Методы и мероприятия по регулированию процесса добычи нефти.

Путем проведения по скважинам различных геолого-техничес­ких мероприятий можно включать неработающие части за­лежей, интенсифицировать и замедлять разработку в дейст­вующей части объема залежи для реализации принятого прин­ципа регулирования. К числу таких мероприятий относятся: - оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфора­ции пластов объекта разработки; - установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин; - изменение направления фильтрационных потоков жидкос­ти в пластах; - воздействие на призабойную зону скважин; проведение гидроразрывов пластов; - применение одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и од­новременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при многоплас­товом строении объекта; - изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение полностью обводнившихся скважин и пластов.

Для решения этой задачи проводят следующие мероприя­тия: - проводят выборочную дополнительную перфорацию и на­правленный гидроразрыв менее проницаемых пластов; - повышают давление нагнетания воды, обеспечивающее приемистость ранее не принимавших воды малопроницаемых пластов; - уменьшают приемистость высокопроницаемых пластов (прослоев) путем их частичной закупорки нагнетанием хими­ческих реагентов, пен, воды с механическими добавками, за­гущенной воды; -снижают забойное давление в добывающих скважинах, способствующее включению в работу малопродуктивных пла­стов; - организовывают раздельную закачку воды в пласты с раз­личной проницаемостью и раздельный отбор жидкости из этих пластов путем их разобщения с применением специаль­ного оборудования.

1.

2. 31.Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Метод термометрии. Термометрия является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при исследовании эксплуатационных характеристик пласта. Термометрия применяется для: выделения работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявления заколонных перетоков снизу и сверху; выявления внутриколонных перетоков между пластами; определения мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определения нефте-газо-водопритоков; выявления обводненных пластов; определения динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве; контроля работы и местоположения глубинного насоса; определения местоположения мандрелей и низа НКТ; оценки расхода жидкости в скважине, оценки Р_пл и Р_нас ; определение Т_пл и Т_заб; контроля за перфорацией колонны; контроля за гидроразрывом пласта.

Физические основы метода. Распределение естественной температуры пород по глубине характеризуется геотермой  температурной кривой, записанной в простаивающей скважине, удаленной от мест закачки и отбора флюида. Геотерма принимается за базисную температурную кривую. Сопоставление термограмм скважин с геотермой позволяет по расхождению между ними выделять интервалы нарушения теплового равновесия, вызванного процессами, происходящими в пласте и стволе скважины, и по характерным отличиям судить о причине нарушения теплового равновесия.

При отсутствии геотермы по данной сква­жине используется типовая геотерма для данного месторождения

Аппаратура. Для измерения температуры применяют термометры сопротивления, спускаемые на геофизическом кабеле. Существуют термометры двух типов: высокочувствительные и с обычной чувствительностью до 0.3 град. Действие основано на изменении сопротивления металлического проводника с изменением температуры.

Термометр сопротивления комплексируют с приборами остальных методов ГИС. Он является частью технологического блока в сборках модулей.

Метод механической расходометрии. Измерения механическими расходомерами производят для следующих целей: выделение интервалов притока или приемистости в дейст­вующих скважинах; выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки; распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интер­валами; получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Физические основы метода Программа работ для установления распределения суммарного дебита по пластам предусматривает запись непрерывной кри­вой и измерения на точках. Непрерывная диаграмма записывается в интервалах перфора­ции и прилегающих к ним 10-20 метровых участках ствола.Точечные измерения проводятся в перемычках между исследуе­мыми пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации, на участках, характеризующихся постоянством показаний прибора на непрерывной кривой.

Аппаратура. Из механических дебитомеров-расходомеров на практике применяются в основном приборы с датчиками турбинного типа – свободно вращающейся вертушки. Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы. Скорость вращения вертушки пропорциональна объемному расходу смеси.Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние – только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока через измерительную камеру, в которую помещена турбинка.Комплексируют с термокондуктивной расходометрией и другими методами изучения «притока-состава»

Метод влагометрии (диэлькометрия) применяют: для определения состава флюидов в стволе скважины; выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей; установления мест негерметичности обсадной колонны; при благоприятных условиях – для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.

Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60 % метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.

Физические основы метода. Использование диэлькометрической влагометрии для иссле­дования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости.

Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока.

Аппаратура. Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC или RC- генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты.

В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные – для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры – беспакерные.