СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
насыщающих пласт.
Вкачестве индикаторной жидкости можно использовать водные растворы боропродуктов. Применение бора целесообразней, чем использование высокоминерализованной воды, так как микроскопическое сечение захвата тепловых нейтронов у бора в 23 раза выше, чем у хлора. Это позволяет по результатам временных нейтронных исследований при расформировании зоны проникновения промывочной жидкости выделить нефтеносные и водоносные пласты в обсаженных перфорированных пластах.
Для контроля за изменением нефтенасыщенности в процессе эксплуатации рекомендуется применять крепление скважин стеклопластиковыми трубами в интервале терригенного продуктивного горизонта в 10-12 % проектного фонда.
Врезультате проведенных промыслово-геофизических исследований может быть получена информация о текущей нефтенасыщенности в заводняемых зонах, проведены расчеты для получения данных о величине охвата пластов заводнением, а также построены на дату анализа карты разработки с отображением зон различной степени заводнения и т.д.
Для контроля за техническим состоянием эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования по определению дефектов в конструкционных элементах скважины по причинам коррозии стальных труб, разрушения цементного камня и нарушения сцепления его с породой или с колонной, потеря цементным камнем герметичности из-за несоответствия прочностных характеристик тампонажного материала величине градиента давления. Для выявления перечисленных причин дефектов технического состояния эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования методами цементометрии – акустической и гаммаплотностной, позволяющей изучать состояние цементного камня, и гамматолщинометрии, предназначенной для диагностики технического состояния обсадной колонны; периодичность проведения исследований - 1 раз в два года.
Выявленные дефекты крепи скважин указывают на возможность возникновения затрубных циркуляций жидкости при наличии перепада давления между пластами. Наличие затрубных циркуляций в интервалах некачественного крепления скважины должны быть подтверждены результатами исследований других методов. К таким методам относятся термометрия, кислородный каротаж и метод меченого вещества. Для определения наличия заколонных перетоков рекомендуется использование радонового индикаторного метода
Радон-222 - это одноатомный газ с периодом полураспада Т/2=3,823 сут, является чистым альфа-излучателем. При распаде радона-222
образуются гамма-излучающие дочерние продукты (Pb-214, Bi-214),
10
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
которыми обусловлено более 99% интенсивности гамма-излучения. Радон лучше растворяется в органических жидкостях, чем в воде.
Радоновый индикаторный метод можно применять при любой конструкции и способе эксплуатации скважин, которые позволяют производить закачку меченого раствора и проводить измерения глубинным прибором ГК на кабеле.
Важным моментом при контроле за разработкой многопластовой залежи является получение информации о скорости и направлении фильтрационных потоков, данных о гидродинамической связи коллекторов по площади месторождения. Для этого рекомендуется применять индикаторные методы, основанные на закачке трития.
Тритий (3H) в настоящее время считается наилучшим трассирующим индикатором. Он является излучателем бета-лучей, имеет период полураспада 12,5 лет, хорошо растворяется в воде и нефтепродуктах (в бензоле), не сорбируется горными породами. Недостаток его – малая энергия излучения, из-за чего детектирование возможно только на пробах жидкости с использованием специальных лабораторных установок (жидкостной сцинтилляционный радиометр БЕТА).
Индикаторные методы могут быть использованы для оценки эффективности способов изоляции заводненных интервалов пластов. Для определения работающих интервалов и решения задачи об участии каждого из перфорированных пластов в работе скважины рекомендуется использовать механические и термокондуктивные расходомеры и дебитомеры. В меньшей степени подвержены искажениям из-за неоднородности состава потока показания механических расходомеров. Однако, они менее чувствительны к малым скоростям жидкости, чем термокондуктивные индикаторы. Поэтому рекомендуется их применять совместно. В случае малодебитных скважин необходимо применение пакерных устройств.
Гидрохимические методы Разработка нефтяных месторождений обычно сопровождается
поступлением в добывающие скважины значительных объемов попутно добываемой воды. Гидрохимический мониторинг как один из прикладных подходов к анализу и контролю разработки позволяет отслеживать изменения, происходящие в залежах нефтей, в том числе в отдельных продуктивных пластах. Для получения гидрохимической информации в большинстве случаев используют пробы, отобранные на устье скважины без ее остановки.
Гидрохимические методы контроля основаны на наблюдениях за химическим составом попутных вод, которые проводятся в комплексе и
11
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
одновременно с контролем обводненности продукции скважин. При этом определяют минерализацию, плотность и характерные компоненты химического состава попутной воды, а также содержание искусственных индикаторов, если они подаются в закачиваемую через нагнетательные скважины воду.
В связи с этим гидрохимические исследования являются более оперативными и менее затратными по сравнению с традиционными промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами. В частности, эти методы позволяют
1)диагностировать природу вод, поступающих в добывающие скважины с основной продукцией;
2)выявлять аварийные скважины, обводнение которых обусловлено притоками вод из других горизонтов;
3)прогнозировать время начала водопроявлений в скважинах;
4)прогнозировать темпы и характеристики обводнения скважин;
5)определять направления и скорости перемещения закачиваемых вод;
6)оценивать взаимосвязь добывающих и нагнетательных скважин;
7)выделять наиболее промытые участки залежей и участки, не охваченные процессом вытеснения, где могут находиться остаточные запасы нефти;
8)оценивать изменение объемов фильтрационных каналов в пластеколлекторе;
9)определять характер, объемы и закономерности поступления пластовых вод в залежи нефти, разрабатываемые с применением заводнения;
10)прогнозировать процессы солеотложений в пластовых условиях, в скважинном и наземном оборудовании;
12) оценивать качество проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах.
Кроме того, с использованием гидрохимических методов можно решать задачи, связанные с бурением и опробованием скважин, в том числе на стадии поисково-разведочных работ. Так, информация о химическом составе вод, полученная при испытании скважин, позволяет более точно оценивать характер насыщения пластов.
По результатам геолого-промысловых, гидродинамических и гидрохимических исследований на промыслах и в НГДУ ведется необходимая геолого-промысловая документация. Она включает документацию по скважинам и по эксплуатационному объекту в целом.
По скважинам:
•паспорт скважины,
•эксплуатационная карточка добывающей скважины,
•эксплуатационная карточка нагнетательной скважины,
12
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
•карточка по исследованию скважины,
•технологический режим работы скважин,
•месячный отчет по эксплуатации скважин,
•месячный отчет по закачке,
•расшифровка фонда скважин.
По объекту
•паспорт,
•каталог координат,
•геологический каталог,
•карта текущего состояния скважин ( карта разработки),
•карта суммарных отборов и закачки по скважинам,
•карта изобар,
•графики разработки.
Регулирование процесса разработки (РПР)
Нефтяные месторождения после их выявления разведываются и подготавливаются к промышленной разработке.
После подготовки месторождения нужно составить достаточно эффективную технологическую схему
В процессе проектирования необходимо выбрать такую систему разработки, чтобы она обеспечила достаточные уровни добычи нефти, обеспечивающие полную окупаемость капитальных вложение в течение 5-6 лет и максимум прибыли на последующих стадиях разработки.
Таким образом, следует указать, что научно-обоснованный выбор системы разработки на стадии составления технологической схемы разработки является определяющим для всей дальнейшей разработки месторождения.
Нефтяные месторождения как правило являются многопластовыми. По мере разбуривания залежей уточняется геологическое строение эксплуатационных объектов. Уже в период освоения залежей проектные решения требуется дополнять мероприятиями, необходимость которых вытекает из уточнения представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять регулирование разработки.
Цели регулирования процесса разработки подчинены требованиям, которые предъявляются к рациональным системам разработки. В первую очередь, с помощью регулирования должна быть обеспечена запланированная динамика добычи нефти по всем объектам месторождения.
Можно выделить три основные цели регулирования процесса разработки.
На начальной стадии разработки регулирование должно способствовать выводу всех объектов месторождений на максимальный
13
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
проектный уровень отбора нефти за счет наиболее полного использования применяемой системы. Масштабы работ по регулированию разработки особенно возрастают в конце II и III стадии разработки, когда будет решаться задача сохранения максимального уровня добычи нефти возможно более длительное время и замедления темпов последующего снижения добычи.
Другой важной целью регулирования разработки является достижение по всем залежам месторождения проектного коэффициента нефтеизвлечения (КНИ). Последнее решается с помощью применения новых методов повышения нефтеизвлечения и ОПЗ скважин.
Третья цель регулирования – всемерное улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеизвлечения отбора попутной воды.
Р.Х. Муслимов дает следующее определение регулированию разработки
Регулирование процесса разработки – это целенаправленное управление движением жидкости в пласте в соответствии с запроектированной системой разработки и постоянное ее совершенствование
сучетом:
•изменения представления о геологическом строении объекта,
•путем установления оптимальных режимов работы скважин,
•использования новейших научно-технических достижений для улучшения ТЭП разработки за счет сокращения добычи попутной воды и закачки агента, создания условий для долговременной эксплуатации скважин и оборудования в целях достижения проектной нефтеотдачи.
Регулирование процесса эксплуатации залежи начинается после начала разбуривания залежи и начала добычи нефти.
Учитывая, что процесс разработки нефтяной залежи является сложным технологическим процессом с большим количеством взаимосвязанной информации, параметры которой изменяются во времени, применяются сложные и многообразные технические средства, в проектах разработки обязательно дожжен быть раздел, в котором формулируются основные цели и основные технологические, технические и экономические ограничения регулирования процесса эксплуатации залежей.
Необходимость постоянного регулирования процесса разработки определяется следующими обстоятельствами:
1) как было уже указано выше, обоснование системы разработки при проектировании производится по данным ограниченного числа скважин, геологическое строение залежи еще изучено слабо. С появлением новых данных возникает необходимость уточнения геологической модели месторождения;
14