ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЗС.

Основой термогазохимического воздействия (ТГХВ) послужили работы по разрыву пласта под давлением газов, образующихся при сгорании на забое скважины порохового заряда. Приэтом характеристики сгорающего пороха (температура, давление и объем газов горения) зависят от времени горения. В результате экспериментальных исследований было установлено, что сжигание медленногорящего пороха приводит к существенному повышению температуры на забое скважины, а большое количество газообразных продуктов горения и их химическая активность (особенно к карбонатам) оказывают благоприятное воздействие на ПЗС.

При быстром сгорании порохового заряда давление на забое скважины может достигать 100 МПа, что влечет механическое воздействие на ПЗС и образование в ней новых трещин, а также расширение имеющихся. Такое воздействие, по сути, аналогично гидроразрыву, а точнее, первой его фазе, т.е. образованию трещин без их закрепления наполнителем.

При сгорании 1 кг медленногорящего пороха выделяется до 1м3 газов горения, состоящих в основном из углекислого газа и хлористого водорода. Диоксид углерода, растворяясь в нефти, снижает ее плотность и вязкость, увеличивает подвижность, а такжеснижает поверхностное натяжение на границе с водой и породой.Хлористый водород при наличии воды образует соляную кислоту, концентрация которой зависит от количества воды и газообразных продуктов горения и может достигать 5%. Соляная кислота, воздействуя на карбонатные коллекторы, увеличивает проницаемость ПЗС.

19) Методы обоснования способов эксплуатации скважин.

МЕТОДОЛОГИЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ВЫБОРА

МЕХАНИЗИРОВАННОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ

При выборе способа эксплуатации скважин в качестве основных необходимо рассматривать технические, технологические, эксплуатационные, экономические и социальные показатели. Предварительный выбор можно сделать на основе обобщенных параметров, используя, например, ранговый подход. Для одной группы частных параметров (х), оценивающих возможность успешного применения того или иного способа эксплуатации, можно использовать пятибалльную систему оценок.

---

Для другой группы частных параметров (у), характеризующихсложность системы, капитальные вложения, металлоемкость и т.д.,

достаточно использовать трехбалльную систему оценок.



Обобщенные Z-параметры для различных способов эксплуата-

ции скважин могут быть определены как средние геометрические

частных оценок для рассматриваемых параметров:





Предложенная методика рекомендуется только для предварительного выбора способа эксплуатации; окончательное решениедолжно приниматься после технико-экономических расчетов поконкретным способам эксплуатации.Данный метод удобен тем, что если хоть один из частных параметров равен нулю, то данный способ эксплуатации неприменим врассматриваемых условиях. Для него характерна также высокая чувствительность к низким оценкам частных параметров.

Все способы эксплуатации делятся на фонтанный (за счет естественной энергии залежи) и механизированный (за счет энергии подводимой извне). Так как возможности и техническая реализация известных методов эксплуатации скважин существенно различаются, выбор наилучшего для конкретных условий зависит от следующих критериев:

1. Величина пластового давления:

 с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатическому, вычисленному при плотности воды рв= 1000 кг/м3);

 с пониженным пластовым давлением (давление ниже гидростатического) или с аномально низким пластовым давлением (АНПД);

 с повышенным пластовым давлением (давление выше гидростатического) или с аномально высоким пластовым давлением

(АВПД).

При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших залежи с АНПД или АВПД, указанный критерий следует рассматривать как определяющий.

2. Коэффициент

 крепкие, хорошосцементированные породы.

4. Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности и гидропроводности).

5. Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.

Так, например, фонтанирование скважин происходит только в том случае, если пе¬репад давления между пластовым и забойным будет достаточ¬ным для преодоления противодавления столба жидкости и по¬терь давления на трение (т.е. под действием гидростатического давления жидкости или/и энергии расширяющегося газа). Газлифтный метод используют при эксплуатации высокодебитных скважин с высоким газосодержанием. Винтовые насосы применяются для добычи высоковязких нефтей с высоким содержанием мехпримесей и свободного газа, и в скважинах со стволом, значительно отклоненным от вертикали. Струйные насосы также применяются при эксплуатации скважин с ослож¬ненными условиями, и т.д. и т.п. Однако наиболее распространенными и универсальными в применении остаются способы эксплуатации скважин с использованием УШСН и УЭЦН.

---

Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода эксплуатации скважин позволит получить наилучший технико-экономический эффект.
20) Классификация методов интенсификации притока

Методы интенсификации позволяют ускорить отбор извлекаемых запасов нефти и быстрее достичь утвержденный КИН.

Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин - обработка призабойных зон скважин, с целью увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагн.скв. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:

1. Химические - кислотные обработки, направленные на растворение породы и асфальтенов в призабойной зоне пласта. Это соляно-, глино-,пенно-,термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.

2. Механические - ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация.

3. Тепловые - горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических.

4. Физические - вибрационное и акустическое воздействие.

Форсированный отбор жидкости, рассматривается как метод интенсификации и МУН обводненных залежей.

5.физико-химические (обработка ПАВ, растворителями)
21).Методы интерпретации КВД и определяемые по ним параметры.

1. В основе обработки КВД лежит уравнение М.Маскета:

Графические методы изображения результатов исследования.

На кривой, записанной манометром (рис.6.2), выделяются следующие характерные точки и линии. Линия АВ отвечает нарастанию давления при спуске манометра в скважину. Линия ВС показывает забойное давление в скважине перед остановкой. Точка С соответствует остановке скважины. Линия СД характеризует изменение давления на забое скважины после прекращения в ней отбора. Расстояние от оси времени до точки Д определяет пластовое давление. Линия ДЕ показывает изменение давления при подъеме

---

манометра.




Рис. 6.2. Характерная кривая записи скважинным манометром изменения давления на забое скважин




Рис. 6.3. Кривая восстановления забойного давления
Так как экспериментальная кривая, снятая скважинным манометром, вычерчена в системе координат P-t, а теоретическое решение неустановившегося течения определяется зависимостью изменения давления от логарифма времени, полученную кривую перестраивают в новую систему координат P-lgt. Полученная кривая на этом графике носит название кривая восстановления забойного давления.

Зависимость неустановившегося режима фильтрации описывается уравнением:

(6.6)
где Q - дебит скважины перед остановкой, - приведенный радиус скважины, - пьезопроводность пласта.

Обработка результатов исследования.

Для определения входящих в уравнение 6.6 гидродинамических параметров формулу записывают в виде:

(6.7)

где (6.8)

(6.9)

Эта формула отражает уравнение прямой линии в полулогарифмических координатах P-lgt, наклоненной к оси абсцисс под углом а и отсекающий на оси ординат отрезок А (рис. 6.3). Коэффициент i равен тангенсу угла а и называется уклоном прямой. Для нахождения i на полученной прямой на рис. 6.3 выбирают две любые точки, находят их координаты и рассчитывают i по формуле:

---

(6.10)

Дальше вычисляют:

гидропроводность

(6.11)

проницаемость

(6.12)

коэффициент подвижности

(6.13)

где m - коэффициент пористости; и - коэффициенты сжимаемости и породы.

Приведенный радиус скважины

(6.15)

---

Смотрите также файлы

• Отчет по производственной практике пм 01. Управление многоквартирным домом Курник в а.pptx

• В. А. Моцарт Симфония 40, gmoll.docx

• Программа среднего профессионального образования 40. 02. 01 Право и организация социального обеспечения Дисциплина Статистика.docx

• Что такое прогресс.odt

• Обязанности начальника караула по обеспечению требований безопасности при движении автомобиля.docx