Что такое профиль притока скважины

Обновлено: 07.07.2024

Классификация методов ограничение притока пластовых вод

Ограничение притока воды к забоям добывающих скважин является одной из важнейших проблем в системе мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений и увеличению нефте - и газоотдачи пластов. В скважинах, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов одновременно, обводнение происходит неравномерно – вода продвигается по более проницаемым пропласткам и прослоям. Во многих случаях поступление воды по таким пропласткам происходит настолько интенсивно, что создается впечатление полного обводнения скважины. В таких условиях происходит неравномерная выработка отдельных пластов.

Не меньший вред нормальной эксплуатации залежи и скважин наносит подошвенная вода. Она конусообразно затягивается в призабойную зону и поступает в скважину через нижние отверстия интервала перфорации эксплуатационной колонны. Обводнение скважин при этом из года в год прогрессирует. Преждевременное обводнение скважин (не связанное с полной выработкой пласта) уменьшает конечную нефте - и газоотдачу, приводит к большим затратам на добычу попутной воды и подготовку нефти и газа.

Большое разнообразие и сложность путей обводнения нефтяных и газовых скважин обуславливает трудность решения проблемы, которая ещё больше усугубляется отсутствием надежных методов определения путей поступления воды в скважину. В условиях сложного геологического строения залежей и пластов наблюдается все многообразие форм поступления воды, основными из которых являются:

1) обводнение скважин за счет подтягивания подошвенной воды (образование конуса обводнения);

2) обводнение скважин за счет опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам одного пласта (образование языков обводнения);

3) обводнение скважин за счет первичного обводнения высокопродуктивных пластов при объединении двух и более продуктивных пластов в один объект разработки;

4) обводнение скважин по некачественному цементному кольцу. При этом скважины обводняются как водами эксплуатационного пласта, так и водами выше- и нижележащих водоносных горизонтов.

В последние годы в нефте - и газодобывающей промышленности изысканию методов ограничения водопритоков к забоям скважин уделяется все больше внимания. Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефте- и газонасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные.

Селективные методы изоляции (СМИ) – это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорационную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающее вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной или газовой части пласта не происходит. При СМИ нет необходимости производить повторную перфорацию. Классификация СМИ по функциональному назначению, химической природе и принципу образования закупоривающего материала приведена на рис. 13.1.

С учетом механизма образования водоизолирующих масс можно выделить пять селективных методов (на примере ограничения притока вод в нефтяные добывающие скважины):

1. Методы селективной изоляции, основанные на образовании водоизолирующей массы, растворимой в нефти и нерастворимой в водной среде. Рекомендуется использовать такие материалы, как нафталин, парафин, растворенные в анилине, креозоле, ацетоне, спирте или другие пересыщенные растворы твердых углеводородов в растворителях. Применяются вязкие нефти, эмульсии и другие нефтепродукты, нерастворимые соли и латексы типа СКД-1.

2. Методы селективной изоляции, основанные на образовании закачиваемыми в пласт реагентами осадков в водонасыщенных зонах. Предлагается закачивать неорганические соединения типа FeSO₄, M₂Sio₃ (M – одновалентный щелочной металл), которые, реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель. Более прочную массу образуют кремнеорганические олигомеры, оказывающие продолжительный эффект воздействия.

Селективные методы изоляции ограничения притока вод в скважины

Селективные свойства водоизолирующего материала на основе взаимодействия с

Неселективные свойства водоизолирующего материала на основе

пластовой водой

нефтью

породой

технологических приемов

Рис. 13.1 - Классификация селективных методов изоляции обводнившихся пластов по физико-химическим свойствам водоизолирующего материала

3. Методы, основанные на взаимодействии реагентов с солями пластовых вод. На осаждении и структурировании ионами поливалентных металлов Ca +2 , Mg +2 , Fe +2 и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. В контакте с приведенными катионами высаживается из раствора ряд сополимеров полиакриловой и метакриловой кислот с высокой степенью гидролиза. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтеводонасыщенный пласт.

4. Методы, основанные на взаимодействии реагента с поверхностью породы, покрытой нефтью. К этой группе относятся способы ограничения притока воды с использованием частично гидролизованного полиакриламида (ПАА), мономеров акриламида, гипано-формальдегидной смеси (ГФС) и др. Механизм методов заключается в том, что при адсорбционном и механическом удерживании полимера в пласте величина остаточного сопротивления зависит от минерализации воды, молекулярной массы полимера, степени гидролиза и проницаемости пористой среды. Величина остаточных сопротивлений в нефтенасыщенной части пород на порядок ниже, чем в водонасыщенных, что объясняется сродством частиц полиакриламида с органическими соединениями нефти. Кроме того, в нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удерживания частиц полимера породой вследствие присутствия на поверхности раздела углеводородной жидкости.

5. Методы, основанные на гидрофобизации поверхности пород призабойной зоны с применением ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов и других химических продуктов. Общий механизм заключается в гидрофобизации пород, приводящей к снижению фазовой проницаемости пород для воды, в образовании пузырьков газа, которые легко разрушаются в присутствии нефти.

Неселективные методы изоляции(НСМИ) – это такие методы, где используются материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой или газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основное требование при НСМИ – точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщенной или газонасыщенной части пласта. Классификация НСМИ по физико-химическим свойствам водоизолирующего материала приведена на рис. 13.2.

В качестве водоизолирующих материалов используют следующие группы реагентов.

1. Водоизолирующие материалы на основе отверждающих систем в полном объеме пласта:

- смолы (фенолформальдегидные смолы типа ТСД-9 и ТС-10; жидкие формальдегидные смолы типа СФЖ-3012, ВР-1, ГТМ-3; мочевиноформальде-гидные смолы и др.);

- составы с образованием водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов (закачка жидкого стекла с соляной кислотой и др.).

2. Водоизолирующие материалы на основе осадкообразующих систем.

3. Технические средства.

4. Технические средства с водоизолирующими материалами.

С применением водоизолирующих материалов на основе

С применением технических средств

С применением технических средств с водоизолирующими материалами

пакеры разового пользования

отверждающих систем

Неселективные методы изоляции пластовых вод

Рис. 13.2 - Классификация неселективных методов изоляции пластовых вод по физико-химическим свойствам водоизолирующего материала

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Определение профиля притока в нагнетательных скважинах необходимо для установления истинных интервалов перфорации, оценки послойной неоднородности, прогнозирования выработки запасов из залежи, продвижения фронта закачиваемой воды и проектирования всех систем регулирования разработки эксплуатационных объектов. Исследования скважин глубинными расходомерами позволяют определить и сопоставить величины охвата пластов закачкой при нагнетании воды с аналогичными величинами при изучении профилей оттока по ближайшим эксплуатационным скважинам, а также следить за изменением динамики закачки воды во времени. [16]

Неустойчивость профиля притока жидкости в скважины по мощности объекта установлена путем исследования взаимодействия скважин глубинными дебитомерами и расходомерами. [17]

Определение профиля притока флюидов в ствол скважины специалисты по промы-слово-геофизнческпм исследованиям считают одним го существенных достижений промысловой геофизики. Причем результаты этих исследований по изучению профиля притока в дальнейшем используются для определения коэффициентов фгшьтрационного сопротивления, фильтрационных параметров пласта в пределах фиксированных границ профиля притока, а также для оценки степени участия отдельных пропластков в разработке. В принципе, если при вскрытии продуктивного пласта призабойная зона не сильно загрязнена, то по данным геофизики, получаемым в процессе бурения, нетрудно оценить степень участия каждого пропластка в суммарном притоке флюида. [18]

Определение профиля притока флюида в ствол скважины специалисты по промыслово-геофизическим исследованиям считают одним из существенных достижений промысловой геофизики. Причем результаты этих исследований по изучению профиля притока в дальнейшем используются для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, фильтрационных параметров пласта в пределах фиксированных границ профиля притока, а также для оценки степени участия отдельных пропластков в разработке. В принципе, если при вскрытии продуктивного пласта призабойная зона не сильно загрязнена, то по данным полевой геофизики, получаемым в процессе бурения, нетрудно оценить степень участия каждого пропластка в суммарном притоке флюида. [19]

Снятие профиля притока газа глубинным дебитомером в таких пластах показывает отсутствие притока газа или слабый его приток из интервала, насыщенного свободным газом. Если вышеуказанная точка пересечения кривых находится выше кровли газона-сьцеяного алеете, то в пласте гидратов нет. [20]

На профилях притока ( или приемистости), регистрируемых глубинными дебитомерами, резко различаются разные интервалы пласта по интенсивности поглощения воды или притока жидкости в скважину, что отображает неоднородность пласта по проницаемости. [21]

Сначала определяют профиль притока или закачки до разрыва пласта. Затем проводят гидроразрыв по обычной технологии. Интервал гидроразрыва отсекают пакером или временно блокирующим материалом типа нафталина, а затем операцию повторяют. [23]

По данным профилей притока , снятых при соответствующих перепадах давления и дающих картину притока по разрезу скважины, определяют проницаемость прослоев по толщине и минимальное значение проницаемости прослоя, из которого при этом перепаде давления еще возможен приток нефти. [25]

Непрерывная запись профиля притока по глубине обеспечивает наиболее точные данные о положении трещиноватой зоны. Для таких исследований может с успехом использоваться скважинный верту-шечный расходомер с центральным расположением вертушки. Наиболее эффективно его применение в условиях однофазного течения в скважинах с высокими дебитами и / или с небольшими диаметрами обсадной колонны. [26]

Результаты анализа профилей притока и приемистости по скважинам эксплуатационных объектов XIII XIV и XV XVI горизонтов показали, что совместная разработка горизонтов затрудняет получение оптимальных режимов работы скважин, приводит к снижению коэффициента охвата горизонтов фильтрацией по сравнению с условиями при их раздельной разработке при равных граничных условиях, а, следовательно, к заниженным отборам жидкости и закачке. [28]

При рассмотрении профилей притока и приемистости необходимо иметь в виду, что исследования в скважине 70 проводились в условиях, когда НКТ перекрывали почти половину интервала перфорации й - П - горизонта. [29]

При измерении профиля притока при малых величинах его для увеличения полезной составляющей сигнала по сравнению с аддитивной составляющей погрешности иногда используют метод измерений с непрерывно двигающимся навстречу измеряемому потоку беспакерным дебитомером. Относительная скорость потока жидкости через прибор в этом случае равна сумме скоростей: скорости подъема жидкости и скорости спуска глубинного снаряда. [30]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Для определения профиля притока ( в эксплуатационных скважинах) или расхода ( в нагнетательных скважинах) по разрезу пласта применяются глубинные дебитомеры-рас-ходомеры. Обшая величина дебита или расхода жидкости измеряется на поверхности либо с помощью мерников, либо поверхностных расходомеров. [5]

Исследования по определению профилей притока в добывающих скважинах показали, что наибольший охват пластов процессом ( 40 - 70 %) отмечается в скважинах, находящихся непосредственно в зоне воздействия. В этих скважинах продуцируют нефтью пропластки не только высокой, но и средней проницаемости. [7]

Вследствие разной коллекторской характеристики определение профилей притока по пласту Bio при совместной его работе с верхними пластами осложнено тем, что при спуске НКТ с воронкой над пластом BI пласт Б10 не работает из-за противодавления на него столба пластовой или технической воды. [8]

Как правило, результаты определения профиля притока по отношению величин коэффициентов фильтрационного сопротивления, фхшьтрационных параметров интервалов притока и степени участия отдельных пропластков интерпретируются неправильно. Искажение результатов профиля притока связано с незнанием исследователями геометрии дренируемой зоны и степени участия отдельных, сравнительно низкопроницаемых пропластков в дебите работающих интервалов через их вертикальные проницаемости. [9]

Как правило, результаты определения профиля притока по отношению величин коэффициентов фильтрационного сопротивления, фильтрационных параметров интервалов притока и степени участия отдельных пропластков интерпретируются не правильно. Искажение результатов профиля притока связано с незнанием геометрии дренируемой зоны и степени участия отдельных, сравнительно низкопроницаемых пропластков в дебите работающих интервалов через их вертикальную проницаемость. [10]

Результаты специальных газодинамических исследований по определению профиля притока показывают, что существенных изменений в положении работающих интервалов в процессе разработки не происходит. [11]

Основными задачами промыслово-геофизических исследований являются выделение газоотдающих интервалов и определение профилей притока газа на режимах, определение уровней жидкости в стволе скважины на режимах и в статике, прослеживание перетоков газа при восстановлении статического давления. [13]

В частности, даже для наиболее доступных исследованиям интервалов, не перекрытых насос-но-компрессорными трубами ( НКТ), определение профиля притока подчас невозможно из-за недостаточной чувствительности механических расходомеров ( РМГ) типа Метан, не имеющих до сих пор градуировочных стендов и соответственно градуировочных характеристик в трубах различного диаметра. Мало что дает и дублирующий метод определения интервалов притока флюида по отрицательным аномалиям на термограмме ( ТМ) режима отбора: выход выпавшего в пласте конденсата в ствол скважины в виде мелкодисперсной капельной жидкости может полностью исказить указанные аномалии в силу положительного знака коэффициента Джоуля - Томсона для жидкостей. Очевидно также, что в этом случае показания термоанемометра ( термокондуктивного расходомера РТ) вообще не представительны, так как зависят одновременно от изменений трех параметров температуры, скорости потока флюида и его влажности. [14]

Однако, как показывает опыт работы большого числа скважин, при исследовании их дебитомерами и другими приборами для определения профиля притока газа выбор интервала вскрытия по параметрам, определяемым только геофизическими исследованиями и лабораторным изучением керна, не всегда оправдан. [15]

Легко ли добыть нефть. Что такое профиль приемистости и какего выровнять. Часть 2.

В предыдущем посте я вкратце описал систему ППД с помощью нагнетательных скважин. Остановились мы на том, что нагнетаемая вода быстро помывает высокопроницаемые прослойки, но может не затрагивать низкопронищаемые. Т. е. она формирует профиль приемистости, который неоднороден.

После закачки определенного объема скважину останавливают на гелеобразование, а потом вновь запускает работу. В тех участках, где находится упругий гель, проницаемость резко снижается и происходит перераспределение потока воды. Она теперь практически не попадает в загеленные учатки, а попадает в ранее менее проницаемые.

Эффект выравнивания временный. Со временем гель подвергается механическому разрушению частицами, находящимися в воде + старение геля. Период действия составляет примерно 6 месяцев, после чего для обработку необходимо повторять.

Сшитый гидроксипропилгуаровый гель (ГПГ)

Давайте разберемся, какие вещества используются для ВПП. Я написал про гели, но таких веществ конечно больше. Их можно разделить на несколько групп: на водной основе: полимерные системы, осадкообразователи и цементные составы. На углеводородной основе: эмульсионные тампонажые растворы, инвертные эмульсии, селективные гелеобразующие жидкости. А также смолы. Как видим, номенклатура очень обширна, признаюсь честно, что про некоторые системы я только читал, с другими сталкивался на других технологических операциях, например инвертные эмульсии широко используются при глушениях скважин. А работал преимущественно, думаю, как и большинство, с полимерными системами на водной основе. Хотя мне приходилось работать и со смолами, и осадкообразующими системами, но всего пару-тройку раз.

Такое большое разнообразие составов связано с тем, что различные вещества эффективны в различных условиях. Одни хорошо работают в высокотемпературных пластах (свыше 90 градусов С), другие с относительно низкими температурами. Одни работают в высокоминерализованной воде, третьи кислотостойки и применяются в скважинах, где, в последующем, планируется проводить солянокислотную обработку.

Кроме того, разные фирмы выпускают одни и те же реагенты под разным торговым названием

Гель полиакриламида

Кроме полиакриламида используют и другие гелеобразователи на основе гидроксипропилгуара, ксантана, термотропного геля. И не только гели, я написал выше
Для того, чтобы приготовить загеленный или другой рабочий раствор и закачать его в пласт требуется специальный мобильный комплекс. Существует много видов таких установок, мне чаще всего приходилось работать на КУДР – комплексная мобильная установка по приготовлению и закачке водных растворов. Имеется много разновидностей таких установок: одни заточены для закачки жидких систем, например жидкого стекла (и его качают), другие для полимерно-дисперсных и водно-дисперсных систем и пр., а также могут отличаться производительностью установки и мощностью насоса.

ТС на фоне КУДР-а и скважины ППД

Как правило, установка имеет следующую конструкцию: бункер с шнековым дозатором. В бункер насыпается сыпучий реагент, шнек вращается с определенной частотой и подает отмеренное количество реагентов. Реагент через эжектор попадает в поток, который затем попадает в осреднительную емкость. В ней имеется мешалка, вода с реагентами размешивается в ней и через нижнюю часть емкости подается к трехплунжерному насосу типа СИН-35, через который жидкость нагнетается в скважину. Также в установке имеется емкость для сшивателя, растворенный сшиватель из нее дозируется насосом-дозатором типа НД, и попадает в поток жидкости, которая нагнетается в скважину. Там она смешивается при движении по трубам и фильтруется в пласт

Бункер для сыпучих реагентов с шнековым дозатором

Осреднительная емкость

Емкость для сшивателя

Насосы-дозаторы

Возможно будет третья часть

Найдены возможные дубликаты

Наука | Научпоп

5.9K поста 67.5K подписчиков

Подписаться Добавить пост

Правила сообщества

ВНИМАНИЕ! В связи с новой волной пандемии и шумом вокруг вакцинации агрессивные антивакцинаторы банятся без предупреждения, а их особенно мракобесные комментарии — скрываются.

Основные условия публикации

- Посты должны иметь отношение к науке, актуальным открытиям или жизни научного сообщества и содержать ссылки на авторитетный источник.

- Посты должны по возможности избегать кликбейта и броских фраз, вводящих в заблуждение.

- Научные статьи должны сопровождаться описанием исследования, доступным на популярном уровне. Слишком профессиональный материал может быть отклонён.

- Видеоматериалы должны иметь описание.

- Названия должны отражать суть исследования.

- Если пост содержит материал, оригинал которого написан или снят на иностранном языке, русская версия должна содержать все основные положения.

Не принимаются к публикации

- Точные или урезанные копии журнальных и газетных статей. Посты о последних достижениях науки должны содержать ваш разъясняющий комментарий или представлять обзоры нескольких статей.

- Юмористические посты, представляющие также точные и урезанные копии из популярных источников, цитаты сборников. Научный юмор приветствуется, но должен публиковаться большими порциями, а не набивать рейтинг единичными цитатами огромного сборника.

- Посты с вопросами околонаучного, но базового уровня, просьбы о помощи в решении задач и проведении исследований отправляются в общую ленту. По возможности модерация сообщества даст свой ответ.

Наказывается баном

- Оскорбления, выраженные лично пользователю или категории пользователей.

- Попытки использовать сообщество для рекламы.

- Многократные попытки публикации материалов, не удовлетворяющих правилам.

- Нарушение правил сайта в целом.

Окончательное решение по соответствию поста или комментария правилам принимается модерацией сообщества. Просьбы о разбане и жалобы на модерацию принимает администратор сообщества. Жалобы на администратора принимает @SupportComunity и общество пикабу.

2 года назад раскрыть ветку 1 2 года назад Не за что. Буду писать ещё, читайте 2 года назад

В какой конторе то трудишься?

2 года назад

когда читаю о всякой химии, удивляюсь - как это экономически вообще оправданно

раскрыть ветку 1 2 года назад Ещё как оправдано 2 года назад Сложно. А о каких объемах нефти идет речь, когда прибегают к таким методам? И где те большие кланяющиеся установки, которые показывают в фильмах, когда заходит разговор про нефть? раскрыть ветку 1 2 года назад Вы про станки-качалки пишете. Посмотрите мои предыдущие посты, там про них написано 2 года назад Как потом промыть всё оборудование надёжно? Загелится же. И куда девать результаты промывки? раскрыть ветку 1 2 года назад Водой из скважин ППД и промывается. Там давление такое, что смывает все. Все уходит в скважину на продавку геля показать ещё 0 комментариев Похожие посты 2 месяца назад

Ответ на пост «Про нефть - 2»

Автор пишет, что от писем с рацпредложениями в нефтяные компании нет никакой реакции. Вполне возможно, что в Татнефти письма таки читают. =)

Я технически в этом ничего не понимаю, но разделы Реферат и Формула изобретения совпадают слово в слово.

Интересно услушать комментарии юристов по патентному праву.

5 месяцев назад

Правда ли, что нефть образовалась из останков динозавров?

(Для ЛЛ: существуют разные теории, но. нет)

Учёные до сих пор не пришли к единому мнению о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории её происхождения. Согласно первой — органической, или биогенной, — основой для нефти стали останки древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или покрывались слоями на континенте. Затем, после переработки микроорганизмами и под воздействием температуры и давления, они сформировали богатые органическим веществом нефтематеринские (способные рождать нефть) породы.

Из этого короткого описания может сложиться ложное ощущение скоротечности процесса образования нефти из органических останков. На самом деле он, по расчётам учёных, занимает в среднем от 10 до 60 млн лет.

В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти соседствуют с осадочными породами. Мало того, живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры — например, пигменты хлорофилла, широко распространённые в живой природе. Ещё более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода в биомаркерах и других углеводородах нефти. Всё это делает органическую теорию происхождения вещи значительно более популярной в современной науке.

Однако и сторонники неорганической теории приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Версий неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел много, но все они опираются на одни и те же факты.

Во-первых, многие (хотя и не все) месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения нефти встречаются не только в осадочных, но и в магматических и метаморфических горных породах (хотя они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, атмосферах других планет и рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, есть реки и озёра из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. А поскольку считается, что за пределами Земли на данный момент нет жизни, сторонники неорганической теории этим доказывают, что углеводороды вполне обходятся и без органики.

Очевидно, что посильный вклад динозавров в образование нефти может рассматриваться только в рамках первой теории — органической. Однако против этого есть два серьёзных аргумента.

1. Согласно господствующей сегодня концепции, нефть существовала в течение львиной доли времени существования нашей планеты (4 млрд лет). В пользу этого, помимо технических выкладок, говорят многочисленные находки. Например, в 1998 году в Австралии крошечные капли нефти были обнаружены внутри скальных пород, возраст окончательного образования которых доходит до 3,8 млрд лет. В то же время динозавры (кроме так называемых птичьих) просуществовали с отметки примерно в 250 млн лет назад до отметки в 66 млн лет назад. Иными словами, если всю историю существования нефти разбить на 16 равных отрезков, то динозавры попадут в последний, 16-й. Без них нефть вполне удачно образовывалась, хотя немалая часть существующих запасов нефти и появилась в последний отрезок.

2. Животные не составляют и 1% от общей биомассы Земли. Таков расклад сейчас, таким он был, если верить специалистам, и миллионы лет назад. По мнению ученых, исходным материалом для образования нефти служили и продолжают служить микроорганизмы, населяющие прибрежные морские воды, — планктон, 90% которого составляет фитопланктон. Иными словами, нефть — это в первую очередь результат разложения растений, а во вторую (или даже десятую) — животных, и то преимущественно мелких, но почти обязательно морских.

Таким образом, официальная наука не позволяет говорить о каком-то мало-мальски заметном участии динозавров в образовании нефти. В то же время опровергнуть наличие хотя бы микроскопической роли этих животных в процессе тоже невозможно.

И по сей день динозавр Дино украшает логотип корпорации, в чём-то способствуя жизни этого мифа.

Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин.

Продуктивный пласт неоднороден по физическим свойствам и поэтому приток жидкости и газа в скважину по мощности пласта распределяется неравномерно. На профиль притока значительно влияют загрязнения, вносимые в призабойную зону пласта при его вскрытии и разработке. Для своевременного принятия мер по увеличению разрабатываемой мощности пласта и правильного выбора воздействия на забой изучается профиль притока. Для этого используются глубинные дебитомеры (расходомеры). Дебитомеры или расходомеры перемещаются вдоль перфорированного интервала и позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения).

Рис. 6.5 Профиль притока.

На рис. 6.5 показан профиль притока, снятый глубинным дебитомером. Как следует из этого рисунка, приток жидкости в скважину происходит лишь в двух интервалах (1 и 2).

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участие в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины. Изучение профилей притока, снятых при различных режимах эксплуатации скважины с одновременным измерением забойного давления на каждом из режимов, позволяет оценить продуктивность и свойства каждого пласта.

Понятие о термодинамических методах исследования скважин.

Термодинамические исследования позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.

Изменение температуры Т недр Земли с глубиной z (естественная геотерма) можно представить уравнением:

Т = То + Г-z (6.22) где То - температура нейтрального слоя; Г геотермический градиент ( в среднем равен 0,033 °С/м).

Рис. 6.6 Распределение температуры по стволу скважины.

Тг - геотерма - естественное распределение температуры в неработающей скважине; Т„ - термограмма - распределение температуры в работающей скважине.

Если То привести к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. В добывающей скважине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие породы, причем со временем t распределение температуры стабилизируется. Геотерма и термограммы используются при проектировании и анализе эксплуатации скважин.

Фильтрация в скважину вызывает дроссельный эффект. При притоке воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа - охлаждается. По термограмме можно оценить условия и радиус зоны выпадения парафина в пласте. При притоке однородной нефти дроссельные эффекты незначительны (температура нефти может повышаться всего на 0,4-0,6 °С при депрессии около 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяют аномалии температуры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, снятых после остановки нагнетательных скважин, что позволяет выделить поглощающие пласты.

Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при постоянном отборе. Потоки из каждого пласта, имея различную температуру и последовательно смешиваясь, обуславливают скачкообразное изменение температуры потока смеси. Термометрия позволяет также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.

Построение профиля притока в скважине с 7-стадийным МГРП

После завершения работ по проведению 7 стадий ГРП и выводу скважины на режим, были отобраны пробы и построен профиль притока в горизонтальной скважине № U6101 Уренгойского месторождения. На данной скважине запланировано проведение 8 стадий ГРП в 2 этапа. Первый этап состоит из 7 стадий, второй еще из одной стадии. Продуктивные пласты Ач3, Ач5_1, Ач5_2-3 относятся к Ачимовским отложениям, имеют пластовое давление 612 атм и температуру 110 С.

При проведении 7 стадий ГРП, в каждой зоне был размещен маркированный пропант со своим уникальным кодом объемом 15 тонн на каждую стадию, при общем объеме 200 тонн на стадию. Расчетный профиль проводимости трещины приведен на Рисунке 9.

Рисунок 9 – Расчетный профиль проводимости трещины

В результате обработки пакета устьевых проб, отобранных через 4 месяца после проведения многостадийного гидроразрыва пласта, был построен график работы каждой стадии, характеризующий работу скважины в период проведения исследований (График 1). Такое представление данных позволяет проанализировать работу скважины и провести постадийный анализ динамики отработки жидкости, обводненности продукции и других важных показателей для разработки.

График 1 – Распределение работы интервалов скважины

Результаты исследований эффективности работы портов МГРП скважины U6101 показывают следующее:

1) Обводненность пластовой продукции – 14%;

2) 1 порт, 3 порт, 4 порт и 7 порт характеризуются незначительным вкладом, суммарно на 4 продуктивных интервала приходится только 11% от общей работы скважины;

3) 2 порт вносит 18% в работу скважины (17% по УВ, 1% по воде);

4) 5 порт вносит около трети от общего объема - 30% (25% по УВ, 5% по воде);

5) Наибольшее значение притока по УВ дает 6 порт – 34%, по воде значение составляет 7%.

Таким образом, по результатам маркерных исследований можно сделать вывод, что наибольший вклад в работу скважины вносят 5 порт и 6 порт, суммарно обеспечивая 71% от работы скважины.

Заключение

Постепенное наращивание объемов пропанта на новых скважинах дает прирост в дебитах, что позволяет обосновать экономическую целесообразность высокообъемного ГРП. В условиях отсутствия ограничивающих факторов для объемной закачки пропанта, таких как близкорасположенные водоносные горизонты, превышение максимального давления закачки и др. тренд на увеличение объемов будет продолжен до тех пор, пока это ведет к увеличению дебитов.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта коллектора при горизонтальной проходке неоднородны ввиду геологического строения, что сказывается на фильтрации многофазного потока и приводит, в конечном счете, к изменениям фазовых проницаемостей, что значительно усложняет прогнозирование эффективности разработки газоконденсатных залежей. Применяемый метод маркерной диагностики позволяет оценить степень и источник обводнения общего потока поступающего флюида, и в перспективе исключить зоны, из которых поступает наибольшее количество воды.

В отличие от традиционных методов исследования горизонтальных скважин, технология мониторинга притока не потребовала использования специальных средств доставки приборов, не была сопряжена с рисками прихвата оборудования и неоднозначностью интерпретации.

Список использованных источников:

1. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. — М.: Недра, 1986. — 165 с

3. ЦДУ ТЭК, Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса. Статистические данные по отраслям ТЭК. Отчет «Скважины, законченные строительством в горизонтальном бурении», 2017.

4. Рудницкий C.В., Ананенко С.В., Кравец В.А. Маркетинговое исследование российского рынка мониторинга многостадийного ГРП. ООО «Эр Пи Ай Истерн Юроп», 2017.

5. ЦДУ ТЭК, Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса. Статистические данные по отраслям ТЭК. Отчет «Проведение гидроразрыва пластов», 2017.

6. Kawasaki et al. Nanotechnology, nanomedicine, and the development of new, effective therapies for cancer. Nanomedicine: Nanotechnology, Biology, and Medicine. 2005; Volume 1, 101–109.

7. Alivisatos, et al. Quantum dots as cellular probes. Annu. Rev. Biomed. Eng. 2005, 55–76.

8. Комплексные исследования трассерных технологий в пластовых условиях / М. Дулкарнаев, К. Овчинников, А. Гурьянов, А. Анопов, Е. Малявко. SPE-192564-RU, доклад на Ежегодной Каспийской технической конференции и выставке SPE, 31 октября - 2 ноября, 2018, Астана, Казахстан.

9. А.В. Гурьянов, А.Ю. Каташов, К.Н. Овчинников. Диагностика и мониторинг притоков скважин с помощью трассеров на квантовых точках. – Время колтюбинга, 2017, № 2 (60), c. 42-51.

Читайте также: