Устройство для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа. Мониторинг процессов извлечения нефти


Базовая программа дисциплины мониторинг и регулирование процесса извлечения нефти

УТВЕРЖДАЮ

Директор Института природных ресурсов

_______ A.Ю. Дмитриев

«___»_____________2014 г.

НАПРАВЛЕНИЕ ООП: 21.03.01 «Нефтегазовое дело

ПРОФИЛИ ПОДГОТОВКИ: Эксплуатация и обслуживание объектов

добычи нефти

КВАЛИФИКАЦИЯ (СТЕПЕНЬ): бакалавр

УЧЕБНЫЙ ПЛАН ПРИЕМА 2014 г.

КУРС 4; СЕМЕСТР 7;

КОЛИЧЕСТВО КРЕДИТОВ: 4

КОД ДИСЦИПЛИНЫ: Б1.ВМ5.3. 2

Виды учебной деятельности

Временной ресурс по заочной форме обучения

Лекции, ч

28

Практические занятия, ч

8

Лабораторные занятия, ч

18

Курсовая работа

4

Аудиторные занятия, ч

58

Самостоятельная работа, ч

32

ИТОГО, ч

90

ВИДЫ УЧЕБНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ВРЕМЕННОЙ РЕСУРС:

ВИД ПРОМЕЖУТОЧНОЙ АТТЕСТАЦИИ: Экзамен в 7 семестре

Диф. зачет в 8 семестре

ОбеспечивающЕе Подразделение: ипр кафедра грнм

Заведующий кафедрой_ГРНМ: к.г.-м.н.__________ О.С. Чернова

Руководитель ООП :к.х.н. ______________ Н.В.Чухарева

Преподаватель : д.т.н. ______________ В.Л. Сергеев

2014 Г.

1. Цели освоения дисциплины

Код цели

Формулировка цели

Требования ФГОС

и заинтересованных

Работодателей

Ц1

Готовность выпускников к производственно-технологической и проектной деятельности, обеспечивающей модернизацию, внедрение и эксплуатацию оборудования для добычи, транспорта и хранения нефти и газа.

Требования ФГОС, критерии АИОР, соответствие международным стандартам EUR–ACE и FEANI. Потребности научно-исследовательских центров ОАО «ТомскНИПИнефть» и предприятий нефтегазовой промышленности, предприятия ООО «Газпром», АК «Транснефть»

Ц2

Готовность выпускников к междисциплинарной экспериментально-исследовательской деятельности для решения задач, связанных с разработкой инновационных эффективных методов бурения нефтяных и газовых скважин, разработкой и эксплуатацией месторождений углеводородов, их транспорта и хранения

Требования ФГОС, критерии АИОР, соответствие международным стандартам EUR–ACE и FEANI. Потребности научно-исследовательских центров Институт химии нефти СО РАН и предприятий нефтегазовой промышленности, предприятия ООО «Газпром», АК «Транснефть»

Ц3

Готовность выпускников к организационно-управленческой деятельности для принятия профессиональных решений в междисциплинарных областях современных нефтегазовых технологий с использованием принципов менеджмента и управления

Требования ФГОС, критерии АИОР, соответствие международным стандартам EUR–ACE и FEANI, запросы отечественных и зарубежных работодателей

Ц4

Готовность выпускников к умению обосновывать и отстаивать собственные заключения и выводы в аудиториях разной степени междисциплинарной профессио-нальной подготовленности

Требования ФГОС, критерии АИОР, соответствие международным стандартам EUR–ACE и FEANI, запросы отечественных и зарубежных работодателей

studfiles.net

Устройство для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при добыче нефти или газа для мониторинга технологических процессов в скважине. Техническим результатом является повышение точности получаемой информации. Устройство для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа содержит автономные геофизические приборы, установленные ниже добычного насоса в интервалах исследуемых пластов с помощью якорей. При этом над верхним якорем закреплена направляющая воронка, в верхней части которой вмонтирован на лапах хвостовик, а в нижней части размещена контактная втулка для подключения кабельного наконечника. Над и под добычным насосом закреплены верхний и нижний цилиндры, раструбы которых направлены вверх и вниз соответственно, причем одна из стенок раструба расположена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра. Между верхним и нижним цилиндрами в отверстиях раструбов установлена трубка, в которой с возможностью перемещения размещен геофизический кабель, имеющий на конце контактный стержень, при этом выше направляющей воронки и выше раструба верхнего цилиндра смонтированы колокола, каждый из которых выполнен диаметром, меньшим раструба соответствующей воронки на два диаметра геофизического кабеля плюс 10-15 мм. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для мониторинга технологических процессов в скважине при добыче нефти или газа, в том числе для мониторинга процессов в многопластовой скважине при совместной разработке нескольких пластов (многопластовая добыча).

При существующей необходимости постоянного контроля технологических процессов во время добычи нефти и газа попытки создать оборудование для технологии мониторинга работающих или строящихся скважин продолжаются постоянно (Системы контроля за траекторией ствола скважины за рубежом. Серия Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980, с.4; Системы, требующие остановки бурения для получения информации, с.27; Системы, не требующие остановки бурения для получения информации, с.34; Системы с проводным каналом связи, с.48; Системы с передачей информации в виде импульсов давления по столбу бурового раствора, с.65; Системы с электромагнитным каналом связи по породе и по колонне бурильных труб, с.68; Системы с использованием акустических колебаний; С.Н.Бузиков, И.Д.Умрихин. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.: Недра, 1995; Р.Н.Дияшев. Исследование эффективности совместной и раздельной разработки неоднородных нефтенасыщенных коллекторов многопластовых нефтяных месторождений // Каротажник, 2003, №109, с.147-166).

Недостатком известных устройств является то, что они выдают на поверхность информацию с искажениями. Причина заключается в том, что из-за невозможности передачи информации на поверхность от установленных в скважине приборов по геофизическому кабелю информацию передают по жидкости, по колонне, по НКТ, по жилам силового кабеля, питающего насосы электоэнергией и т.п. Такой путь передачи информации имеет много помех (шумов), которые трудно отделить от истинной информации о скважинных процессах.

Наибольшая же потребность в мониторинге скважин имеется при многопластовой добыче. Известные устройства мониторинга, имеющие приведенные выше недостатки, для многопластовых скважин вообще не подходят, т.к. в этом случае существенно увеличивается объем передаваемой информации о процессах, происходящих в интервалах каждого из пластов, и, соответственно, многократно возрастают помехи.

Частично указанные проблемы решены в известном устройстве для мониторинга работающей скважины, принятом за прототип (см. А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. - М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований», 2005, с.222). Согласно прототипу устройство содержит автономные геофизические приборы, устанавливаемые ниже добычного насоса в интервале каждого исследуемого пласта с помощью якорей.

Недостатком известного изобретения является получение результатов после остановки добычи и извлечения приборов, т.е. спустя некоторое время. В случае многопластовой добычи именно в этот период времени имеют место перетоки флюида из пласта в пласт и повлиять на этот негативный процесс нет никакой возможности до расшифровки информации в памяти приборов, определения дебита пластов, динамического давления флюида и т.п. характеристик с последующей корректировкой перетоков геолого-техническими мероприятиями.

Задачей предложенного изобретения является создание устройства для мониторинга скважины, лишенного указанных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является возможность получения на любом этапе процесса добычи достоверной неискаженной информации о технологических процессах в реальном времени, что позволяет оперативно и качественно оптимизировать процесс добычи.

Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа, содержащем автономные геофизические приборы, установленные ниже добычного насоса в интервалах исследуемых пластов с помощью якорей, согласно изобретению над верхним якорем закреплена направляющая воронка, в верхней части которой вмонтирован на лапах хвостовик, а в нижней части размещена контактная втулка, заизолированная от направляющей воронки и подключенная к проводам от автономных геофизических приборов с вмонтированным в нее с возможностью перемещения подпружиненным сдвоенным поршнем, над добычным насосом закреплен верхний цилиндр, имеющий сквозную воронку, раструб которой направлен вверх и соизмерим с диаметром цилиндра, причем одна из стенок воронки расположена вертикально на расстоянии 3-5 миллиметров от внешней поверхности цилиндра, и нижнее отверстие которой соизмеримо с диаметром геофизического кабеля, под добычным насосом закреплен нижний цилиндр, имеющий сквозную воронку, раструб которой направлен вниз и соизмерим с третью диаметра цилиндра, причем одна из стенок воронки расположена вертикально на расстоянии 3-5 миллиметров от внешней поверхности цилиндра, и верхнее отверстие которой соизмеримо с диаметром геофизического кабеля, между верхним и нижним цилиндрами в отверстиях воронок установлена трубка, в которой с возможностью перемещения размещен геофизический кабель, имеющий на конце контактный стержень, заизолированный от брони геофизического кабеля и подключенный к его проводам, при этом выше направляющей воронки и выше воронки верхнего цилиндра смонтированы колокола, каждый из которых выполнен диаметром, меньшим раструба соответствующей воронки на два диаметра геофизического кабеля плюс 10-15 мм.

Установка над верхним якорем направляющей воронки обеспечивает беспрепятственное прохождение геофизического кабеля с контактным стержнем на конце до контакта с контактной втулкой, размещенной в нижней части направляющей воронки.

Хвостовик в верхней части направляющей воронки необходим для захвата якоря при его установке-снятии в скважине, а монтаж хвостовика на лапах не препятствует прохождению геофизического кабеля с контактным стержнем на конце внутрь направляющей воронки.

Монтаж в контактной втулке подпружиненного поршня обеспечивает защиту втулки от заиливания и, как следствие, надежный электрический контакт стержня с втулкой.

Установка над добычным насосом и под ним верхнего и нижнего цилиндров с выполненными в них сквозными воронками, между которыми размещена трубка, обеспечивает беспрепятственный спуск и подъем геофизического кабеля с контактным стержнем на конце вдоль корпуса добычного насоса в пространство под насосом к установленным на якорях приборам. Выполнение сквозных воронок с расположением одной из стенок вертикально на расстоянии 3-5 миллиметров от внешней поверхности верхнего и нижнего цилиндров необходимо для того, чтобы геофизический кабель проходил как можно ближе к внутренней стенке колонны и не препятствовал установке добычного насоса.

Использование геофизического кабеля в качестве средства передачи информации обеспечивает высокое качество передаваемой на поверхность информации. Кроме того, за счет свойств гибкости кабель, направляемый воронками, достаточно легко проходит по всей конструкции устройства.

Установка колоколов над воронкой верхнего цилиндра и над направляющей воронкой обеспечивает отвод мусора в зазоры между внутренней стенкой колонны и, соответственно, верхним цилиндром и направляющей втулкой. С другой стороны, выполнение колоколов с указанными диаметрами позволяет контактному стержню, расположенному на конце геофизического кабеля, беспрепятственно проходить в зазоры между колоколами и раструбами воронок.

Предложенное выполнение элементов устройства позволяет выполнять спуск и подключение геофизического кабеля с контактным стержнем на конце тремя способами:

- спустить геофизический кабель в скважину до спуска добычного насоса и состыковать контактный стержень с расположенной в направляющей воронке контактной втулкой, к которой подключены провода приборов. Это необходимо для предварительной проверки работы приборов, наличия режима дискретности для поочередной передачи показаний приборов от всех пластов. После этого кабель извлекают на поверхность, чтобы затем спустить его или совместно с добычным насосом, или после его спуска;

- спустить геофизический кабель в скважину совместно с добычным насосом, для чего контактный стержень и часть геофизического кабеля пропускают через воронки верхнего и нижнего цилиндров и соединяющую их трубку и опускают ниже добычного насоса на глубину, равную расстоянию верхнего якоря от добычного насоса после его установки. Дальнейший спуск геофизического кабеля выполняют совместно с добычным насосом. При достижении расчетной глубины спуска добычного насоса геофизический кабель контактным стержнем стыкуют с контактной втулкой в направляющей воронке, установленной над якорем, для обеспечения передачи информации на поверхность;

- спустить геофизический кабель в скважину после спуска и установки добычного насоса на заданной глубине. В этом случае геофизический кабель с контактным стержнем пройдут через воронки и трубку мимо добычного насоса и при дальнейшем спуске войдут в контакт с контактной втулкой в направляющей воронке. И далее геофизический кабель готов к передаче информации от приборов на поверхность в запланированном дискретном режиме от каждого пласта.

После проведения исследований работы пластов в течение нескольких часов или дней в любом из трех случаев принимают решение либо о прекращении добычи и проведении мероприятий по оптимизации процесса добычи (в случае многопластовой добычи - это мероприятия по устранению перетоков флюида из пласта в пласт), либо о продолжении исследований с передачей информации на поверхность, либо об извлечении геофизического кабеля и продолжении добычи с записью параметров технологического процесса в память приборов.

Может быть также принято решение опустить геофизический кабель спустя несколько дней или месяцев для проверки в режиме реального времени параметров технологических процессов добычи с последующим принятием решений о продолжении процесса добычи или его прекращении для проведения мер по оптимизации. Подобные спуски геофизического кабеля для мониторинга скважины в реальном времени можно повторять многократно, исходя из производственных потребностей.

При необходимости кабель можно и не извлекать, постоянно передавая параметры работы пластов в реальном времени.

Таким образом, запланированный технический результат достигается в любом из случаев.

Предложенное устройство, позволяющее реализовать способ мониторинга, показано на чертежах, где изображены:

- на фиг.1 - продольный разрез устройства;

- на фиг.2 - поперечный разрез А-А устройства над направляющей воронкой;

- на фиг.3 - местный вид Б узла контактной втулки.

Устройство для мониторинга скважины (см. фиг.1) содержит автономный геофизический прибор 1, установленный в скважине на якоре 2 ниже добычного насоса 3. В условиях многопластовой добычи устройство содержит автономные геофизические приборы 1 по количеству исследуемых пластов, при этом каждый из приборов 1 закреплен на якоре над соответствующим пластом.

Над якорем 2 установлена направляющая воронка 4, в верхнюю часть которой вмонтирован на лапах 5 хвостовик 6 для установки-снятия якорей 2. В нижней части направляющей воронки 4 размещена заизолированная от нее контактная втулка 7, к которой подсоединены провода 8 от приборов 1. Внутри контактной втулки 7 размещен выполненный сдвоенным подпружиненный снизу поршень 9.

Над добычным насосом 3 закреплен верхний цилиндр 10, в котором имеется сквозная воронка 11. Воронка 11 выполнена следующим образом: одна из ее сторон выполнена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра 10, раструб воронки направлен вверх и соизмерим с диаметром цилиндра 4, нижнее отверстие воронки соизмеримо с диаметром геофизического кабеля. Под насосом 3 закреплен нижний цилиндр 12, имеющий сквозную воронку 13, выполненную следующим образом: одна из ее сторон выполнена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра 12, раструб воронки направлен вниз и соизмерим с одной третьей части диаметра цилиндра 12, а верхнее отверстие воронки соизмеримо с диаметром геофизического кабеля. Технологически каждый из цилиндров 10 и 12 выполнен из двух частей, соединенных вдоль продольной оси скобами и крепежными элементами (позициями не обозначены).

Между верхним цилиндром 10 и нижним цилиндром 12 в отверстиях воронок 11 и 13 установлена трубка 14.

В воронке 11, трубке 14 и воронке 13 размещен геофизический кабель 15. На конце геофизического кабеля 15 имеется контактный стержень 16, заизолированный от брони кабеля 15 и подключенный к проходящим внутри него проводам.

Выше направляющей воронки 4 смонтирован колокол 17, а выше верхнего цилиндра 10 смонтирован колокол 18. Колокола 17 и 18 имеют диаметры, меньшие диаметров раструбов, соответственно, направляющей воронки 4 и воронки 11 на два диаметра геофизического кабеля 15 плюс 10-15 мм. Расстояние между колоколом 17 и направляющей воронкой 4 и между колоколом 18 и верхним цилиндром 10 выдержано из условия скатывания мусора в зазоры между стенкой колонны и, соответственно, направляющей воронкой 4 и верхним цилиндром 10.

Выполняют мониторинг скважины следующим образом.

Вначале в скважину спускают геофизические приборы 1 и закрепляют их над каждым разрабатываемым пластом с помощью якорей 2. Над верхним якорем 2 закрепляют направляющую воронку 4, для установки-снятия которой используют вмонтированный на лапах 5 хвостовик 6. При проведении мониторинга многопластовой скважины подобными хвостовиками оборудован каждый из якорей, установленных в интервалах исследуемых пластов.

Затем в скважину спускают на геофизическом кабеле 15 контактный стержень 16, проводят его по колоколу 17 и опускают по направляющей втулке 4 до контакта с поршнем 9. Стержень 16 перемещает поршень 9 вниз и входит в контакт с контактной втулкой 7 (одновременно происходит смазка контактов маслом для удаления воды и загрязнений). Посредством указанного контакта показания от приборов 1 передаются по проводам геофизического кабеля 15 на устье скважины. На основании поступающей информации на поверхности проводят первичные расчеты. После этого геофизический кабель 15 извлекают на поверхность.

На устье скважины монтируют на колонне насосно-компрессорных труб, на которой насос 3 спускается в скважину, верхний 10 и нижний 12 цилиндры - непосредственно над и под добычным насосом 3. Между отверстиями сквозных воронок 11 и 13 устанавливают трубку 14. Монтируют выше верхнего цилиндра 10 колокол 18 из условия, чтобы мусор не попадал в сквозную воронку 11, а скатывался вдоль внутренней стенки колонны.

После установки на заданной глубине скважины добычного насоса 3 в указанной сборке насос 3 включают в работу. Спущенный совместно с насосом 3 геофизический кабель 15 обеспечивает передачу информации от геофизических приборов 1 практически сразу после спуска, следовательно, параметры технологического процесса над каждым пластом будут определены сразу же. Если поступающая информация свидетельствует о перетоках флюида из пласта в пласт, то добычу прекращают и извлекают геофизический кабель 15, добычный насос 3, направляющую воронку 4 вместе с верхним якорем 2 и приборами 1, а также расположенные ниже якори с закрепленными под ними автономными геофизическими приборами.

По расчетам, произведенным на основании показаний приборов 1, в скважине проводят геолого-технические мероприятия по устранению пластовых перетоков, например пакеруют маломощный пласт, принимающий флюид.

После этого устанавливают в прежнее положение якори 2 с приборами 1, направляющую воронку 4 и геофизический кабель 15 и передают на поверхность показания приборов 1. После спуска насоса 3 проверяют параметры технологических процессов в интервалах пластов. Если работа пластов удовлетворительна, то геофизический кабель 15 извлекают, а запись параметров технологических процессов ведут в память приборов 1.

С целью периодического контроля работы пластов геофизический кабель 15 спускают в скважину и извлекают по описанной выше схеме.

Устройство для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа, содержащее автономные геофизические приборы, установленные ниже добычного насоса в интервалах исследуемых пластов с помощью якорей, отличающееся тем, что над верхним якорем закреплена направляющая воронка, в верхней части которой вмонтирован на лапах хвостовик, а в нижней части размещена контактная втулка, заизолированная от направляющей воронки и подключенная к проводам от автономных геофизических приборов с вмонтированным в нее с возможностью перемещения подпружиненным сдвоенным поршнем, над добычным насосом закреплен верхний цилиндр, имеющий сквозную воронку, раструб которой направлен вверх и соизмерим с диаметром цилиндра, причем одна из стенок воронки расположена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра, и нижнее отверстие которой соизмеримо с диаметром геофизического кабеля, под добычным насосом закреплен нижний цилиндр, имеющий сквозную воронку, раструб которой направлен вниз и соизмерим с третью диаметра цилиндра, причем одна из стенок воронки расположена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра, и верхнее отверстие которой соизмеримо с диаметром геофизического кабеля, между верхним и нижним цилиндрами в отверстиях воронок установлена трубка, в которой с возможностью перемещения размещен геофизический кабель, имеющий на конце контактный стержень, заизолированный от брони геофизического кабеля и подключенный к его проводам, при этом выше направляющей воронки и выше воронки верхнего цилиндра смонтированы колокола, каждый из которых выполнен диаметром, меньшим раструба соответствующей воронки на два диаметра геофизического кабеля плюс 10-15 мм.

www.findpatent.ru

Введение. Контроль и регулирование процессов извлечения нефти

Контроль и регулирование процессов извлечения нефти

курсовая работа

Капиллярные силы в микронеоднородной пористой среде при заводнении - это поистине "невидимые великаны".

Размеры пор и поровых каналов изменяются от 1 - 10 до 500 - 1000 мк и более. В таких поровых каналах на границе раздела фаз (нефти и воды) на мениске развивается капиллярное давление, которое по величине может достигать 0,03-0,3 ат и более.

Эта величина кажется несущественной по сравнению с обычными при разработке внешними перепадами давления. Но эти внутренние капиллярные силы локализованы в весьма ограниченном объеме на водонефтяном разделе, а градиенты их могут быть значительно выше созданных градиентов давления, вследствие чего возможности влияния капиллярных сил на процесс вытеснения нефти водой из пластов очень большие.

До начала разработки нефтяных залежей па границе раздела фаз поверхностно-молекулярные силы уравновешены силами тяжести. При разработке залежей равновесие сил нарушается и движение жидкости в пористой среде за счет созданного перепада давления происходит при непрерывном проявлении внутренних сил, которые стремятся вновь придать многофазной системе равновесное состояние. Эти внутренние силы буквально контролируют весь процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей в пласте и определяют текущие и конечные значения всех показателей заводнения пластов.

Без выяснения роли капиллярных процессов в заводнении и нефтеотдаче продуктивных пластов невозможно обосновать пути улучшения технологии и повышения эффективности заводнения нефтяных залежей.

Значение капиллярных сил в процессе фильтрации несмешивающихся жидкостей в пластах и пропитке пористых тел осознано уже давно. Первые исследования микропроцессов, происходящих в нефтеносных пластах при заводнении, были проведены в конце 30-х - начале 40-х годов.

Начало исследования поверхностно-молекулярных явлений при вытеснении нефти водой из пористой среды было положено П.А. Ре-биндером, Б.В. Дерягиным, М.М. Кусаковым, Ф.И. Котяховым, Г.А. Бабаляном, Л.В. Лютиным и др.

На современном этапе исследования физики микроявлений в продуктивных пластах при заводнении получили широкое развитие и успешно проводятся В.М. Рыжиком, А.Г. Ковалевым, А.А. Кочешковым, В.Г. Оганджанянцом, III.К. Гиматудиновым, А.Ф. Богомоловой, Д.Н. Некрасовым, Л.К. Курбановым, И.Л. Мархасиным, И.И. Кравченко,

В. Г. Лианосовым, Л.С. Мелик-Аслановьм и другими специалистами. Из зарубежных исследователей в данной области известны Мур, Слобод, Раппопорт, Ричардсон, Кэйт, Маттакс, Чатэневер, Грэхэм, Браунскомбе, Дэйс, Тервилигер, Инрайт и др.

К настоящему времени проведено очень много исследований условий и характера проявления капиллярных сил при заводнении нефтеносных пластов, которые освещают самые различные аспекты поверхностно-молекулярных явлений в пористых средах. Изучение проводилось в разных условиях и направлениях.

Как видно, исследований капиллярных явлений на искусственных образцах, кернах и моделях выполнено довольно много. Значительно меньше исследований капиллярных процессов проведено непосредственно в промысловых условиях.

Во всех этих исследованиях изучены самые различные аспекты капиллярных процессов и поверхностных явлений. Но в силу принятых упрощений моделей поровых каналов и пористой среды вследствие невозможности соблюдения, всех критериев подобия осуществляемого процесса вытеснения модели нефти водой реальному процессу заводнения неоднородных пластов полученные результаты исследований можно интерпретировать лишь для условий адекватных эксперименту. Поэтому на основе результатов отдельных исследований, по-видимому, нельзя получить полного представления о роли капиллярных сил в заводнении нефтеносных пластов и тем более выяснить возможность использования их для улучшения показателей заводнения, главным образом для повышения темпа разработки и нефтеотдачи пластов. Промысловые исследования проявления капиллярных сил объективно отражают все многообразие условий их реализации, но позволяют интерпретировать результаты лишь в интегрированном виде, не раскрывая деталей процесса.

Капиллярные процессы на пористых средах и особенно при промысловых исследованиях не поддаются непосредственному наблюдению, поэтому можно лишь предполагать их характер, исходя из теоретических представлений и полученных результатов. Ввиду этого, очевидно, только на основе данных совокупности разносторонних экспериментальных и промысловых исследований капиллярных явлений можно представить достаточно близкую к реальной объективную картину происходящих микропроцессов в пласте при заводнении. Нами сделана попытка обобщения и установления взаимосвязи результатов указанных исследований, выяснения условий проявления капиллярных сил, механизма микропроцессов в неоднородных пластах при заводнении и возможностей их регулирования.

geol.bobrodobro.ru

МОНИТОРИНГ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Лекция 13

МОНИТОРИНГ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Лекция 13 Обязательные комплексы исследования скважин МОНИТОРИНГ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Лекция 13 Обязательные комплексы исследования скважин

3. 4. Обязательные комплексы для решения геологических задач на этапе поисков и разведки залежей 3. 4. Обязательные комплексы для решения геологических задач на этапе поисков и разведки залежей 20 Таблица 3. 3. Обязательный комплекс исследований в опорных поисковых и параметрических скважинах. Структура комплекса Методы ГИРС Постоянная часть обязательных исследований Общие исследования (по всему разрезу скважин) ГТИ, ПС, КС (1 -2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, замер естественной температуры пород, ВСП Изменяемая часть обязательных детальных исследований Детальные исследования (в неизученной ранее части разреза и в интервалах предполагаемой продуктивности) ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК-С, НК, ИНК, АК, ГГК-П, ГГК-Л, гравитационный каротаж (до доступных глубин), наклонометрия, ЯМК, КМВ. При наличии в перспективных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрическое (акустическое) сканирование Для определения положения межфлюидных контактов и изучения пластовых давлений в перспективных интервалах ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК При низком выносе керна Отбор керна из стенок скважины приборами на кабеле (КО) При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в перспективных интервалах разреза ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой

3. 4. 1 Обязательные комплексы для решения геологических задач на этапе поисков и разведки 3. 4. 1 Обязательные комплексы для решения геологических задач на этапе поисков и разведки залежей (продолжение 1) 21 Таблица 3. 4. Обязательный комплекс ГИС при испытаниях в колонне Задачи контроля за испытаниями Условия проведения исследований Методы ГИРС Уточнение выбора объекта и привязка к разрезу Крепленная скважина без НКТ, пласт неперфорированный и перфорированный до вызова притока ЛМ, ГК, НК (ИНК), ТМ Контроль процесса притока и мероприятий по его интенсификации НКТ перекрывают интервал перфорации ЛМ, ТМ, НК (ИНК), БМ, ГК НКТ не перекрывают интервал перфорации БМ, ТМ, ЛМ, ГК, НК (ИНК), расходометрия (термоанемометрия), влагометрия, резистивиметрия

Таблица 3. 5. Комплекс ГТИ при бурении опорных, параметрических, структурных, поисковых оценочных и разведочных Таблица 3. 5. Комплекс ГТИ при бурении опорных, параметрических, структурных, поисковых оценочных и разведочных скважин. Структура комплекса Постоянная часть обязательных исследований 22 Методы ГИРС ГТИ, ПС, КС (1 -2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, инклинометрия, резистивиметрия, термометрия, замер естественной температуры пород*, ВСП** Детальные исследования (перспективных интервалах) ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК-С, НК, АК, ГГК-П, ГГК-Л***, наклонометрия**** При наличии в перспективных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК Для определения положения межфлюидных контактов и пластовых давлений в перспективных интервалах ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК, ЯМК При низком выносе керна Изменяемая часть обязательных исследований Общие исследования (по всему разрезу скважин) Отбор керна из стенок скважины приборами на кабеле (КО) При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в перспективных интервалах разреза ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой технических условий в скважине Примечания: * - в нескольких скважинах на площади; **- во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах – при близости сейсмопрофилей; *** - в разрезах с карбонатными коллекторами; **** - во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах при наклоне пластов более 5 град. к оси скважины.

Таблица 3. 6. Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических Таблица 3. 6. Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах Структура комплекса Обязательные исследования 23 Методы ГИРС ГТИ*, ПС, КС (1 -2 зонда из состава БКЗ), БК*, ГК, НК, АК*, ГГК-П*, профилеметрия, инклинометрия, резистивиметрия МКЗ, ГМ Детальные исследования (в продуктивных интервалах) ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), ГК, МК (БМК), профилеметрия, ГК-С*, НК, АК, ГГК-П, ГГК-Л** При наличии в продуктивных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК Для уточнения положения межфлюидных контактов, текущей насыщенности и пластовых давлений в продуктивных интервалах ГДК, ОПК, ИПТ, ЯМК, ИНК, АКЦ, АКШ При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в продуктивных интервалах разреза ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой технических условий в скважине Для обеспечения моделирования залежей и проведении сейсморазведки 3 Д Дополнительные исследования Общие исследования (по всему разрезу скважин) ВСП, инклинометрия Примечания: * - при кустовом бурении – в одной из скважин куста; ** - в разрезах с карбонатными коллекторами.

Таблица 3. 7. Обязательный и дополнительный комплексы геофизических исследований в горизонтальных участках ствола эксплуатационных Таблица 3. 7. Обязательный и дополнительный комплексы геофизических исследований в горизонтальных участках ствола эксплуатационных скважин Структура комплекса Методы ГИС Обязательные исследования ГТИ, ГК, ИК, (ЭМК), НК, ПС (градиент ПС), инклинометрия, резистивиметрия ВИКИЗ Терригенный разрез ГТИ, ИК (ЭМК), ГК, БК (псевдобоковой), НК, ПС (градиент ПС), инклинометрия, резистивиметрия Карбонатный разрез Дополнительные исследования АК, ГГК, ГК-С Специальные исследования Азимутальные БК, БМК, АК и ГК, ЯМК Примечание 24

3. 4. 2 Комплексы исследований при решении задач на разных этапах разработки нефтяных и 3. 4. 2 Комплексы исследований при решении задач на разных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений (для решения задач 25 контроля и управления приведенных на слайдах 2 -3) Таблица 3. 8. Уточнение геологической модели в зоне расположения скважины Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ 1. Границы продуктивных толщин при опробовании Информация методов открытого ствола вместе с данными методов оценки приток-состава, ОПТ, ОПК 2. Границы продуктивных толщин при дополнительном использовании прямых неэлектрических методов оценки насыщения Информация методов открытого ствола вместе с данными методов НК, ИНК, С/О, ШАМ, МНА 3. Границы продуктивных толщин при обсадке продуктивного интервала стеклопластиковыми трубами ИК, ДК, ВИКИЗ Методы ГДИС Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) КВД, КВУ, ИД Отборы глубинных проб для оценки состава притока, анализ керна Разведочные. Поэтапное опробование путем установки пакеров для разобщения отдельных пластов (пропластков). На этапе опробования. Анализ устьевых проб и керна Разведочные, осваиваемые эксплуатационные. Фоновые в статике и при очистке ближней зоны путем вызова притока. На этапе освоения. Скважины, оборудованные стеклопластиковым хвостовиком эксплуатационной колонны. В статике или динамике. На этапе освоения.

3. 4. 2 Комплексы исследований при решении задач на разных этапах разработки нефтяных и 3. 4. 2 Комплексы исследований при решении задач на разных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений(для решения задач контроля и управления приведенных на слайдах 2 -3) Таблица 3. 8. Уточнение геологической модели в зоне расположения скважины (продолжение). Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 4. Привязка методов ГИС – контроля к терригенному разрезу скважины ГК, ЛМ Все скважины с терригенным или смешанным разрезом. Обязательно при проведении любых исследований ГИС – контроля. 5. Привязка методов ГИС – контроля к карбонатному разрезу скважины НМ, ЛМ Все скважины с карбонатным или смешанным разрезом. Обязательно при проведении любых исследований ГИС – контроля. 6. Геотермический градиент в долгопростаивающих скважинах, интервалы залегания многомерзлых пород ТМ Наблюдательные (глухие) или долгопростаивающие скважины. Фоновая съемка. Повторные (временные) исследования геотермии нецелесообразны. 26

3. 4. 2 Комплексы исследований при решении задач на разных этапах разработки нефтяных и 3. 4. 2 Комплексы исследований при решении задач на разных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений(для решения задач 27 контроля и управления приведенных на слайдах 2 -3) Таблица 3. 9. Определение положения продуктивных пластов и геологических неоднородностей в межскважинном пространстве Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Методы ГДИС Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 1. Профильная или объемная корреляция границ продуктивных толщин при использовании данных опробования Информация методов открытого ствола вместе с данными методов оценки притока, ОПТ, ОПК КВД, КВУ, ИД Информация анализа проб в разных скважинах, анализ керна Разведочные и осваиваемые эксплуатационные. Опр о-бование путем установки пакеров для разобщения отдельных пластов. На этапе опробования. 2. Геологические неоднородности и нарушения в межскважинном пространстве ВСП Гидропрослушивание ГДП Закачки индикаторны х веществ Группы (пары) скважин, включающие возмущающие и реагирующие. Исследования по специальной программе.

Таблица 3. 10. Контроль за выработкой пластов при вытеснении нефти или газа Наименование групп Таблица 3. 10. Контроль за выработкой пластов при вытеснении нефти или газа Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 1. Профиль(интервалы) притока жидкости РМ. . . Ж, ТН, ТМ Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность – от 1 года. 2. Профиль (интервалы) притока газа РМ…Г, ТН, ТМ, ШИ Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность - от 1 года. 3. Дебиты (интервальные) притока жидкости РМ…Ж Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность - от 1 года. 4. Дебиты (интервальные) притока газа РМ…Г Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность – от 1 года 5. Состав интервального МНА, ПЛ, ВЛ, притока однородной РИ жидкости (воды или нефти) Устьевые пробы Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность – от 1 года 28

29 Таблица 3. 10. Контроль за выработкой пластов при вытеснении нефти или газа (продолжение). 29 Таблица 3. 10. Контроль за выработкой пластов при вытеснении нефти или газа (продолжение). Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 6. Состав интервального притока газа МНА, ВЛ Устьевые пробы Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность – от 1 года 7. Состав интервального притока смеси жидкости (нефти с водой), включая ее обводненность РМ…Ж, ТН, ВЛ, МНА, ПЛ, РИ, ЛВД Глубинные пробы Добывающие нефтяные. Замеры в динамике. Охват – до 20%, периодичность – от 1 года 8. Состав интервального притока газожидкостной смеси, включая ее обводненность РМ…Г, МНА, ВЛ, ТИ, ШС, ЛВД Глубинные пробы Добывающие нефтяные и газовые, обводняющиеся объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват – до 20%, периодичность – от 1 года 9. Гидравлические потери РМ…Г, МНА в лифте при потоке газожид-костной смеси в интервале оценки состава притока Добывающие нефтяные и газовые, обводняющиеся объекты ПХГ. Охват – до 20%, периодичность – по обстановке 10. Профиль (интервалы) приемистости воды РМ…Ж, ТН, ТМ, ШИ Нагнетательные. Охват – до 50%, периодичность – от 0, 5 года 11. Профиль (интервалы) РМ…Г, ТН, ТМ, Объекты ПХГ, нагнетательные по

Таблица 3. 11. Определение начального, текущего или остаточного нефте – и газонасыщения пласта Наименование Таблица 3. 11. Определение начального, текущего или остаточного нефте – и газонасыщения пласта Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ 30 Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 1. Начальная нефтегазонасыщеннос ть НК, ИНК, С/О, ШАМ Пробы глубинные и керна Разведочные, осваиваемые эксплуатационные. Фоновые в статике и при очистке ближней зоны путем вызова притока. На этапе освоения, после расформирования зоны проникновения (для газоносных). 2. Начальная нефтенасыщенность То же 3. Начальная газонасыщенность НК То же 4. Текущая нефтегазонасыщеннос ть НК, ИНК, С/О, ШАМ Контрольные (наблюдательные) глухие скважины. Периодичность от 3 – 6 месяцев (при прослеживании фронта обводнения), до 1 – 3 лет (на завершающем этапе разработки) 5. Текущая нефтенасыщенность То же плюс ИНК с закачкой МВ и последующей очисткой пласта при То же, плюс добывающие нефтяные скважины (технология ИНК с закачкой МВ и прослеживанием темпа и степени очистки у отдельных толщин)

Таблица 3. 11. Определение начального, текущего или остаточного нефте – и газонасыщения пласта (продолжение) Таблица 3. 11. Определение начального, текущего или остаточного нефте – и газонасыщения пласта (продолжение) Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Комплекс ГХИ 31 Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 6. Текущая газонасыщенность НК То же 7. Изменение нефтегазонасыщенност и за период времени Временные замеры НК, ИНК То же, плюс эксплуатационный фонд скважин. Охват до 100%. 8. Изменение водонасыщенности за период времени То же 9. Положение ВНК НК, ИНК, С/О, ШАМ То же 10. Положение ГВК НК, временные ТМ То же 11. Положение ГНК НК, временные ТМ То же 12. Обводнение продуктивных толщин при обсадкестеклопластико выми трубами ИК, ДК, ВИКИЗ Скважины, оборудованные стеклопластиковым хвостовиком эксплуатационной колонны. В статике и динамике. Периодичность от 1 – 3 месяцев (прослеживание фронта обводнения) до 1 раз/1 – 3 года (оценки остаточного нефтегазонасыщения)

Таблица 3. 12. Оценки параметров вытеснения для вырабатываемых толщин Наименование групп стандартных задач Комплекс Таблица 3. 12. Оценки параметров вытеснения для вырабатываемых толщин Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Комплекс ГХИ 32 Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 1. Работающие толщины пласта притоке Серия ТМ, ШС, ЛВД Добывающий фонд скважин. Фоновые замеры в статике и на режимах отбора. Охватдо 20%, периодичность – от 1 года. 2. Работающие толщины пласта при поглощении Серия ТМ, ШС, ЛВД Нагнетательный фонд скважин. Фоновые замеры в статике и на режимах закачки. Охват – до 50%, периодичность – от 0, 5 года 3. Толщины пласта, затронутые процессами вытеснения Серия ТМ 4. Обводненные (обводняющиеся) толщины пласта ТМ, ГМ (по радиогеохимическому эффекту), ЛВД То же 5. Коэффициент вытеснения вырабатываемых толщин ИННК с закачкой МВ Добывающие скважины. Фоновые замеры, замеры при закачке МВ, при очистке пласта от МВ на режимах отбора. По Закачки ИВ То же соответственно для всего эксплуатационного фонда скважин

present5.com

Контроль и регулирование процессов извлечения нефти

Примеров полной временной консервации залежей в нефтепромысловой практике немного. Однако в Куйбышевской области проведены два таких опыта - на залежах пласта Б2 месторождении Яблоновый Овраг и Губинском месторождении.

Залежь пласта Б2 была законсервирована в октябре 1957 г., когда обводненность добываемой продукции всех скважин составляла 95-97%. Консервация продолжалась в течение года. Пластовое давление в залежи за 3-4 месяца восстановилось до начального. За 6-8 месяцев все скважины оказались заполненными нефтью, давление на устьях поднялось до 5-10 ат. Когда они были введены в эксплуатацию, в первые сутки была получена безводная нефть.

Залежь пласта Б2 Губинского месторождения была законсервирована в октябре 1964 г. на 1-1,5 месяца в соответствии с экспериментом импульсного воздействия на пласт (цикличный отбор жидкости). Продукция скважин также была обводнена на 95-99% (табл.2). Так же, как и на месторождении Яблоновый Овраг, во всех скважинах происходило замещение воды нефтью.

Таким образом, данные по обводненным эксплуатационным скважинам пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и Губинское в период их полной консервации свидетельствуют о довольно активном процессе замещения воды в скважинах нефтью из пласта. Процесс этот также протекает при встречном движении нефти и воды, когда давления на забое скважин выше, чем давления в нефтенасыщенных слоях пласта, поэтому обусловлен он определенно проявлением капиллярных сил.

4. Еще более интересные капиллярные процессы происходят в нагнетательных скважинах. Промысловые исследования при помощи расходомера показывают определенную зависимость профиля приемистости или эффективной мощности от объема закачиваемой в скважины воды. При уменьшении его снижается "эффективная мощность и проводимость пласта" (k/h), при увеличении объема закачки, наоборот, наблюдается увеличение "эффективной мощности пласта".

Как видно из рис.3, при малом объеме закачки (600 м3 /сутки) верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно было бы считать слабопроницаемыми, но с увеличением объема закачки до 1500 м3 /суткиприемистость верхних и нижних интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема закачки воды в пласт до 2700 м3 /сутки, наоборот, приемистость верхних интервалов стала значительно выше, чем нижних. Иными словами, с увеличением депрессии на пласт произошло обращение приемистости различно проницаемых интервалов пласта. Аналогичная картина наблюдается и на других месторождениях (Ромашкинском, Мухановском, Покровском и др.). Исходя из законов гидродинамики (закона Дарси), объяснить это явление обращения приемистости разных слоен нельзя. В работах увеличение гидропроводности с повышением депрессии объясняется существованием в неоднороднослоистых пластах так называемого порога давления. Однако при этом остается необъяснимым обращение приемистости различных интервалов при изменениях объема закачки воды или депрессии на пласт.

Рис.3 Профиль приемистости скв. 205 пласта А3 Кулешовского месторождения при различных расходах воды. Расходомер РГД.

Эти необычные явления могут быть обусловлены и эффективно объяснены лишь проявлением капиллярных сил при закачке воды. На фронте заводнения, в данном случае на стенке скважины, вследствие образования скачка насыщенности различных фаз на границе двух сред возникает градиент капиллярного давления, направленный на выравнивание насыщенности фазами разных сред. Вследствие неоднородности пластов капиллярный градиент давления является причиной того, что при ограниченной закачке воды в скважину при невысоких гидростатических перепадах (градиентах) давления вода внедряется лишь через некоторую часть поверхности стенки скважины, а через другую часть вода не внедряется совсем или даже нефть может поступать из пласта в скважину. С увеличением объема закачки и гидростатического перепада давления капиллярный градиент давления преодолевается и вода начинает внедряться в пласт через ту часть поверхности, через которую при малом объеме закачки поступлению ее в пласт препятствовали капиллярные силы. Практически в скважине с перфорированной обсадной колонной, очевидно, в одни отверстия вода поступает, а в другие, поскольку капиллярные силы препятствуют, нет.

Данные исследования скважин пласта Б2 Губинского месторождения в период консервации в октябре-ноябре 1964г.

Только так можно объяснить наличие нефти буквально у стенок нагнетательных скважин после прокачки огромных объемов воды и поступление сразу же нефти при самоизливе имеете с водой. Это наблюдалось также на многих месторождениях (Покровском, Кулешовском, Азнакаевскойплощади, Ромашкинскогоместорождения н др.).

Подобное явление установлено и экспериментально на линейных гидрофильных моделях пласта. При нагнетании воды был обнаружен концевой эффект на входном сечении модели пласта - вода внедрялась только через часть входного сечения, а из другой части сечения вытекала нефть во входную камеру. Затем с увеличением: закачки встречное движение нефти прекращалось, но вода по-прежнему поступала только через первоначальную обводненную часть входного сечения модели пласта.

5. И, наконец, наибольший интерес представляют промысловые данные о проявлении капиллярных сил в процессе заводнения продуктивных пластов. Показательные данные в этом отношении получены при заводнении карбонатных трещиновато-пористых пластов. В Куйбышевской области заводнение карбонатных пластов осуществляется с 1947 г. на многих месторождениях (Калиновском, Мухановском, Яблоновом Овраге, Покровском, Якушкинском и др.).

Роль капиллярных процессов в заводнении продуктивных карбонатных пластов всех этих месторождений отчетливо устанавливается сравнением скоростей движения первоначального фронта заводнения и воды с индикатором (флюоресцином) уже в заводненном пласте. Анализ результатов заводнения пластов и опытной закачки воды с различными индикаторами с целью определения направления и скорости движения воды проведен в работах.

В качестве примера можно рассмотреть наиболее ранние результаты заводнения пласта Iкунгурского яруса Мухаповского месторождения. Залежь разрабатывается с 1947 г. Проницаемость пласта по керну не более 30-50 мд, по промысловым данным 200 - 250 мд. Вязкостьнефти 3-5 спз. Запасы нефти около 2 млн. т. На залежи пробурено более 50 скважин с плотностью сетки 2-6 га/скв. До начала 1949 г. из залежи было извлечено примерно 12% запасов нефти - давление снизилось от начального (44 ат) до 22-26 ат. Отмечалось внедрение в залежь контурных пластовых вод. Через 1-1,5 года эксплуатации появилась вода в приконтурных скважинах. В июне 1949 г. начата опытная закачка в приконтурную скв. 19, а затем в скв.41, 102, 63, 99 на восточном участке. В октябре 1950 г. в скв. 19 была закачана вода с раствором флюоресцина. К этому времени все скважины участка (39 скважин) были в разной степени обводнены от 5-6 до 90-95%. Средняя обводненность продукции с участка составляла 43%. Вода с индикатором от скв. 19 была получена в 11 эксплуатационных скважинах (скв.62, 39, 32, 31, 61 и др.), расположенных в первом, втором и третьем рядах от контура нефтеносности на расстоянии 200-850 м от нагнетательной скв. 19. В ближайших скважинах флюорсцен был отмечен через 21-24 ч, а в дальних скважинах - через 2,5 суток после закачки его в скв. 19. Средняя скорость движения воды с флюоресциномсоставила 12,6 м/ч или 300 м/сутки. Повторные исследования закачки флюоресцина в скв.68, расположенную на противоположном крыле залежи, в 1951г. показали среднюю скорость движения воды 13,6 - 15,2 м/ч , или 360 м/сутки. Скорость молекулярнойдиффузии флюоресцина (по лабораторным исследованиям) не превышает 0,35 - 0,5 м/ч . Кроме того, флюоресцин адсорбируется породой пласта. Отбор жидкости из залежи в пластовых условиях оставался постоянным и даже в период закачки флюоресцина был меньше, чем в предшествующий период заводнения.

mirznanii.com


Смотрите также