Жидкости и материалы для проведения ГРП

Билет №16(102)

1. Ликвидация песчаных пробок в скважинах. Эти проблемы связаны либо 1. с фильтрацией в рыхлых слабосцементированных коллекторах, либо 2. с недопустимым снижением забойного давления и разрушением даже хорошо сцементированных терригенных коллекторов. В обоих случаях (при отсутствии соответствующего оборудования забоев скважин) в процессе эксплуатации на забое скважины может образовываться песчаная пробка. Песчинки, поступающие из призабойной зоны, в данном случае осаждаются, формируя на забое песчаную пробку. С течением времени размеры и плотность пробки возрастают, что приводит к резкому снижению дебита скважины вплоть до ее остановки. В случае же образования песчаной пробки средством их разрушения и выноса является промывка с использованием гидромониторных насадок. Эффективными являются и сконструированные для этих целей струйные насосы. Эксплуатация пескообразующих скважин, как правило, требует периодических чисток. 1. При прямой промывке рабочую жидкость нагнетают в НКТ, спущенную до пробки, при этом размытая порода выносится по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и промывочными трубами. По мере размывания пробки НКТ наращивают. Существенным недостатком прямой промывки является низкая скорость восходящей струи. При больших диаметрах эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных зерен песка. Прямая промывка требует большого количества промывочной жидкости, что связано со значительным повышением давления на выкиде насоса. 2. При обратной промывке жидкость закачивают в затрубное пространство скважины, а водопесчаная смесь выносится по насосно-компрессорным трубам. Промывка песчаных пробок является одним из самых простых способов их ликвидации. Однако иногда (состояние обсадной колонны, большая приемистость пласта и др.) нет возможности использовать этот способ. 3. В таких случаях применяют струйные аппараты, позволяющие производить промывку без давления на пласт со скоростью, почти равной скорости при обычной промывке. Установка для очистки скважин указанным способом состоит из струйного аппарата, промывочных труб, поверхностного оборудования. 4. Гидробур в скважину спускается на канате; после упора в пробку долотом он приподнимается на 2—3 м и ударяется о поверхность. При очередном подъеме плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота

2. Состав и структура солеотложений в системе сбора. По преимущественному содержанию органические соли в 3 группы солей: карбонатные, сульфатные и хлоридные. Самыми распространенными явл-ся карбонатные. Это объясняется присутствием карбонатов в горных и осадочных породах, а также их высокой растворимостью. Карбонатные соли образуют гипсовые отложения в трубах уменьшая их поперечное сечение. Структура отложений им-т 3 характерных вида: 1. плотные микрокристаллические отложения, сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм. 2. плотные отложения преоблоданием кристаллов гипсов средних размеров 5-12 мм, с включением твердых и жидких УВ. 3. Плотные крупнокристаллические отложения. Крупные кристаллы гипса длиной 12-25 мм образуют каркас м/у ними находятся более мелкие кристаллы и УВ соединения. Отложения всех 3-х видов образуются в НКТ, в хвостовиках, устьевой арматуре и системе подготовки нефти и воды.

3. Что такое ГНК и ВНК?

На нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рис.). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.

Билет №17(103)

1. Способы борьбы с вредным влиянием газа на работу ШСНУ. Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости V_ж, поступившей в насос, ко всему объему смеси V_см , состоящему из объема жидкости V_ж и объема свободного газа V_г : h ₁ ^¢ =V_ж /V_см=V_ж /_{_}V_г+V_ж=_{_}1/V_г+V_ж. Все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы: 1.Методы, применяемые для предотвращения попадания свободного газа в насос (отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его). 2. Методы, применяемые для снижения вредного влияния попавшего в насос свободного газа. Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются следующие способы: — увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса; — снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции (например, с двумя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки длины штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб); — увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером; — увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса. Методы для предотвращения попадания свободного газа в насос основаны на применении гравитационных газосепараторов (газовых якорей). Большинство якорей сконструировано, таким образом, чтобы направить поток жидкости на прием насоса сверху вниз, и при этом максимально снизить скорость потока. В результате, определенная доля газа будет всплывать вверх и уходить в затрубное пространство.

Рис. Принципиальные схемы гравитационных газовых сепараторов: I — нефть; II — газожидкостная смесь; III — газ 1 — обсадная колонна; 2 — колонна НКТ; 3 — колонна штанг; 4 — глубинный насос; 5 — продуктивный пласт; 6 — перфорированные отверстия; 7 — прием насоса (всасывающий клапан); 8 — отводная трубка; 9 — па-кер; 10 — приемная труба; 11 — внутренняя трубка

2. Методы удаления солеотложений в системе сбора. Подразделяется на механические и химические. К механическим относятся: проведение очисток скважин путем разбуривания солевых пробок или путем проработки колонны расширителями скребками. Эти методы обеспечивают положительные эффекты в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками. Механическая очистка является дорогостоящим мероприятием и в наст. Время распространение получили хим. Методы. Сущность хим метода заключается в обработке скваж-н реагентами, кот-е растворяют неорганич соли. Самыми простейшими являются обработка соляной кис-ой, кот-е растворяют карбонатные соли. Для удаления сульфатных солей используют метод конверсии осадка (сульфаты переводят в другие соли), а затем обрабатывают соляной кислотой. Обработка скважин комплексообразующими реагентами. На отечественных местор-х скважины обрабатываются с использованием 10% р-ром трилона Б. Хорошие результаты получены с помощью термогазохимического воздействия. Сущность этого метода: в интервал перфорации спускают скважинный аккумулятор давления содержащий медленно горящий порох. При сгорании которого в забое создается большое давление и увеличивается температура. В продуктах сгорания содержатся СО2 и НCl, но многократные проведения ТГХВ может привести к разрушению эксплуатационной колонны цементного кольца.

3. Как определить текущий КИН? Под текущим коэффициентом извлечения нефтипонимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи η от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта,то η к — конечная нефтеотдача. Текущую нефтеотдачу

при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости η от ΣQв/V_пили η от ΣQ _вз /Vn (Vn — поровый объем пласта;Q^ор — геологические запасы нефти, Q _вз _-вода закаченная в пласт ). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения ΣQ _вз /Vn т в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущая обводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Q _вз /Vn. Коэффициент текущей нефтеотдачи η равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η ₁ на коэффициент η ₂ охвата пласта процессом вытеснения. Коэффициентом вытеснения нефти водой η ₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η ₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте. Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта 1 — текущая нефтеотдача η, 2 — текущая обводненность v

Билет №18(104)

1. Коэффициент подачи УШСН. Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи

Где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); S-величина хода;n-количество ходов плунжера Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65. Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации. На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы. К постоянным факторам можно отнести · влияние свободного газа в откачиваемой смеси; · уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб; · уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах. К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести: · утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости; · утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии; · утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам. Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах. Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:

где η₁ - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η₂—коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η_{3 -}коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η_{4 -}коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

2. Состав и классификация АСПО в системе сбора. АСПО-сложная смесь УВ, состаящая из парафинов 20-70% по массе, асфальто-смолистых веществ 20-40% по массе, смол и мех примесей. Парафины это предельные УВ. В нефти растворены парафины входящие в АСПО начиная с С16 по содержанию парафина нефть классифицируется на малопараифнистые менее 1,5%, парафинистые от 1,5 -6 %, и высокопарафинистые более 6%. Основой парафинов входящих в АСПО является углерод резины С37 до С53, они отличаются высокой температурой кипения, плотностью и молекулярной массой. Асфальтены-это вещества бурого или коричневого цвета, плотность более тысячи кг/м3, массового содержания в нефтях достигает 5%. АСПО классифицируются по след. Параметрам: П/(А+С), где П-парафины, А-асфальтены, С-смолы. Если П/(А+С) <0,9 то асфальтеновые отложения От 0,9 до 1,1 смешанный тип, > 1,1 парафинистые отложения.

3. Перечислить факторы, влияющие на полноту извлечения нефти на объектах разработки (конечный КИН). 1. Геологические Свойство пластов и коллекторов (характер неоднородности, чем более неоднородны пласты при прочих равных условиях получаем меньший КИН, тем более когда недонасыщенные коллектора) Свойство насыщающих углеводородов (определяющими являются вязкостные хар-ки, а именно вязкости, которые исчисляются десятками сантипуаз сразу будут, при прочих равных условиях уменьшать КИН на 10-12 %. ) 2. Грамотно выбранные технологии Фактор вроде бы положительно сформулированный, может сыграть плохую роль с точки зрения нефтеотдачи, потому, что перемещенная нефть или в бывшую водонасыщенную зону или в газонасыщенную всегда будет снижать КИН конечный. С точки зрения грамотности использования технологий методы интенсификации следует в этом случае применять разумно.

Билет №19(105)

1.Осложнения при газлифтной эксплуатации Выделяют следующие осложнения при работе газлифтных скважин: 1. Образование гидратов в газопроводе и газлифтных пусковых клапанах происходит при некачественной осушке газа. Основным методом предотвращения гидратоотложений: в теплообменник (до 40 С) с 2002 г в низкодебитных скважинах начали спускать высокогерметичные НКТ с полимерными уплотнительными кольцами, что привело к сокращению в несколько раз количество скважин с отложениями гидратов. 2. Отложения парафина происходит в скважинах с невысокой пластовой температурой, которая у устья теряется и равна 50-30 С. В скважинах с низкой обводненностью парафин откладывается на глубине 300-500 м от устья. Ликвидация парафиновых пробок производится периодическими горячими обработками. 3. Отложения солей происходит по причине термохимической нестабильности пластовой воды, некачественной подготовке, по минеральному составу воды, используемой для ППД. Для борьбы применяется реагент ПАФ-13А. Закачку осуществляют двумя способами: -дозирование в поток газа -задавка в призабойную зону скважины. Дозирование производится при помощи дозировочных насосов, которые устанавливаются на поверхности у газопроводов. Периодичность проведения продавки в ПЗС зависит от интенсивности выпадения солей в скважине. 1. Наличие песка в продукции практически не влияет на работу подземного оборудования. Однако происходит осаждение песка на забое до полного перекрытия интервала перфорации. Для выноса песка с забоя НКТ спускается ниже интервала перфорации, что увеличивает скорость потока жидкости и улучшает вынос песка на поверхность.

2. Основные факторы образования АСПО в системе сбора. Образование АСПО проходит в 3 стадии: 1. зарождение центров кристаллизации 2. осаждение кристаллов на поверхности металла 3. рост кристаллов парафина на поверхности металла Основными факторами влияющими на образование АСПО является: снижение давления, интенсивное газовыделение, уменьшение температуры в пласте и стволе скважины, уменьшение скорости движения патока, состояние поверхности труб, состав УВ смеси.

3. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие. 1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин. 2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ. 3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания. 4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки. 5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков. К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят: 1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов; 2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки. Существуют следующие методы регулирования разработки: 1) технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях; 2) технологии, с изменением числа скважин.

Билет №20(106)

1. Исследование скважин с УЭЦН. Существуют три вида исследований: лабораторные, геофизические и гидродинамические. Для определения фильтрационных характеристик пласта и скважин более представительными являются гидродинамические методы исследования. При этих методах исследования непосредственно используются результаты наблюдения жидкости и газа к забоям скважин в пластовых условиях. Эти методы позволяют исключить влияние изменения свойств пласта в призабойной зоне и непосредственно определить фильтрационные характеристики пласта. Выделяют 2 вида гидродинамических исследований: при неустановившемся и установившемся режимах фильтрации. Исследования скважин при неустан режиме дают больше информ, чем исследования методом установ отборов. При обработке КВД получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, определяют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус скважины, оценивают коэф дополнительных потерь давления (показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и приближенный коэффициент продуктивности скв. При обработке данных исследования методом установившихся отборов определяют коэф продуктивности и пластовое давление. Оценивают приближенно Гидропроводность и проницаемость в призабойной зоне. При исследовании скважин, оборудованных УЭЦН, широко используются методы, применяемые при эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками. Это применение скважинных манометров для замера забойного давления или давления на приеме насоса, а также определение уровня жидкости в скважине с помощью эхолота или волномера. Помимо этого используют методы присущи лишь данному способу эксплуатации скв. Невсегда в скважинах с УЭЦН моно спустить манометр, поэтому часто используют звукометрический метод, позволяющий с помощью волномера замерить динамический уровень (скорость отражения звука*время отражения). Затем рассчитывают Рзаб= ρН/10. Наиболее точен метод непосредственного измерения давления на приеме насоса с помощью скважинного манометра, спускаемого в НКТ и устанавливаемого в специальное запорное устройство, называемое суфлером. Давление на приеме насоса можно определить расчетным путем по давлению на выкиде насоса, измеряемому манометром, спущенном в НКТ, и напору, развиваемому насосом при закрытой манифольдной задвижке, после чего насос некоторое время подает жидкость, сжимая ГЖС в НКТ. Затем подача насоса становится равной нулю, о чем можно судить по стабилизации давления на устье. При нулевом режиме работы насоса давление на выкиде складывается из давления, создаваемого насосом, и гидростатического давления столба жидкости в затрубном пространстве над насосом - давления на приеме. Наиболее простой и наименее точный метод: определение коэф продуктивности по показаниям давления на устье. Обычно целью подобных исследований является качественное выявление причины уменьшения дебита скв: ухудшение свойств призабойной зоны или износ насоса

2. Технологии предотвращения и борьбы с АСПО в системе сбора. Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по 2-м направлениям: предупреждение образования и удаление. 1. Предотвращение. В него входят след работы: а) применение гладких покрытий труб (внутр. стеклование поверхности труб, покрытие полиамидным пластиком и др.) б) химич методы - это применение смачивающих присадок (для образ-я отталкивающего слоя-пленки на пов-сти трубы, депрессаторов (снижают t кристаллиз.вещ-ва), диспергаторов (для замедления роста кристаллов парафина),модификаторов. в) физические методы-вибрационные, воздействие магнетических или электрических полей, ультразвуковые. 2. Удаление. а) Тепловые методы (промывка горячей нефтью или водой, пропаркой, индукционные подогреватели) б) Механические методы- скребки, центраторы, очистные поршни в) Химические методы – применение обычных растворителей.

3. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов. На увеличение выработки пластов после обводнения продукции скважин (около 90 %) направлены методы форсирования отбора жидкости с применением высокопроизводительных насосов. Эффективность данного метода зависит от многих факторов: расположения скважин на залежи, удаленности от линии нагнетания, характера обводнения и др. С учетом условий применения метода нефтеотдача повышается на 2 - 3 % . Наиболее благоприятны для применения данного метода скважины, в которых процесс обводнения протекал равномерно и характеризовался низкими темпами. Однако анализ и фактические данные по форсированию отбора жидкостей из пластов показывает, что в настоящее время отсутствуют критерии применения метода в зависимости от физико-геологических и технологических условий разработки месторождения. Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Р₃). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Р_3.При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.

Билет №36

1. Виды гидродинамических исследований на скважинах, оборудованных УЭЦН. Существуют три вида исследований: лабораторные, геофизические и гидродинамические. Для определения фильтрационных характеристик пласта и скважин более представительными являются гидродинамические методы исследования. При этих методах исследования непосредственно используются результаты наблюдения жидкости и газа к забоям скважин в пластовых условиях. Эти методы позволяют исключить влияние изменения свойств пласта в призабойной зоне и непосредственно определить фильтрационные характеристики пласта. Выделяют 2 вида гидродинамических исследований: при неустановившемся и установившемся режимах фильтрации. Исследования скважин при неустан режиме дают больше информ, чем исследования методом установ отборов. При обработке КВД получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, опрделяют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус скважины, оценивают коэф дополнительных потерь давления (показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и приближенный коэффициент продуктивности скв. При обработке данных исследования методом установившихся отборов определяют коэф продуктивности и пластовое давление. Оценивают приближенно Гидропроводность и проницаемость в призабойной зоне. При исследовании скважин, оборудованных УЭЦН, широко используются методы, применяемые при эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками. Это применение скважинных манометров для замера забойного давления или давления на приеме насоса, а также определение уровня жидкости в скважине с помощью эхолота или волномера. Помимо этого используют методы присущи лишь данному способу эксплуатации скв. Невсегда в скважинах с УЭЦН моно спустить манометр, поэтому часто используют звукометрический метод, позволяющий с помощью волномера замерить динамический уровень (скорость отражения звука*время отражения). Затем рассчитывают Рзаб= ρН/10. Наиболее точен метод непосредственного измерения давления на приеме насоса с помощью скважинного манометра, спускаемого в НКТ и устанавливаемого в специальное запорное устройство, называемое суфлером. Давление на приеме насоса можно определить расчетным путем по давлению на выкиде насоса, измеряемому манометром, спущенном в НКТ, и напору, развиваемому насосом при закрытой манифольдной задвижке, после чего насос некоторое время подает жидкость, сжимая ГЖС в НКТ. Затем подача насоса становится равной нулю, о чем можно судить по стабилизации давления на устье. При нулевом режиме работы насоса давление на выкиде складывается из давления, создаваемого насосом, и гидростатического давления столба жидкости в затрубном пространстве над насосом - давления на приеме. Наиболее простой и наименее точный метод: определение коэф продуктивности по показаниям давления на устье. Обычно целью подобных исследований является качественное выявление причины уменьшения дебита скв: ухудшение свойств призабойной зоны или износ насоса

2. Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов . Разность плотностей м/у водой и нефтью · Δρ=200-250 кг/м³ труднорасслаемые · Δρ=250-300 кг/м³ расслаемые · Δρ=300-350 кг/м³ легко расслаемые Отношение суммарного содержания асфальтенов, смол, парафинов · 0,950-1,4 - смешанные · 2,76-3,89 - смолистые · 4,78-7,79 - высоко смолистые

3. Задачи, решаемые в анализе разработки нефтяных месторождений. В задачи анализа разработки нефтяных (в т.ч. нефтегазовых) месторождений входят: 1.выявить степень расхождения в динамике фактических и проектных показателей разработки; 2.выяснить причины обнаруженных расхождений; 3.определить эффективность внедренных мероприятий по регулированию процесса разработки месторождения (как в направлении интенсификации разработки, так и по методам ПНП); 4.определить условия выработки запасов по толщине пласта; 5.выяснить условия формирования целиков нефти в объеме объекта разработки; 6.определить степень участия в выработке удельных запасав по площади ЭО. Для контроля за реализацией и эффективностью проектных решений с определённой периодичностью выполняются анализы разработки. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям с целью углубленной проработки отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение нефтеизвлечения, а также для обобщения опыта разработки. В анализе разработки нельзя подвергать изменению ранее утверждённые технологические решения.

Билет №37

1. Факторы, снижающие подачу ШСН. На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы. К постоянным факторам можно отнести · влияние свободного газа в откачиваемой смеси; · уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб; · уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах. К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести: · утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости; · утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии; · утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам. Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах. Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:

2. Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях. Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период (МРП) работы скважин из-за обрывов штанг в штанговых скважинных насосных установках (ШСНУ), пробоев электрической части установок электропогружного центробежного насоса (УЭЦН) вследствие перегрузок погружного электродвигателя (ПЭД). Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды на УПС. Однако наибольший рост энерго- и металлоемкости связан с необходимостью разрушения стойких эмульсий и имеет место в системах подготовки нефти. Вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсий повышается. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях Второй, наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах ее добычи является высокая стоимость транспорта пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа В/Н выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 1% транспортные расходы возрастают в среднем на 3–5% при каждой перекачке. Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов. Обезвоживание нефти на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке, так как присутствие в нефти воды, солей и механических примесей в тех количествах, которые остаются в нефти после обезвоживания на месторождении, отрицательно сказывается на процессах переработки нефти и на качестве получаемых нефтепродуктов. Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают. Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период работы скв. по следующим причинам: - Происходит обрыв штанг - Происходит пробой электрической части ЭЦН - Наибольший рост энерго- и металла затрат происходит в системе сбора и подготовки нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 1% транспортные расходы в среднем возрастают на 3-5%, также в водной части эмульсии растворяются мин.соли, которые приводят к коррозии металла, оборудования, если не принимать определеннее методы борьбы с эмульсиями происходит «старение» эмульсии (т.е образовываются стойкие эмульсии).

3. Задачи, стоящие перед технологическими схемами на разработку нефтегазовых месторождений. Вид и содержание проектного проектного документа по разработке зависит от стадии разработки месторождения, сложности и изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы следующие документы: 1)Проект пробной эксплуатации 2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации 3) Технологическая схема разработки 4)Проекты разработки 5)Уточненные проекты разработки 6)Анализ разработки Технологическая схема разработки (2-6 лет) - проектный документ, определяющий предварительную систему промышленной разработки эксплуатационного объекта (или нескольких объектов) нефтяного месторождения, на основе данных его разведки и пробной эксплуатации. Ставятся следующие задачи: 1) определить рациональный вариант размещения сеток эксплуатационных скважин по объектам разработки месторождения; 2) обосновать конструкции скважин; 3) обосновать способы эксплуатации скважин и режимы их работы; 4) обосновать необходимость системы ППД или отказ от заводнения; 5) решить задачи по обустройству месторождения; 6) наметить комплекс работ по контролю за разработкой месторождения 7) разработать мероприятия по экологической безопасности работ в районе; 8)обосновать конечный коэффициент нефтеизвлечения - КИН_кон (или КНО_КОН). В проектных документах на разработку обосновываются, решаются следующие задачи: - выбор способов и агентов воздействия на пласты; - системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин; - способы и режимы эксплуатации скважин; - уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов; - выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования; - мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; - требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин; - требования к системам поддержания пластового давления (ППД), качеству используемых агентов; - требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин; - мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

Билет №38

1. Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики ЭЦН. Присутствие эмульгированного газа увеличивает объем смеси, проходящей ч/з первые рабочие ступени насоса, и забирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие газовых пузырьков и их полное растворение в нефти. При откачке однородной несжимаемой жидкости напор h=H/z_о (рис, кривая 1), развиваемый каждым рабочим колесом, одинаковый, а давление в насосе равномерно нарастает от p₁до p₂. Напор h=H/z_о остается для каждой ступени одинаковый. В результате напоры суммируются, и давление равномерно возрастает от для давления на приеме p₁ до давления на выкиде p₂ (линия 2). Если на приеме насоса существует газонасыщенность b, плотность газонасыщенной смеси при переходе ее от одной ступени к другой в результате сжатия будет увеличиваться. Минимальная плотность будет на входе в первую ступень, максимальная- при давлении насыщения, когда весь газ растворится в нефти ( рис, кривая 3). Точка а соответствует той ступени насоса Z_нас, в которой давление равно давлению насыщения p_нас. Если дисперсность газовых пузырьков велика и газожилкостную смесь можно рассматривать как однородную с пониженной плотностью, то кавитационные явления могут не возникать.В этом случае напор, развиваемый каждой ступенью, может оставаться постоянным, равным h=H/z_о, и соответствующим характеристике насоса при работе его на данном режиме ( Q ). Однако давление, развиваемое каждой ступенью, равное Δp=hr_смg даже при постоянстве напора h будет различным, возрастая по мере увеличения r_см.( кривая 4) Многочисленные исследования работы насоса на газожидкостных смесях показали ухудшение их рабочих характеристик. Установлено, что при 0<β(газонасыщенность)<5—7 % Н(Q) характеристика практически не изменяется. При увеличении β, Н(Q) и η(Q) характеристики смещаются влево, при этом к.п.д. сильно уменьшается. Установлено также, что не все насосы одинаково «чувствительны» к газосодсржанию на приеме насоса.

Для улучшения работы ПЦЭН при откачке газированной жидкости используют газосепараторы, устанавливаемые на валу насоса перед первой его ступенью. Другим способом улучшения рабочих характеристик ПЦЭН при работе их на газированной жидкости является установка рабочих колес повышенной производительности вместо нескольких первых рабочих ступеней насоса. Работа ПЦЭН при откачке вязкой жидкости также сопровождается ухудшением его рабочих характеристик. В теории гидромашин и компрессоров разработаны методы пересчета рабочих характеристик центробежных насосов для перекачки вязких жидкостей. Эти методы основаны на обобщении результатов практических испытаний насосов на жидкостях различной вязкости и определения поправочных коэффициентов к величинам Н, Q и η в зависимости от числа Rе.

2. Факторы, влияющие на образование эмульсий. 1.Электрический заряд на поверхности частицы в водной среде вокруг глобул или частиц нефти создается двойной электрический слой, который препятствует слиянию частиц. 1-вводная среда 2-глобула нефти Вокруг частиц и глобул образуется адсорбционный слой заряженных частиц и одноименно заряженные частицы отталкивают друг друга.

2.Температура. При повышении Т вязкость системы уменьшается одновременно с этим увеличивается подвижность частиц, что приводит к увеличению частоты сталкивания м/у ними. Таким образом, повышение Т приводит к уменьшению стойкости эмульсии. 3.Минерализация. Содержание солей. С повышением минерализации происходит увеличение стойкости эмульсии. 4.Влияние РН среды. При РН>7 – щелочная среда, устойчивость эмульсии снижается.\, а с увелич-ем кислотноти среды стойкость эмульсии»вода в нефти» увелич-ся 5.Вязкость. Высоковязкие нефти образуют наиболее стойкие эмульсии. 6.Присутствие газовой фазы. С ростом объемной доли газовой фазы увеличивается эмульгирование жидкой фазы (увеличивается Р капель воды, d капель уменьшается),что способствует образованию стойких эмульсий. 7.Величина обводненности. Нефть с относительно небольшим содержанием воды образует более стойкие эмульсии типа вода/нефть. С увеличением обводненности происходит конверсия эмульсии (переходит в эмульсию типа н/в)- это ведет к уменьшению стойкости эмульсии.

3. Технологии совместной разработки многопластовых залежей Приобщение пластов. Различают следующие виды приобщения пластов: 1) Совместная эксплуатация продуктивных пластов. Если пласты имеют ~ одинаковые Рпласт ~ одинаковые фильтрационные характеристики и ~ одинаковые свойства нефти. Эксплуатация ведется одним подъемником, при этом флюиды разрабатываемых пластов смешиваются. При нарушении названных условий наблюдается неравномерность выработки запасов различных пластов. 2) Совместно-раздельная эксплуатация продуктивных пластов. Используется в случае, когда пластовые давления или проницаемость различаются значительно, что окажет существенное негативное влияние на выработку запасов. Установки для ОРЭ бывают 4 типов: фонтан-фонтан, фонтан-насос, насос-фонтан, насос-насос (первое слово обозначает способ эксплуатации нижнего пласта, второе – верхнего). Разобщение пластов осуществляется с помощью специального пакера, который может быть как с перепускным клапано (для удаления накопившегося под пакером газа в затрубном пространстве) так и без него. Использование установок ОРЭ как правило затрудняет исследование скважин и управление режимом работы скважины, что в свою очередь осложняет контроль за разработкой месторождения. При ОРЭ затруднена очистка скважины от АСПО. Флюиды разных пластов смешиваются, что осложняет учет жидкости поступившей из каждого пласта в отдельности (как правило, для этого используется фотоколометрический анализ).

3) Раздельная эксплуатация продуктивных пластов.

Когда существенно отличается и Рпласт и ФЕС и качество нефти (напр. сернистая и слабо сенрнистая). При раздельной эксплуатации подъем нефти на поверхность осуществляется по двум различным подъемникам, в результате флюиды различных пластов не смешиваются. Возможны различные сочетания фонтан-фонтан, насос-насос и т.д. Использование данного способа ограничивается размерами обсадной колонны (>= 168 мм). Данный метод может использоваться для раздельной закачки воды при необходимости дифференцирования давления нагнетания для различных пластов. При этом существуют 2 принципиальные схемы: 1ая в один пласт жидкость нагнетается по НКТ в другой по затрубу (нежелателен в связи с негативным воздействием на обсадную колону); 2ая система с параллельной подвеской 2х колонн НКТ

Билет №39

1. Виды и условия фонтанирования скважин. Подъём ж-ти с забоя на пов-ть за счёт пластовой энергии – фонтанирование скв, а способ экс-ции – фонтанный. Зависит от давления насыщения, газового фактора, от стр-ры потока, режима движения ГЖС, плотности скв продукции, пластового давления. Условие фонтанирования нефтяной скв от гидростатического давления: Рпласт > r ж g Н. Фонтанирование нефтяных скв может происходить при пластовых давлениях ниже гидростатического давления столба ж-ти. Это обусловлено большим кол-вом р-ренного газа в нефти. Со снижением давления ниже давления насыщения нефти газами во время подъема продукции скв в колонне НКТ выделяется р-ренный газ и образуется ГЖС плотностью rсм (при чем r см< r ж). Ур-е баланса давлений в фонтанной скв: Рзаб = Рст.ф + Ртр + Р_уст, где Рзаб - забойное давление (принимается на уровне середины интервала продуктивного пласта), Руст - давление на устье (выкиде) скв, Рст.ф - гидростатическое давление флюидов в скв, Ртр - потери давления на гидравлическое сопротивление (трение). рсм- средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ. На участке от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения Рнас движется однородная ж-ть, поэтому давление в НКТ изменяется по линейному закону. При снижении давления ниже Рнас из продукции скв начинает выделяться газ и образуется ГЖС. В этом случае давление по НКТ изменяется по нелинейному закону. Если Рзаб< Рнас то нелинейность буде наблюдаться по всей длине скв. Выделяют 3 вида фонтанирования: I – артезианское: Рзаб > Рнас, Руст ³ Рнас, фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора. II – газлифтное: Рзаб ³ Рнас, Руст < Рнас, фонтанирование осуществляется по принципу работы газож-тного подъёма.(т.е происходит выделение газа в стволе СКВ) III - газлифтное с началом выделения газа в пласте: Рзаб < Рнас, Р_уст< Рнас. Об-вание фонтанных скв подразделяется на наземное (устьевое) и подземное. К наземному об-ванию относят ФА (трубная головка и фонтанная ёлка с запорными и регулирующими у-вами), манифольд, предназначенный для обвязки ФА с выкидными линиями, колонная головка – герметизация м/у кондуктором и э/к. К подземному об-ванию относят НКТ, кт применяют при всех способах экс-ции скв, пусковые муфты (необходимые при освоении скв), башмачная воронка, в редких случаях забойные штуцера и пакер

2. Предотвращение образования стойких эмульсий . Для предотвращения эмульгирования нефти необходимо устранить или ослабить влияние следующих условий: 1. Совместное поступление нефти и воды из скв. 2. Интенсивное перемешивание жидкости. 3. Присутствие в нефти природных эмульгаторов. Для раздельного извлечения нефти и воды из скв. Скв. оборудуют 2-мя колоннами нкт · для нефти · для воды данный метод не получил широкого распространения, т.к трудно поддерживать уровень раздела нефти и воды в забое скв Рис.4.3. Оборудование скважин для раздельной добычи нефти и воды: а – скважина с одной колонной НКТ; б – скважина с двумя колоннами НКТ При раздельном отборе нефти и воды из скважины очень трудно поддерживать уровень раздела нефти и воды на забое скважины в пределах вскрытой части пласта, разделение продукции скважины часто нарушается: в подъемник для отбора нефти поступает вода или наоборот. По этой причине раздельный отбор нефти и воды не получил широкого распространения.

Чтобы ограничить поступление воды, применяются различные способы изоляции, закупоривающие водопроницаемую зону (устанавливают цементные мосты, задавливают в пласт цементный раствор или реагенты, образующие при взаимодействии с пластовой водой гели и т.д.). Однако все эти мероприятия недостаточно эффективны.

3. Перечислить задачи, решаемые при геолого–промысловом изучении залежей нефти. Геолого-промысловые исследования залежей позволяют решать следующий перечень задач: - определение литологического строения разреза залежей; - определение толщины пластов; - изучения распространения геообъекта в пространстве (пласт-залежь); - изучения геохимического образования пород-коллекторов; - определение темпов заводнения, уровней ВНК, ГНК; - изучения ФЕС залежей (характер насыщения, коллекторские, фильтрационные св-ва и т.д.); - энергетическое состояние залежей; - выбор оптимального режима бурения; - оценка качества и эффективности ГТМ; - оценка степени выработки запасов; - локализация остаточных запасов; - изучение физико-химических свойств нефти;

Билет 40

1. Мероприятия по предупреждению образования АСПО при эксплуатации скважин

Отложения парафинов возникают при снижении температуры ниже температуры плавления (Т_пл=35-65⁰С). Скорость нарастания парафиноотложений зависит от дебита скважины, шероховатости труб, механических примесей в нефти.

Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина. Микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насоснокомпрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Толщина парафинового слоя увеличивается с нуля на глубине 900 ÷ 300 м до максимума на глубине 200 ÷ 50 м, а затем за счёт смыва отложений потоком.

Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа.

Методы предупреждения: применение труб с внутризащитными покрытиями: гидрофильными (полярными) лакокрасочными (лак бакелитовый, эпоксидные смолы, стекло, стеклоэмаль) (превентивные методы), химические – ПАВ (реагенты ХТ-8), ингибиторы парафиновых отложений, модификаторы в жидком и твердом состоянии, депрессаторы, тепловые - (периодическая закачка в затрубное пространство скважин горячей нефти, газоконденсата, перегретого пара или паровоздушной смеси), физические – создание постоянных магнитных полей, электроискровых воздействий. Установка электронагревательных кабелей, механические – скребки.

2. Основные методы разрушение эмульсий

Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на след. группы:

1. Гравитационное разделение осущ-ся в отстойниках различной конструкции, периодического и непрерывного действия (отстойник периодического действия - солевые резервуары). В данных отстойниках разделение фаз происходит под действием тяжести: вода в нижней части, нефть в верхней.

2. Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В кач-ве материала фильтров используют материалы, не смачиваемые водой (нефть проходит через фильтры, а вода остается).

3. Центрифугирование производиться в центрифугах, которые вращаются с большой скоростью, эмульсия разделяется на 2-е фазы.

4. Воздействием на эмульсию электрическим полем производят в электродегидраторах. Они снабжены электродами,

на которых подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты, под действием электрического поля глобулы растягиваются и на концах появляются разноименные заряды. При сталкивании капли сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.

5. Термическое воздействие заключается в том, что нефть перед отстаиванием нагревают до t=45-80⁰ С. Подогрев осуществляется в теплообменниках или в трубчатых печах различной конструкции.

6. Внутритрубная деэмульсация основана на том, что в эмульсию добавляют спец.элемент деэмульгатор – это позволяет разрушить эмульсию в трубопроводе. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективные деэмульгаторы.

3. Задачи гидродинамических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений

Методами исследования скважин на установившихся режимах решаются задачи:

1. контроль за процессами самоочистки ПЗП (до 5-6 месяцев после освоения скважин);

2. контроль за динамикой коэффициентов продуктивности (Кпр) скважин при процессах обводнения продукции скважин;

3. контроль за распределением Кпр по площади разбуренного объекта разработки;

4. контроль за динамикой Кпр при различных ОПЗ (СКО, ГРП, изоляционных работах и прочих ГТМ);

5. контроль за динамикой Кпр при разукрупнении эксплуатационных объектов (ЭО);

6. то же при приобщении пластов.

Методами исследования по КВД решаются дополнительные задачи:

1. выявление кольцевых неоднородностей в ПЗП;

2. выявление литологических и тек тонических границ в УЗП;

3. оценка эффективности ОПЗ скважинах.

Методами гидропрослушивания решаются задачи:

1. устанавливается характер гидродинамической связи между скважинами;

2. контролируется характер гидродинамической связи залежи нефти и законтурной зоны пласта;

3. контроль за характером гидродинамической связи между пластами;

4. расчет средних параметров пласта в зоне реагирования скважин.

В гидродинамические методы по контролю за разработкой нефтяных месторождений включаются:

· результаты исследования скважин на установившихся режимах (по добывающему и нагнетательному фонду);

· результаты исследования скважин при неустановившихся процессах (по данным КВД, КВУ, КПД, гидропрослушиванию).

Они основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами решаются задачи по определению коэффициента продуктивности (приемистости) скважин Ко, гидропроводности пласта е, пластового давления рпл, пьезопроводности пласта χ, комплексного параметра χ /rс2 (rс — приведенный радиус скважины), а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями— проницаемости k и радиуса r0. Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания).

Билет 41

Жидкости и материалы для проведения ГРП

Назначение жидкостей для ГРП: разрыва, песконоситель и продавочная; (зачастую жидкость разрыва одновременно является и песконосителем).

Общие требования к жидкостям для ГРП

· не должны уменьшать проницаемость породы пласта; с этой целью в добывающих скважинах должны применяться жидкости на углеводородной основе, в нагнетательных – на воде, за исключением нагнетательных скважин, эксплуатирующих залежи, сложенные карбонатными коллекторами, где при ГРП должны использоваться жидкости на основе соляной кислоты; в добывающих скважинах, переводимых под нагнетание при внутриконтурном заводнении могут использоваться жидкости на водной основе;

· не должны содержать посторонних механических

· примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями образовывать нерастворимые осадки, проще говоря, жидкости, применяемые при ГРП, должны полностью растворяться в пластовых жидкостях;

· иметь постоянную вязкость в течение всей операции ГРП.

· Дополнительные требования к жидкостям для ГРП в связи с их технологическим назначением

Жидкость разрыва – рабочий агент, нагнетанием которого создаётся давление в призабойной зоне пласта, нарушающее целостность пород с образованием новых трещин или расширением существующих; вязкость её должна быть до 300 мПа×с и выше.

В качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па×с; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные); водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотно-керосиновые эмульсии. В нагн. скв. Используют чистую и загущенную воду. К загустителям относятся компоненты имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфид-спиртовая барда(ССБ), карбоксилметилцеллюлоза(КМЦ).

Жидкость – песконоситель предназначена для транспортировки песка с поверхности до трещины и заполнения трещины песком; должна быть нефильтрующейся и обладать высокой пескоудерживающей способностью. В качестве жидкостей песконосителей исп. те же жидкости, что и для разрыва пласта. Хорошей песконесущей способностью обладаютэмульсии, особенно кислотно-керосиновые, обладающие высокой стойкостью, не разрушающиеся в жаркую погоду и выдерживающие длительную транспортировку с наполнителем.

Продавочная жидкость предназначена для продавки («проталкивания») через НКТ в обрабатываемый пласт жидкостей разрыва и песконосителя; она должна обладать минимальной вязкостью.Чаще всего прим. вода.

В качестве расклинивающего материала применяются искусственные проппанты или отсортированный кварцевый песок. Проппант в основном состоит из двух веществ - оксид алюминия и оксид кремния. Чем больше SiO2, тем легче проппант. Прочность определяется содержанием оксида алюминия. Типичные размеры гранул от 0,4 до 1,6 мм

Требования к проппантам:

Прочность, стойкость к раздавливанию, округлость, сферичность, отсортированность (чем однороднее фракция, тем выше проводимость), дешевизна, доступность, стойкость к воздействию кислотами.

С целью уменьшения выноса проппанта применяется армирующий материал – рубленные волокна стекловолокна или химическая обработка проппанта, склеивающая зерна проппанта между собой, без значительного снижения проводимости. Наиболее часто применяется проппант с полимерным покрытием. В пластовых условиях под действием температуры и сжимающих напряжений в точках контакта гранул полимер склеивается, образуя монолит, устойчивый к значительным депрессиям.

Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 399; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 6 7 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!