Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 [ 30 ] 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

ных частиц (КВЧ) в 3-5 мг/л такие скважины имеют достаточно высокие удельные коэффициенты приемистости и при разумных забойных давлениях характеризуются высокими устойчивыми расходами воды. Как правило, не требуют специальных методов повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны.

Ко второй группе относятся скважины, вскрывшие коллекторы пониженной проницаемости, часто малоустойчивые и небольшой толщины. Успешное освоение таких скважин возможно только при использовании методов искусственного повышения фильтрационных характеристик ПЗС. Даже при этом удельные коэффициенты приемистости невысоки, а со временем приемистость снижается. Закачка воды в такие скважины сопряжена с ее тщательной подготовкой и с особыми требованиями по содержанию взвешенных частиц.

Обычно освоение нагнетательных скважин ведется многими из вышеописанных способов, но жестко контролируемым параметром остается содержание КВЧ.

В заключение приведем несколько цифр. В соответствии с технологической схемой разработки Талинского месторождения предельное содержание КВЧ в закачиваемой воде должно составлять 40 мг/л, а нефти (или нефтепродуктов) - 60 мг/л. С1986 по 1994 год в расчете на одну нагнетательную скважину нормативно накопленное количество закачанных в пласт механических примесей составляет 20-55 т. Фактически закачиваемая в скважины вода содержит до 150 мг/л механических примесей и такое же количество нефти (закачивается подтоварная вода). В этом случае суммарное количество закачанных за восемь лет мехпримесей и нефти достигает 150-300 т на скважину.

Приведенные цифры говорят не только о серьезной проблеме в эксплуатации нагнетательных скважин, но и в целом о проблеме поддержания пластового давления закачкой воды.

ГЛАВА 3

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

В настоящее премя известно много различных методов исследования скважин, но только гидродинамические исследования выполняются силами нефтедобывающих предприятий и являются неотъемлемой частью процессов регулирования выработки запасов углеводородов.

Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов будем понимать совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, дебит, время и др.) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию. Зачастую при этом отбираются пробы продукции, направляемые в специальные исследовательские лаборатории.

Исследования проводятся специальными бригадами с использованием соответствующей техники и измерительных приборов.

К гидродинамическим исследованиям будем относить термодинамические и дебитометрические исследования скважин.

3.1. ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЙ

Цели гидродинамических, термодинамических и дебитометри-ческих исследований скважин и пластов многочисленны, но к основным из них относятся:

1. Выделение продуктивных горизонтов с их качественной и количественной характеристиками.

2. Определение параметров призабойной зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами:

- проницаемость системы;

- послойная и зональная неоднородность;

- глинистость, песчанистость и др.;

- насыщенность.

3. Определение по отбираемым пробам свойств насыщающих залежь флюидов:

- физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости и др);

- химический состав флюидов (нефти, газа и воды);

- давление и температуру;

- давление насыщения;

- газонасыщенность и др.

4. Определение комплексных параметров, характеризующих систему «коллектор-флюид»:

- коэффициент проводимости (гидропроводности) khl\x\

- коэффициент подвижности kl\x;

- коэффициент упругоемкости Р

Р* = Мж+Р„); (3.1)

- коэффициент пьезопроводности ж

(3.2)

5. Получение сведений о режиме дренирования:

- однофазная или многофазная фильтрация;

- наличие газовой шапки;

- расположение ВНК и ГНК.

6. Получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении).

7. Получение информации о термодинамических явлениях в призабойной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля-Том-сона при течении продукции из пласта в скважину.

8. Контроль процесса выработки запасов углеводородов и прогноз этого процесса во времени.

9. Получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного горизонта (дебитометрические исследования).

10. Оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на призабойную зону скважины.

И. Определение основных характеристик скважин:

- коэффициент продуктивности (приемистости);

- приведенный радиус скважины;

- максимально возможный и рациональный дебиты скважины;

- коэффициенты обобщенного уравнения притока.

12. Получение необходимой информации для выбора рационального способа эксплуатации скважин.

13. Получение необходимой информации об энергетическом состоянии разрабатываемой системы и его изменении по времени.