Способ мониторинга за подземным размещением жидких промышленных отходов в глубоких водоносных горизонтах

Способ мониторинга за подземным размещением жидких промышленных отходов в глубоких водоносных горизонтах

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и используется в экологическом контроле за подземным размещением жидких промышленных отходов (ЖПО) в глубоких водоносных горизонтах при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, а также при эксплуатации подземных хранилищ газа.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известен способ мониторинга за подземным размещением ЖПО в глубоких водоносных горизонтах с использованием термометрии, резистивиметрии, глубинной расходометрии и повторным контролем цементирования акустическим и другими видами каратожа, а также путем систематического отбора проб глубинных флюидов, представляющих ЖПО или смесь ЖПО с пластовыми водами, из наблюдательных скважин и их химического анализа и регистрации давлений на агрегатах, в затрубном пространстве и устье поглощающей скважины (см. Гаев А.Я. Подземное захоронение сточных вод на предприятиях газовой промышленности. - Л.: Недра, 1981, с.125-142). При этом способе используется серия наблюдательных скважин для наблюдения как за поглощающим горизонтом, так и за вышезалегающими водоносными горизонтами. Их количество для одного полигона захоронения ЖПО может достигать одного или двух десятков скважин и более.

Недостатком указанного способа является низкая достоверность оценки и ненадежность мониторинга, т.к. факт перетока ЖПО в межколонное и заколонное пространство или вышерасположенные водоносные горизонты можно зафиксировать только в момент достижения ЖПО забоя наблюдательных скважин, т.е. значительно позже самого нарушения герметичности (от нескольких суток до месяцев). Кроме того, способ является громоздким, объемным и, следовательно, неоперативным, что значительно снижает его эффективность;

- в качестве прототипа нами взят способ мониторинга за подземным размещением ЖПО в глубоких водоносных горизонтах, включающий периодическое проведение термометрии и дебитометрии по стволу поглощающей (нагнетательной) скважины, эксплуатационную закачку ЖПО в поглощающую скважину с регистрацией фактических начальных и текущих давлений на насосных агрегатах, фактических давлений на устье насосно-компрессорных труб (НКТ), заколонном и межколонном пространствах поглощающей скважины, сопоставление показателей, определение состояния технической надежности нагнетательной системы насосных агрегатов скважин и процесса закачки ЖПО с последующим изменением режимов закачки (см. а.с.№1162950 от 24.06.1983 по кл. Е 21 В 43/14, опубл. в ОБ №23, 1985 г.)

Недостатком описываемого способа является недостоверность и ненадежность мониторинга, т.к. в основе способа лежит регистрация устьевых давлений (в НКТ, заколонном и межколонном пространствах), которые не отражают действительной картины гидродинамических изменений в поглощающем пласте. Температура и минерализация закачиваемых ЖПО существенно искажают регистрируемые значения устьевых давлений. По данным экспериментальных исследований установлено, что устьевое давление в НКТ падает до 0,07 МПа при глубине скважины 1000 м и росте минерализации ЖПО с 10 до 20 г/дм³. Устьевые заколонные и межколонные давления увеличиваются на 2,6 МПа при росте температуры в скважине с 20 до 25° С и падении плотности ЖПО с минерализацией 10 г/дм³ с 1005,3 кг/м³ до 1004,1 кг/м³. По прототипу утверждается, что при нормальном ходе закачки устьевые давления в НКТ, заколонном и межколонном пространствах поглощающей скважин не превышают первоначальных значений, что противоречит как теории, так и практике подземной гидродинамики. Поэтому не всегда правильным является утверждение авторов описываемого способа о том, что регистрация устьевых давлений выше нуля в заколонном и межколонном пространствах свидетельствует о предаварийном или аварийном состоянии закачки. Из теории и практики гидродинамических исследований известно, что при эксплуатации скважин давление в них изменяется при постоянстве гидродинамических показателей пласта. Поэтому вывод о том, что о надежности закачки свидетельствует постоянство устьевых давлений ошибочно. Постоянство устьевых давлений во времени в НКТ, по мнению авторов заявляемого способа, свидетельствует о межпластовых перетоках ЖПО, а сравнение текущих показателей процесса закачки с начальными недопустимо, т.к. приводит к ложным выводам о состоянии закачки.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, заключается в следующем:

повышается достоверность и надежность мониторинга за подземным размещением ЖПО в глубоких водоносных горизонтах за счет включения в систему мониторинга резервной скважины и использования прогнозных показателей эксплуатационных характеристик как поглощающей, так и резервной скважин, а также эксплуатационных параметров поглощающего пласта, что позволит оценить техническую надежность нагнетательной системы насосных агрегатов, поглощающей и резервной скважин, а также процесса закачки ЖПО.

Технический результат достигается с помощью известного способа, включающего периодическое проведение термометрии по стволу поглощающей скважины, эксплуатационную закачку ЖПО в поглощающую скважину с регистрацией фактических давлений и расходов на насосных агрегатах, фактических давлений на устье НКТ поглощающей скважины, сопоставление показателей, определение состояния технической надежности нагнетательной системы насосных агрегатов скважин и процесса закачки ЖПО с последующим изменением режимов закачки. При этом новизна заявленного способа заключается в том, что дополнительно перед эксплуатационной закачкой ЖПО проводят их пробную закачку в поглощающую скважину, ступенчато изменяя расход. По известному в гидрогеологии уравнению поглощения определяют исходные гидродинамические параметры для расчета прогнозных показателей эксплуатационных характеристик поглощающей и резервной скважин. В процессе эксплуатационной закачки ЖПО дополнительно регистрируют в поглощающей скважине фактическое давление на забое, фактическое давление на устье в затрубном пространстве, фактический расход ЖПО на устье, фактические положения от устья скважины забоя, верхней и нижней границ интервала поглощения. Дополнительно регистрируют в резервной скважине фактическое давление на забое, фактические положения уровня жидкости от устья скважины, верхней и нижней границ интервала поглощения. Далее сопоставляют прогнозные показатели эксплуатационных характеристик поглощающей и резервной скважин с фактическими и рассматривают различные условия, возникающие от этого сопоставления с рекомендацией конкретных действий оператору, производящему закачку ЖПО.

Пробную закачку со ступенчатым изменением расхода проводят для установления уравнения поглощения:

где Р° _ПСпл - естественное пластовое давление в поглощающей скважине до начала закачки, МПа;

Р° _{ПС зaб} - забойное давление при пробной закачке в поглощающей скважине, МПа;

Q

ф

ПС уст

- фактический расход ЖПО на устье поглощающей скважины при их пробной закачке, м³/сут;

а, в, с - эмпирические коэффициенты, получаемые при аппроксимировании кривой поглощения (индикаторной кривой).

На основе уравнения поглощения определяют гидродинамические параметры пласта, необходимые впоследствии для расчета прогнозных показателей эксплуатационных характеристик поглощающей и резервной скважин.

Максимальный расход ЖПО при их пробной закачке должен составлять не менее 60% от проектного значения, что регламентируется “Временной инструкцией по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин” (утв. Зам. председателя Госкомитета по топливной промышленности С. Оруджевым 28.04.1963 г.), ВНИИ, Москва, 1963 г.

Из уравнения (1) рассчитывают коэффициент приемистости (К) поглощающей скважины

Поглощающая скважина

Расчет прогнозных показателей эксплуатационных характеристик поглощающей скважины.

Р

пр

ПС заб

- прогнозное давление на забое поглощающей скважины, МПа.

Р

пр

ПС заб

- является очень важной характеристикой процесса закачки ЖПО, т.к. только оно характеризует процессы, происходящие в пласте. Основные изменения в пласте при закачке в него ЖПО заключаются в том, что в пласт-коллектор принудительно внедряется определенный объем ЖПО, который замещает здесь пластовые воды, оттесняя их от поглощающей скважины. Этот процесс осуществляется за счет увеличения пластового (забойного) давления в точке расположения поглощающей скважины и формирования конуса нагнетания (репрессии) вокруг нее.

P

пр

ПС заб

рассчитывают по формуле

где Р° _{ПС заб} - забойное давление при пробной закачке в поглощающей скважине, МПа;

Q

пр

ПС уст

- прогнозный расход ЖПО на устье поглощающей скважины, м³/сут;

kh/μ - гидропроводность пласта, м³/MПa· сут;

k - проницаемость, м²;

h - толщина пласта, м;

μ - вязкость ЖПО, МПа· сут;

R_к - контур влияния закачки, м;

где χ - пьезопроводность пласта, м²;

t - продолжительность закачки, сут;

r₀ - радиус поглощающей скважины, м.

Гидродинамические параметры пласта (kh/μ , χ ) определяют по результатам пробной закачки.

Гидропроводность пласта (kh/μ ) определяют путем преобразования зависимости (3)

Толщину пласта (h) определяют по данным стандартного или термокаротажа.

Вязкость ЖПО (μ ) определяют экспериментально в лаборатории или из справочных таблиц.

Пьезопроводность пласта (χ ) определяют также по результатам гидродинамических исследований по формуле

где m - пористость пласта, доли;

β _ЖПО, β _с - коэффициент сжимаемости ЖПО и скелета пласта, МПа^-1.

Из приведенной зависимости (3) видно, что при нормальном ходе закачки Р

пр

ПС заб

не может быть постоянным. При постоянных k, h, μ , Q

пр

ПС уст

оно растет за счет увеличения R_к; также его рост будет наблюдаться при увеличении Q

пр

ПС уст

и (или) μ , уменьшении h и k.

Р

пр

ПС уст

- прогнозное устьевое давление в НКТ поглощающей скважины, МПа.

Определяется по следующей зависимости:

где Δ Р_тр -потери давления на трение, МПа;

ρ - усредненная плотность ЖПО по стволу скважины, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м²/с;

Н - высота ствола жидкости в поглощающей скважине, м.

где Q

пр

ПС уст

-прогнозный расход ЖПО на устье поглощающей скважины, м³/сут;

L - длина НКТ поглощающей скважины, м;

d - внутренний диаметр НКТ, см.

Плотность ЖПО (ρ ) зависит от их минерализации, давления и температуры в поглощающей скважине

Р=f(M, t, Р).

Плотность ЖПО (ρ ) определяют экспериментальным путем в лабораторных условиях при 20° С, расчетным путем по эмпирическим формулам или путем замера давления в поглощающей скважине, используя зависимость (7).

Высоту столба жидкости в поглощающей скважине (Н) определяют путем измерения ее глубины уровнемером.

Р

пр

ПС затр

, Р

пр

ПС эак

, Р

пр

ПС МК

- прогнозные устьевые давления в затрубном, заколонном и межколонном пространствах поглощающей скважины.

Если при строительстве поглощающей скважины установлен пакер, то устьевые давления в указанных пространствах поглощающей скважины равны нулю.

Если пакер не установлен, то указанные давления определяются по формуле

где Н -высота столба жидкости в поглощающей скважине, м;

ρ - плотность жидкости, заполняющей указанные пространства поглощающей скважины, кг/м.

Устьевые давления в затрубном, заколонном и межколонном пространствах поглощающей скважины будут зависеть от температуры жидкости, заполняющей эти пространства. С ростом температуры заполняющей эти пространства жидкости указанные давления будут расти, а с падением температуры - падать.

Q

пр

ПС уст

- прогнозный расход ЖПО на устье поглощающей скважины, м³/сут.

Величина прогнозного расхода ЖПО на устье поглощающей скважины определяется проектом полигона подземного размещения ЖПО.

L

пр

ПС заб

- прогнозное положение забоя от устья поглощающей скважины, м.

Прогнозное положение забоя не должно превышать нижней границы интервала поглощения.

L

пр

ПС НГ

-L

пр

ПС BГ

- прогнозное положение нижней и верхней границ интервала поглощения поглощающей скважины, м.

Прогнозное положение от устья верхней границы интервала поглощения поглощающей скважины не должно превышать верхней границы интервала перфорации.

Фактические показатели эксплуатационных характеристик поглощающей скважины.

P

ф

ПС заб

-фактическое забойное (пластовое) давление поглощающей скважины, МПа.

Забойные давления замеряются глубинными манометрами различных марок типа МСУ. МГН и т.д.

Р

ф

ПС НКТ

, P

ф

ПС затр

, Р

ф

ПС МК

, Р

ф

ПС зак

- фактические давления на устье в насосно-компресорных

трубах, в затрубном, межколонном, заколонном пространствах поглощающей скважины, МПа. Их замер производится техническими или образцовыми манометрами (МО кл. 04).

Q

ф

ПС уст

- фактический расход ЖПО на устье поглощающей скважины, м³/сут.

Определяют расходомерами различных марок (или объемным методом).

L

ф

ПС заб

- фактическое положение забоя поглощающей скважины, м.

Определяют путем замера глубины остановки при спуске в скважину любого глубинного прибора.

L

ф

ПС НГ

-L

ф

ПС BГ

- фактическое положение нижней и верхней границ интервала поглощения, м.

Определяют путем глубинной термометрии.

Начало кольматации пласта и уменьшение эффективной толщины его фиксируется при поднятии головы песчаной пробки на забое выше нижней границы интервала поглощения.

Резервная скважина

При проектировании полигонов подземного размещения ЖПО на предприятиях постоянного действия (газоконденсатные, нефтяные месторождения, подземные хранилища газа) обязательно предусматривается наличие как минимум одной резервной скважины с целью обеспечения бесперебойной закачки ЖПО.

Предлагается по заявляемому способу включить простаивающую до определенного момента резервную скважину в систему мониторинга за подземным размещением ЖПО. Это дает возможность повысить надежность мониторинга за счет уточнения гидродинамических параметров пласта не только методом пробной закачки, но и методами гидропрослушивания резервной скважины.

Прогнозные показатели эксплуатационных характеристик резервной скважины.

Р

пр

РвС заб

- прогнозное забойное давление в резервной скважине, МПа.

где Р

0

РвС заб

- давление на забое резервной скважины до начала закачки, МПа;

Q

пp

РвC уст

- прогнозный расход ЖПО на устье резервной скважины, м³/сут;

R - расстояние между резервной и поглощающей скважинами, м.

l

пр

РвС ур

- прогнозное значение уровня в резервной скважине, м от устья.

где Н_РвС - глубина замера забойного давления (Р

ф

РвС заб

), м;

ρ - плотность пластовой воды, кг/м³.

L

пр

РвС заб

- прогнозное положение забоя резервной скважины, м.

Прогнозное положение забоя не должно превышать нижней границы интервала поглощения.

l

пр

РвС HГ

-l

пр

РвС ВГ

- прогнозное положение нижней и верхней границ интервала поглощения резервной скважины, м.

Прогнозное положение от устья верхней границы интервала поглощения резервной скважины не должно превышать верхней границы интервала перфорации.

Фактические показатели эксплуатационных характеристик резервной скважины.

P

ф

РвС заб

- фактическое давление на забое резервной скважины, МПа.

Замеряют глубинными манометрами различных марок (МГН, МСУ).

l

ф

РвС заб

- фактический уровень от устья скважинной жидкости в резервной скважине, м.

Замеряют уровнемером.

l

ф

РвC заб

- фактическое положение от устья забоя резервной скважины, м.

Определяют путем замера глубины остановки при спуске в скважину любого глубинного прибора.

l

ф

РвС НГ

-l

ф

РвC ВГ

- фактическое положение от устья нижней и верхней границ интервала поглощения резервной скважины, м.

Определяют путем глубинной термометрии.

Нагнетательные агрегаты

Прогнозные показатели эксплуатационных характеристик нагнетательных агрегатов.

Р

пр

ПС нас

- прогнозное давление на насосе поглощающей скважины, МПа.

Определяется паспортной характеристикой насосного агрегата.

Падение давления на подающем насосе свидетельствует о порыве подающего ЖПО трубопровода. Рост давления подающего трубопровода равен росту прогнозного давления на устье поглощающей скважины в НКТ.

Q

пр

ПС нас

- прогнозный расход ЖПО на насосе поглощающей скважины, м³/сут.

Определяется проектом полигона подземного размещения ЖПО.

Снижение расхода ЖПО свидетельствует о частичной кольматации пласта, а увеличение его может быть связано с порывом подающего трубопровода.

Фактические показатели эксплуатационных характеристик нагнетательных агрегатов.

Р

ф

ПС нас

- фактическое давление на насосе поглощающей скважины, МПа.

Замеряется образцовыми или техническими манометрами.

Q

ф

ПС нас

- фактический расход ЖПО на насосе поглощающей скважины, м³/сут.

Замеряется расходомером.

В процессе эксплуатации полигона подземного размещения ЖПО в глубоких водоносных горизонтах сопоставляют прогнозные и фактические характеристики поглощающей и резервной скважин, в случае их равенства констатируют отсутствие нарушений конструкции поглощающей скважины: насосно-компрессорных труб, затрубного, межколонного и заколонного пространств, т.е. межпластовые перетоки отсутствуют.

При условии:

P

ф

ПС затр

>P

np

ПC затр

; Р

ф

ПС затр

≥Р

ф

ПС НКТ

;

Р

ф

РвС заб

=соnst; l

ф

РвС ур

=l

пр

РвС ур

выявляют нарушение конструкции поглощающей скважины.

При условии:

P

ф

ПC нас

<Р

пр

ПС нас

; Q

ф

ПС нас

≥Q

пр

ПC нас

;

Р

ф

ПС зaб

<Р

пр

ПС заб

: Р

ф

ПС НКТ

<Р

пр

ПС НКТ

выявляют нарушение герметичности подающего трубопровода.

При условии:

L

ф

ПС заб

≤L

пр

ПC заб

; L

ф

ПС заб

≥L

ф

ПС НГ

;

L

Ф

ПС ВГ

=L

пр

ПС ВГ

выявляют начало кольматации пласта осадками ЖПО.

При условии:

Р

ф

ПС нас

>Р

пр

ПС нас

; Q

ф

ПC уст

<Q

пр

ПС уст

;

Р

ф

ПС заб

>P

пр

ПС заб

; Р

ф

ПС НКТ

>Р

пр

ПС НКТ

,

L

Ф

ПС заб

<L

ф

ПС НГ

; L

ф

ПС ВГ

≥L

пр

ПС ВГ

выявляют частичную кольматацию пласта, снижение приемистости поглощающей скважины.

При условии:

P

ф

ПС нас

>Р

пр

ПС нас

; Р

ф

ПС заб

>Р

пр

НС заб

;

Р

ф

ПС НКТ

>Р

пр

ПС НКТ

; Q

ф

ПС уст

≤Q

пр

ПС уст

;

Р

ф

РвС заб

>Р

пр

РвС заб

; l

ф

РвС ур

≤l

пр

РвС ур

;

L

ф

ПС заб

≥L

ф

ПС НГ

; L

ф

ПС ВГ

=L

пр

ПС ВГ

;

L

Ф

ПС НГ

=L

пр

ПС НГ

; l

ф

РвС заб

>l

ф

РвС НГ

выявляют полную кольматацию пласта и отсутствие связи поглощающей скважины с пластом.

При условии:

Р

ф

ПС заб

<Р

пр

ПС заб

; Р

ф

ПС НКТ

<Р

пр

ПС НКТ

;

Р

ф

РвС заб

<Р

пр

РвС

; L

ф

PвC ур

>l

пр

РвС ур

;

L

ф

ПС заб

≥L

пр

ПС НГ

; L

ф

ПС ВГ

=L

пр

ПС ВГ

;

L

ф

ПС НГ

=L

пр

ПС НГ

выявляют изменение гидродинамических параметров пласта в сторону их улучшения.

При условии:

Р

ф

ПС заб

<Р

пр

ПС заб

; P

ф

ПC НКТ

<P

пр

ПC НKТ

;

Р

ф

РвС заб

<Р

пр

РвС заб

; l

ф

РвС НГ

>l

пр

РвС НГ

выявляют образование заколонных или межколонных перетоков.

При условии:

Р

ф

РвС заб

=соnst≠ Р

пр

РвС заб

;

l

ф

PвC уp

=соnst≠ l

пр

РвC ур

;

l

ф

РвС HГ

<l

пр

РвС ВГ

выявляют отсутствие связи с пластом резервной скважины, т.к. скважина не реагирует на закачку ЖПО.

Анализ патентной документации и научно-технической литературы показал, что известна пробная закачка ЖПО в поглощающую скважину, а также само математическое выражение уравнения поглощения (см. Гидрогеологические исследования для обоснования подземного захоронения промышленных стоков/ Государственное геологическое предприятие “Гидроспецгеология”; под ред. В.А.Грабовникова. -М.: Недра, 1993, с.125). Нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с остальной совокупностью отличительных признаков заявляемого технического решения. Таким образом, заявляемые нами существенные признаки не следуют явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. имеют изобретательский уровень.

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается на примере моделирования организации системы мониторинга за подземным размещением стоков Ямсовейского газоконденсатного месторождения (ЯГКМ).

Стоки, образующиеся при добыче газа ЯГКМ, содержат такие несвойственные природе компоненты, как триэтиленгликоль, метанол, нефтепродукты, фенолы и др.

Для их закачки используется полигон, состоящий из двух глубоких скважин: поглощающая 1П -1273 м и резервная 2П -1270 м.

Сброс промстоков в объеме 160 м³/сут осуществляется в пределах Ямсовейской структуры, представляющей собой куполовидное поднятие, непосредственно под водоплавающую сеноманскую газовую залежь на 110 м ниже газоводяного контакта, в ее подошвенную часть.

В настоящее время в связи со строительством и последующем вводом дожимной компрессорной станции суммарный объем жидких промышленных отходов ЯГКМ может увеличиться до 310 м³/сут.

Нами установлено, что поглощающая скважина 1П в состоянии принимать ЖПО с дебитом 310 м³/сут при репрессии на пласт в конце срока эксплуатации полигона (через 22 года) 6,45 МПа.

Перед началом эксплуатации полигона подземного размещения ЖПО на ЯГКМ проведена их пробная закачка на пяти режимах со ступенчато изменяющимся расходом ЖПО: 198, 347, 464, 640, 716 м³/сут. При этом репрессии на забойное давление составляли соответственно: 4,32; 5,47; 5,57; 5,79; 5,80 МПа. Проектный расход ЖПО на ЯГКМ составляет 310 м³/сут.

По полученным данным установлено уравнение поглощения (1):

Р° _{ПС пл}-Р° _{ПС заб}=9*10^-6*(Q

ф

ПС уст

)²-0,011*Q

ф

ПС уст

-2,79

На основе этих исследований определили гидродинамические параметры пласта:

а) гидропроводность k*h/μ =6.32*10^-3 м³/МПа*с;

б) пьезопроводность χ =23,9*10 м²/сут.

Рассчитывают прогнозные показатели эксплуатационных характеристик поглощающей скважины 1П.

Р

пр

ПС заб

-прогнозное забойное давление в скважине 1П в начальный период эксплуатации рассчитывают по формуле (1):

Р

пр

ПС заб

=11,18-9· 10^-6·310²+0,011· 310+2,79=16,51 МПа

При этом 11,18 МПа (Р

0

ПС заб

) -величина забойного (пластового) давления на момент до начала эксплуатации полигона на глубине 1210 м.

Забойное давление в скважине 1П должно меняться во времени. Например, через год эксплуатации полигона Р

пр

ПС заб

составит

Прогнозное устьевое давление в НКТ на момент начала эксплуатации полигона рассчитывают по формуле (7)

Р

пр

ПС заб

=11,18+(16,51-11,18)+0,026-1210*9,8*10^-3=4,65 МПа;

потери давления на трение рассчитывают по формуле (8)

АР_тр=2,256*10^-5*310²*1210/11,45=0,026 МПа;

через год эксплуатации полигона прогнозное устьевое давление в НКТ составит

Р

пр

ПС затр

=Р

пр

ПС зaк

=Р

пр

ПС МК

=0, т.к. закачка в скважину 1П ведется через НКТ с установкой пакера.

Q

пр

ПС уст

=310 м³/сут;

L

пр

ПС заб

=1250 м;

L

пр

ПС НГ

-L

пр

ПС ВГ

=1163-1218 м (по результатам глубинной термометрии).

Рассчитывают прогнозные показатели эксплуатационных характеристик резервной скважины 2П.

Прогнозное забойное давление в резервной скважине 2П на момент начала эксплуатации полигона

Р

пр

Рвс заб

=11,23 МПа

Расстояние между скважинами 1П и 2П составляет 100 м.

Прогнозное значение уровня в резервной скважине 2П через год эксплуатации полигона рассчитываем по формуле (11)

от устья;

l

пр

РвС заб

=1252 м;

l

пр

РвС НГ

-l

пр

РвС ВГ

=1181-1237 м (по результатам глубинной термометрии).

Прогнозные показатели эксплуатационных характеристик нагнетательных агрегатов.

Р

пр

ПС нас

=6 МПа;

Q

пр

ПС нас

=310 м³/сут.

Далее в примере приводятся данные о прогнозных и фактических значениях эксплуатационных характеристик поглощающей скважины 1П, резервной скважины 2П и нагнетательных агрегатов при различных состояниях закачки.

При нормальном ходе закачки фактические эксплуатационные характеристики поглощающей скважины 1П и резервной скважины 2П будут равны прогнозным и к концу 1-го года эксплуатации составят:

а) параметры на нагнетательных агрегатах

Р

пр

ПС нас

=P

ф

ПС нас

=6 МПа; Q

пр

ПС нас

=Q

пр

ПС нас

=310 м³/сут;

б) параметры на поглощающей скважине 1П

Q

пр

ПС уст

=Q

ф

ПС уст

=310 м³/сут; Р

пр

ПС заб

=P

ф

ПС заб

=17,48 МПа;

Р

пр

ПС НКТ

=P

ф

ПС НКТ

=5,61 МПа; Р

пр

ПС затр

=P

ф

ПС затр

=0;

Р

пр

ПС зак

=Р

ф

ПС зак

=0; Р

пр

ПС МК

=Р

ф

ПС МК

=0; L

пр

ПС заб

=L

ф

ПС заб

=1250 м;

L

пр

ПС НГ

-L

пр

ПС ВГ

=L

ф

ПС НГ

-L

ф

ПС ВГ

=1163-1218 м;

в) параметры на резервной скважине 2П

P

пр

PвC зaб

=P

ф

PвC зaб

=11,52 MПa;

l

пр

РвС уp

=l

ф

РвС уp

=41 м;

l

пр

РвС заб

=l

пр

РвС заб

=1252 м;

l

пр

РвС HГ

-l

пр

РвС ВГ

=l

ф

РвС НГ

-l

ф

РвС ВГ

=1181-1237 м.

Закачка продолжается.

При условии

P

ф

ПС затр

>P

пр

ПC зaтp

=5,61>0

Р

ф

ПС затр

≥Р

ф

ПС НКТ

=5,61 МПа и неизменности остальных параметров, выявляют нарушение герметичности пакера скважины 1П, закачку в скважину 1П прекращают, переводят поток ЖПО на резервную скважину 2П, скважину 1П ремонтируют.

При условии

Р

ф

ПС нас

<P

пр

ПC нас

=5,3<6,0; Q

ф

ПС нас

≥Q

пр

ПС нас

=360>310;

P

ф

ПС заб

<P

пр

ПС заб

=15,00<17,48; P

ф

ПС НКТ

<P

пр

ПС НКТ

=3,0<5,61

выявляют порыв подающего трубопровода и утечку ЖПО на поверхность. Закачку в скважину 1П прекращают, переводят поток ЖПО на резервный трубопровод, устанавливают место порыва и устраняют его, ликвидируют последствия разлива ЖПО.

При условии

L

ф

ПС заб

≤L

пр

ПС заб

=1220<1250;

L

ф

ПС зaб

≥L

ф

ПС НГ

=1220>1218;

L

ф

ПС ВГ

=L

пр

ПС ВГ

=1163 м.

При этом в случае Р

ф

ПС заб

=Р

пр

ПС заб

=18,20=18,20, Р

ф

ПС НКТ

=Р

пр

ПС НКТ

=4,00=4,00. Выявляют начало кольматации пласта осадками ЖПО, дополнительно оценивают совместимость ЖПО с пластовой водой и при удовлетворительной совместимости закачку продолжают. В случае P

ф

ПС заб

>Р

пр

ПС зaб

=18,00>17,48, Р

ф

ПС НКТ

>Р

пр

ПС НКТ

=6,20>5,61. Останавливают закачку ЖПО в скважину 1П, переводят поток ЖПО на резервный трубопровод и восстанавливают приемистость скважины.

При условии

P

ф

ПC нас

>P

пр

ПС нас

=6,7>6,0; Q

ф

ПС уст

<Q

пр

ПС нас

=250<310;

P

ф

ПС заб

>P

пр

ПС заб

=18,00>17,48; Р

ф

ПС НКТ

>P

пр

ПС НКТ

=6,20>5,61$

L

ф

ПС заб

<L

ф

ПС НГ

=1208<1250;

L

ф

ПС ВГ

≥L

пр

ПС ВГ

=1218>1208;

при росте давлений на насосе, на забое и устье НКТ поглощающей скважины 1П, снижении расхода закачки и подъеме положения забоя выше нижней границы интервала поглощения останавливают закачку ЖПО в скважину 1П, переводят поток ЖПО в скважину 2П, удаляют с забоя скважины 1П песчаную пробку, проводят работы по восстановлению приемистости пласта.

При условии

P

ф

ПС нас

>P

пр

ПС нас

=6,7>6,0; P

ф

ПС заб

>P

пр

ПС заб

=18,00>17,48;

P

ф

ПС НКТ

>P

пр

ПС HKТ

=6,0>5,61; Q

ф

ПС уст

≤Q

пр

ПС нас

=280<310;

Р

ф

РвС заб

>Р

пр

РвС заб

=18,20>17,48;

l

ф

РвС уp

≤l