебита во времени. Предполагается, что в этом случае забойное давление мгновенно снижается на величину ΔР и остается постоянным во времени. Постоянство забойного давления определяется и постоянством плотностей смеси ρсм.затр. и ρсм. л., чего на практике не наблюдается. Истинное газосодержание, дисперсность газовой фазы, температура и другие характеристики продукции скважины изменяются во времени. Таким образом, при изменении давления на устье на Δ Р забойное давление может измениться на другую величину, и это требует, чтобы забойное давление при исследовании скважины на самоизлив замерялось.на забое. Обработка результатов исследования на самоизлив аналогична обработке КВД с учетом притока, при Q = 0.

 

Скважинные дебитометрические исследования. Цели исследования, приборы. Диаграммы интенсивности притока. Принцип измерения расхода жидкости. Примеры различных дебитограмм.

Принцип измерения расхода

Простейшим глубинным дебитомером - расходомером является прибор, фиксирующим элементом которого служит турбинка, скорость вращения которой пропорциональна дебиту (расходу). Число оборотов турбинки преобразуется, например, в электрические импульсы с частотой «п», передаваемые на поверхность измерительному комплексу по электрическому кабелю, на котором дебитомер - расходомер спускается в скважину.

В измерительном комплексе, например, промысловой автоматической исследовательской станции «АИСТ», электрические импульсы фиксируются счетчиком импульсов и запоминаются. Одновременно на поверхности фиксируется и перемещение глубинного прибора. Зависимость интенсивности притока (дебита) или поглощения (расхода) от глубины нахождения прибора в скважине называется дебитограммой.

Различные виды дебитограмм

Дебитограмма - зависимость интенсивности притока (дебита) или поглощения (расхода) от глубины нахождения прибора в скважине

Если объект разработки многопластовый, то с помощью дебитометрии можно исследовать каждый пласт как на стационарных так и на нестационарном режимах работы скважины, получая объективную информацию о процессах в такой сложной системе.

В настоящее время созданы комплексные приборы для дебитометрических исследований скважин, измеряющие и регистрирующие: дебит (расход), давление, температура, содержание в потоке воды, а также местоположение нарушения сплошности колонны труб, например, глубину башмака НКТ. Как правило, глубинные дебитомеры оборудованы специальными легкими пакерами зонтичного типа, которые управляются электрическими импульсами с поверхности и в раскрытом положении перекрывают кольцевой зазор затрубного пространства (зазор между наружным диаметром дебитомера и внутренним диаметром обсадной колонны). К таким многофункциональным дистанционно управляемым с пакерующим устройством комплексным глубинным приборам относится прибор «Поток».

Таким образом, современные глубинные приборы позволяют комплексировать различные виды и методы исследования скважин и получать необходимую и достоверную информацию.

 

Назначение и цели гидропрослушивания. Способы создания возмущающего импульса и обработки кривых изменения забойного давления. Опрдеделение параметров пласта по эталонной кривой. Порядок обработки кривой реагирования.

Назначение. Гидропрослушивание заключается в изучении особенностей распространения упругого импульса (возмущения) в пласте между различными скважинами. Для этого в одной из скважин, называемой возмущающей скважиной, изменяют режим работы; это может быть остановка скважины, ее пуск в работу с постоянным дебитом или изменение забойного давления и дебита. После создания импульса в возмущающей скважине наблюдают за изменением давления в соседних реагирующих скважинах. Совершенно очевидно, что изменение давления в реагирующих скважинах обусловлено как импульсом в возмущающей скважине, так и параметрам пласта в направлении каждой реагирующей скважины.

Цели:

1. Оценка интерференции скважин.

2. Определение непроницаемых границ.

3. Определение положения ВНК, ВГК.

4. Определение мест локальных и площадных перетоков между пластами.

Методы гидропрослушивания обладают большой разрешающей способностью и позволяют, кроме гидропроводности, определи в явном виде и пьезопроводность области реагирования.

Способы создания возмущающего импульса

Изменением дебита возмущающей скважины на постоянную величину;

Созданием фильтрационных гармонических волн давления;

Способы обработки кривых изменения забойного давления в реагирующих скважинах

· с использованием эталонной кривой;

· дифференциальный и интегральный;

· по характерным точкам кривых реагирования;

· по экстремуму кривой реагирования.

Точность определения параметров пласта по данным гидропрослушивания зависит не только от качества используемой измерительной аппаратуры, но и от того, что происходит в соседних от возмущающей скважинах, т.е. от общего гидродинамического фона в исследуемой области залежи (месторождения). Поэтому для получения качественной информации необходимо по возможности стабилизировать режимы работы всех скважин, находящихся в исследуемой области.

Кривые реагирования

Кривая изменения давления в реагирующей скважине - кривая реагирования. Изменение дебита в возмущающей скважине должно быть мгновенным, под которым понимается остановка скважины при работе ее в стационарном режиме с постоянным дебитом; пуск в работу с постоянным дебитом Q, если скважина простаивала достаточно долгое время или просто изменение дебита возмущающей скважины. Под стационарным режимом работы возмущающей скважины при гидропрослушивании понимается стационарная работа всей исследуемой области, включая и реагирующие скважины.

При гидропрослушивании в реагирующие скважины спускаются глубинные манометры, которые фиксируют кривые реагирования, либо скважины оборудуются пьезографами.

Химические методы воздействия на ПЗС. Скорость реакции кислоты. Концентрация растворов кислоты. Влияние давления на скорость реакции. Химические реагенты, добавляемые в раствор кислоты и порядок его приготовления.

Назначение обычной СКО

закачка кислоты в пласт на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой (увеличивается проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины).

Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от:

- скорости реакции,

- вещественного (химического) состава породы,

- удельного объема кислотного раствора (м3/м2 поверхности породы),

- температуры, давления и концентрации кислоты.

Скорость реакции кислоты

характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит температуры:

в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60°С.

Изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НСL не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С.

Концентрация растворов кислоты

Низкие концентрации раствора увеличивают глубину его проникновения в пласт, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора (осложняется процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции).

Высокие концентрации раствораприводят к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов СаСL2 и MgCL2, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб.

Кислотные растворы с концентрацией более 15% НСL хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗС и снижая ее проницаемость.

Влияние давления на скорость реакции

Повышение давления приводит к снижению скорости реакции.

Время нейтрализации 75% объема кислотного раствора увеличивается в 7-10 раз при повышении давления с 0,1 МПа до 0,7 МПа;

при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30-35 раз,

при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз.

Назначение обычной СКО

закачка кислоты в пласт на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой (увеличивается проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины).

Химические методы воздействия на ПЗС. Глинокислотные обработки терригенных коллекторов. Расчет ГКО терригенных коллекторов. Использование аналога плавиковой кислоты. Вещества, добавляемые в раствор глинокислоты.

Глинокислотная обработка терригенных коллекторов

смесь 3-5%-й фтористоводородной (HF) и 8-10%-й соляной кислот.

Терригенные коллекторы содержат малое количество карбонатов (1÷5% по массе). Основная масса таких коллекторов представлена силикатными веществами (кварц) и алюмосиликатами (каолин).

Силикатные вещества хорошо растворяются в плавиковой(фтористо-водородной) кислоте.

Сущность глинокислотной обработки терригенных коллекторов состоит в учете особенностей их строения.

При контакте глиняной кислоты с терригенными породами карбонатный материал, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористоводородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки.

Расчет ГКО терригенных коллекторов

n SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O

n 3SiF4 + 4H2O = Si(OH)4 + 2H2SiF6

Кремнефтористоводородная кислота H2SiF6 остается в растворе, а кремниевая кислота Si(OH)4 при понижении кислотности раствора образовывает гель кремниевой кислоты, выпадающий в осадок и закупоривающий ПЗ.

Реакция алюмосиликатов с HF

H4Al2Si2O9 + 14HF = 2ALF3 + 2SiF4 +9H2O (4+2·27+2·28+9·16)+14(1+19)=2(27+3·19)+2(28+4·19)+9(2+16)

258 + 280 = 168 + 208 + 162

Для растворения 1 кг алюмосиликата (каолина) необходимо HF

4%-ный раствор HF в 1 л раствора содержит 40 г чистой HF. Тогда количество 4%-ного раствора фтористоводородной кислоты, необходимое для растворения 1 кг алюмосиликата составит:

Аналог плавиковой кислоты

n фторид­бифторидаммоний NH4FHF - твердое кристаллическое вещество. 1 кг NH4FHF химически эквивалентен 1,55 л 40%-й плавиковой кислоты.

n Фторидбифторидаммоний растворяют в соляной кислоте, что приводит к частичной ее нейтрализации (поэтому для растворения NH4FHF используют солянокислотный раствор повышенной до 15% концентрации):

NH4FHF + 2HCL = 2HF + NH4CL

n Образующийся хлористый аммоний NH4C1 остается в растворенном состоянии.

Горизонтальным напряжением

σх=σу= Ргг=λ · ρп · g · Н

ρп — плотность вышележащих горных пород; Н —глубина залегания горизонта;

λ — коэффициент бокового распора(ф. А.Н. Динника):

γ — коэффициент Пуассона, зависящий от продольных и поперечных деформаций породы.

для песчаников и известняков γ= 0,2-0,3;

для упругих пород γ=0,25-0,43.

Для пластичных горных пород (глина, глинистые сланцы, каменная соль) γ=0,5, вследствие чего λ —> 1.

Давление разрыва горных пород зависит как от горного давления, так и от прочности горных пород (зависит от типа породы, ее пористости, структуры порового пространства, состава, наличия глин).

Давление разрыва зависит от следующих факторов:

n горного давления Рг;

n проницаемости ПЗС и наличия в ней микротрещин;

n прочности и упругих свойств горной породы;

n структуры порового пространства;

n свойств жидкости разрыва;

n геологического строения объекта;

n технологии проведения ГРП.

Во многих случаях Рр < Рг

Значения давлений разрыва Все фактические значения Рр лежат в пределах между величинами полного горного и гидростатического давлений.

При малых глубинах (менее 1000 м) Рр ближе к горному давлению, при больших глубинах – к гидростатическому.

Приближенные значения для давления разрыва:

для скв. до 1000 м Рр = (1,74-2,57) Рст.

для скв.>1000 м Рр = (1,32-1,97) Рст.,

где Рст – гидростатическое давление столба жидкости, высота которого равна глубине залегания пласта.

 

16. ГРП. Условия образования горизонтальной и вертикальной трещины. Основные операции при ГРП. Требования к рабочим жидкостям при ГРП. Условие достижения величины давления разрыва. Признаки момента образования трещины.

ГРП повышает проницаемость ПЗС (создаются искусственные и расширяются естественные трещины – при первичном вскрытии долото взаимодействует с напряженными горными породами, а также при вторичном вскрытии (перфорации).

Образование горизонтальной трещины

Если в призабойную зону скважины нагнетать слабо фильтрующуюся жидкость, то фильтрация начинается в наиболее проницаемые области ПЗС, определяемые наличием трещин. Фильтрация возможна только при определенном перепаде давлений ∆Рф=Рзаб. – Рпл.

В этом случае слабо фильтрующаяся жидкость действует как клин, увеличивая длину и раскрытость горизонтальной трещины.

положительный результат может быть получен только при определенном темпе закачки жидкости разрыва. Минимальный темп закачки жидкости разрыва можно определить в зависимости от: минимальной подачи насосным агрегатом жидкости разрыва для образования горизонтальной трещины, радиуса горизонтальной трещины, ширины трещины на стенке скважины, и вязкости жидкости разрыва.

Образование вертикальной (наклонной) трещины

Если используется не фильтрующаяся жидкость разрыва, то по мере повышения давления закачки напряжение в горной породе возрастает и происходит ее сжатие. Сжатие происходит до определенного предела, определяемого прочностью на сжатие. После превышения этого предела порода не может сопротивляться увеличивающемуся сжатию и растрескивается.

После снятия давления закачки возникают остаточные трещины (трещины разуплотнения), как правило, вертикальной или наклонной ориентации.

Основные операции при ГРП

n создание в коллекторе искусственных трещин (или расширение естественных);

n закачка по НКТ в ПЗС жидкости с наполнителем трещин;

n продавка жидкости с наполнителем в трещины для их закрепления.

При этих операциях используют три категории различных жидкостей:

1. жидкость разрыва,

2. жидкость-песконоситель

3. продавочную жидкость.

Требования к рабочим жидкостям при ГРП

1. не должны уменьшать проницаемость ПЗС. В зависимости от категории скважины используются различные по своей природе рабочие жидкости.

2. Контакт рабочих жидкостей с горной породой ПЗС или с пластовыми флюидами не должен вызывать никаких отрицательных физико-химических реакций.

3. Рабочие жидкости не должны содержать посторонних механических примесей.

4. При использовании специальных рабочих агентов (нефтекислотной эмульсии) продукты химических реакций должны быть полностью растворимыми в продукции пласта и не снижать проницаемости ПЗС.

5. Вязкость используемых рабочих жидкостей должна быть стабильной и иметь низкую температуру застывания в зимнее время.

6. Рабочие жидкости должны быть легкодоступными, недефицитными и недорогостоящими.

Условие достижения величины давления разрыва

n скорость закачки жидкости должна опережать скорость поглощения жидкости пластом.

n В случае низкопроницаемых пород используют в качестве жидкости разрыва жидкости невысокой вязкости при ограниченной скорости их закачки.

n Если породы достаточно хорошо проницаемы, то при использовании маловязких жидкостей закачки требуется большая скорость закачки; при ограниченной скорости закачки необходимо использовать жидкости разрыва повышенной вязкости.

n Если ПЗС представлена коллектором высокой проницаемости, то применяют большие скорости закачки и высоковязкие жидкости.

Признаки момента образования трещины

n в монолитном коллекторе появляется излом на зависимости «объемный расход жидкости закачки — давление закачки» и значительно снижается давление закачки.

n Раскрытие уже существовавших в ПЗС трещин характеризуется плавным изменением зависимости «расход — давление», но снижения давления закачки не отмечается.

n В обоих случаях признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины.

n раскрытие естественных трещин достигается при существенно меньших давлениях закачки, чем это происходит в монолитных породах

 

17. ГРП. Наполнители трещин при ГРП и требования к ним. Определение местоположения, ориентации и размеров трещин. технология проведения ГРП. Способы проведения ГРП. Техника для проведения ГРП.

ГРП повышает проницаемость ПЗС (создаются искусственные и расширяются естественные трещины – при первичном вскрытии долото взаимодействует с напряженными горными породами, а также при вторичном вскрытии (перфорации).

Наполнитель трещин

n кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5-1,2 мм,(ρп=2600 кг/м3). Так как плотность песка существенно больше плотности Ж-П, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки;

n стеклянные шарики;

n зерна агломерированного боксита;

n полимерные шарики;

n специальный наполнитель — проппант.

Требования к наполнителю

n высокая прочность на сдавливание (смятие);

n геометрически правильная шарообразная форма.

n наполнитель должен быть инертным по отношению к продукции пласта и длительное время не изменять своих свойств.

n концентрация наполнителя 200÷300 кг на 1 м3 Ж – П (в ряде случаев 100÷500 кг/м3).

Определение местоположения, ориентации и размеров трещин. исследования выполняются специализированными промыслово-геофизическими организациями (наблюдения за изменением интенсивности гамма-излучения из трещины, в которую закачана порция наполнителя, активированная радиоактивным изотопом кобальта, циркония, железа.

n к чистому наполнителю добавляют определенную порцию активированного наполнителя;

n проводят гамма-каротаж сразу после образования трещин и закачки в трещины порции активированного наполнителя;

n сравнивая эти результаты гамма-каротажа, судят о количестве, местоположении, пространственной ориентации и размерах образовавшихся трещин.

Технология проведения ГРП

1. Подготовка скважины — исследование на приток или приемистость, (оценка давления разрыва, объема жидкости разрыва)

2. Промывка скважины — промывочной жидкостью с добавкой в нее химических реагентов.

3. Закачка жидкости разрыва

4.Закачка жидкости-песконосителя, которая выполняет транспортную функцию по отношению к наполнителю (наполнитель предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления.

5.Закачка продавочной жидкости.

6.Вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое исследование (проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса).

Способы проведения ГРП

1. через обсадную колонну, если ее состояние, герметичность и прочность позволяют создать на забое скважины необходимые давления (Рр). Потери давление на трение при закачке жидкостей через обсадную колонну малы, поэтому при данном давлении на устье скважины можно получить более высокое давление на забое.

2. через НКТ (потери давления достаточно велики)

Подземное оборудование для ГРП

Расположение оборудования в скважине при производстве ГРП

1 – обсадная колонна,

2 – НКТ,

3 – манометр скважинный,

4 – якорь,

5 – пакер,

6 – продуктивный пласт,

7 – хвостовик для опоры на забой.

Поверхностное оборудование для ГРП

1 – насосные агрегаты 4 АН-700, 2 – пескосмесительные агрегаты ЗПА, 3- автоцистерны ЦР-200, 4 – песковозы, 5 – блок манифольдов, 6 – арматура устья 2АУ-700, 7 – станция контроля и управления.

Манифольдный блок

1. Напорный коллектор с отводами для присоединения выкидных линий НА (датчики давления, плотностномер и расходомер, системы дистанционного управления, контроля и регистрации параметров процесса, краны, предохранительные клапаны).

2. Распределительный коллектор с предохранительным клапаном (имеет большое проходное сечение, распределяет рабочие жидкости между насосными агрегатами).

3. Комплект вспомогательных трубопроводов ВД, а также комплект быстросъемных шарнирных соединений ВД.

4. Крановая арматура, шланги ВД, вспомогательное оборудование и инструмент для сборки, разборки и опрессовки соединительных манифольдов.

5. Арматура устья скважины (1АУ-700 или 2АУ-700). Верхняя часть арматуры имеет боковые отводы с гибкими соединениями. Нижняя часть арматуры рассчитана на давление до 32 МПа и имеет две подсоединительные линии с кранами, тройниками и быстросъемными соединениями и сообщается с затрубным пространством скважины.

ППД закачкой воды. Основные характеристики ППД закачкой воды (объемный расход нагнетаемой воды, коэффициенты текущей и накопленной компенсации, давление на линии нагнетания, давление на линии отбора, давление на забое и на устье нагнетательной скважины).

ППД Закачкой воды

• по периферии залежи - законтурное заводнение;

• в нефтенасыщенную часть залежи - приконтурное и внутриконтурное заводнение (разрезание месторождения линейными или нелинейными рядами нагнетательных скважин);

• блочная система заводнения;

• избирательное заводнение (очаговое заводнение).

Давление на линии нагнетания - осредненное (среднеинтегральное) давление на забоях НС данного ряда, которое определяет среднюю репрессию

Давление на линии отбора - осредненное (среднеинтегральное) забойное давление на забоях добывающих скважин данного ряда, которое определяет среднюю депрессию ΔР между линией нагнетания и линией отбора.

Коэф-т текущей компенсации

отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки).

Водоснабжение систем ППД. Источники водоснабжения. Качество нагнетаемой воды. Водоснабжение с использованием поверхностных вод. Основные элементы схемы. Водозаборы открытого и закрытого типов. Схема и принцип работы водоочистной станции.

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 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.

Общие требования к закачиваемой воде:

n ограниченное сод-е мех-х примесей (ТВЧ) и соединений железа;

n отсутствие сероводорода и углекислоты д/предотвращения коррозии оборудования;

n отсутствие органических примесей (бактерий, водорослей);

n химич-я совместимость с пластовой водой.

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. Скважины 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 скважине небольшой).

a - подрусловый водозабор 1- обсадная труба, 2 - эксплуатацио