1. Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд

• Название: 1. Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд
• Дата: 10.10.2022
• Размер: 1.02 Mb.
• Имя файла: Otvety_Kopytov.docx
• Тип: Закон; #726190
• страница: 3 из 7

40. 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).

41. Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений

В процессе разработки кондиция полезных ископаемых меняется и необходимо оценить их остаточное содержание. Важным является определение уровня ВНК, ГНК и ГВК. Правильная оценка этих уровней позволяет контролировать темп разработки и выбрать период необходимый для перевода скважины или геологического объекта в другой вид категории. В Западной Сибири важной является оценка состояния ствола скважины и техническое состояние эксплуатационной колонны и эксплуатационного объекта. Для решения этих задач применяется комплекс ГИС контроля за разработкой.

Задачи геофизических методов контроля:

1) контроль за распределением коллекторов в объеме объекта разработки;

2) контроль за распределением начальной нефтенасыщенности в объеме каждого эксплуатационного объекта;

3)контроль за работающими интервалами в добывающих и нагнетательных скважинах;

4)контроль за источниками обводнения продукции добывающих скважин;

5)контроль за интервалами обводнения объектов разработки методами ИННК (импульсный нейтрон нейтронный каротаж) в контрольных скважинах (в т.ч. в транзитных скважинах);

6)контроль за текущей нефтенасыщенностью объектов разработки по результатам комплексного каротажа уплотняющего фонда скважин;

7)контроль за интервалами обводнения добывающих скважин методами термо-, плотно- и влагометрии;

8)контроль за эффективностью различных ГТМ в скважинах (при использовании методов интенсификации, изоляции водопритоков, при применении потокоотклоняющих технологий и т.д.).

9) определение технического состояния скважины (опрессовка, термометрии я и влагометрия)

10) определение качества цементного камня (АКЦ – акуст. цементометрия, СГДТ)

42. Задачи промысловых методов контроля за разработкой нефтяных месторождений

.

1. 
   контроль за динамикой дебитов;
   
2. 
   контроль за процессами обводнения продукции скважин;
   
3. 
   контроль за динамикой фонда скважин;
   
4. 
   контроль за текущими показателями (суточные, месячные, квартальные, годовые отборы и закачки);
   
5. 
   контроль за стадийностью разработки месторождения (по динамике годовых отборов нефти);
   
6. 
   контроль за темпом разработки (по величине годового отбора нефти в % от цифры извлекаемых запасов);
   
7. 
   контроль затекущим показателем компенсации годовых отборов жидкости закачкой;
   
8. 
   контроль за накопленными показателями (нефти, жидкости, закачки);
   
9. 
   контроль за динамикой накопленной компенсации на начало каждого года;
   
10. 
    контроль за эффективностью различных ГТМ по характеристикам вытеснений;
    
11. 
    определение текущей нефтеотдачи по объектам разработки и по месторождению. В многопластовых м/р перечисленные задачи решаются по отдельным ЭО.
    

Основная задача промысловых методов контроля — получение информации для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и экс­плуатации скважин. Контроль за разработкой производится при помощи исследований скважин и пластов. Исследования начинаются сразу же после открытия залежей и продолжаются в течение всей «жизни» ме­сторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Пр. Скважинные дебито- и расходометрические исследования Термодинамические исследования скважин