Исследование нагнетательных скважин
Особенности исследования нагнетательных скважин.
Для нагнетательнх скв справедливы те же ур-я, что и для добывающих. Необходимо иметь ввиду, что под величиной дебита скв q подразумевается qпр, т.е. отрицательный дебит (-q). Изменение давления на забое остановленной скв ΔР(t) представляет собой падение давления: ΔР(t)=Pc(t)-Pc=((-q)m)/4πkh)*ln(2.25c/r2спр)=(2.3(-q)m)/4πkh)*lg(2.25c/r2спр).
Особенностью нагнетательной скв яв-ся то, что ствол её заполнен водой - однородной и практически несжимаемой ж-тью. Забойное давление в нагнетательной скв складывается из гидростатического давления столба ж-ти и буферного давления (потерей напора по стволу работающей скв можно пренебречь). Поэтому изменение забойного давление в остановленной скв с достаточной степенью точности равно изменению буферного давления, и измерения удобнее и экономичнее проводить на устье скв, используя для этого технические манометры и регистрируя текущее время, или же автономные глубинные манометры. Если же в процессе исследования буферное давление снижается до нуля и уровень ж-ти в скв падает ниже устья, то измерения следует проводить глубинным манометром, спущенным на забой скв (или хотя бы на глубину, обеспечивающую постоянное нахождение его под уровнем).
При исследовании нагнетательных скв необходимо также иметь в виду, что падение забойного давления после прекращения закачки в течение всего периода, пока имеется избыточное буферное давление, происходит без оттока ж-ти из ствола скв в пласт. Поэтому такие КВД следует обрабатывать методами без учёта притока (оттока). Отток следует учитывать лишь с момента снижения буферного давления до нуля - начиная с этого момента, необходимо периодически определять местоположение понижающегося уровня ж-ти в стволе скв, либо закончить процесс измерения.
Особенности исследования: нагнетательные скв, используемые для закачки и вытеснения нефти водой, определяют темп, хар-р и степень выработки продуктивных пластов. Отметим нект из особенностей:
1) Закачка в пласт пов-тных вод, отличных от пластовых, нарушает тепловой режим, особенно в ПЗП. Проходит заметное изменение вязкости, как при замене, так и при изменении Тпл;
2) Повышение Рнагн выше первоначального Рпл приводит к образованию из нагнетательных скв искусственных зон трещиноватости;
3) Необходимость поинтервального изучения хар-ок коллектора при различных Рнагн с целью оптимального Рпл при max охвате пласта заводнением;
4) Учет потерь Р на трение в стволе скв-н, т.е. в бол-ве случаев определение Рз, а так же снятие кривых притока и падения Р производится по замерам на устье скв. Иногда после остановки нагн скв устьевое давление резко снижается до атмосферного и зарегистрировать КВД не удаётся. В таких случаях режим изменяют уменьшением расхода закачиваемой воды до такой величины, при кт давление на устье в течение всего периода регистрации КВД будет выше атмосф-го.
Также применяются геоф исследования скважин. Основная задача которых- определить куда идет вода. (определяют какой пропласток сколько принимает воды)
Принципиальная схема абсорбции.
Потоки Девайсы
1. Сырой газ 1. Абсорбер
2. Сухой Газ 2. Кожух-ый тепло-ник.
3. Абсорбент для десорбции 3. Десорбер
4. Абсорбент с десорбции
5. Водяной пар
6. Продукты десорбции
Газонапорный режим.
Газонапорный режим (или режим газовой шапки)- режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.
По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.
В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.
При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте (ГНК) вследствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается.
Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим в чистом виде возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа или же в случае значительного превышения запасов газа над запасами нефти (в объемных единицах при пластовых условиях), когда давление в газовой шапке уменьшается незначительно по мере отбора нефти.
В условиях проявления газонапорного режима начальное давление Рпл (на уровне ГНК) равно давлению Рн. Поэтому при создании депрессии давления происходит выделение растворенного газа и нефть движется по пласту за счет энергии его расширения. Часть газа сегрегирует (всплывает) в повышенные зоны и пополняет газовую шапку. Это способствует замедлению темпов снижения пластового давления, а также обусловливает малое значение газового фактора для скважин, удаленных от ГНК.
Билет №15
Читайте также:
Рекомендуемые страницы:
Поиск по сайту
poisk-ru.ru
Исследование - нагнетательная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Исследование - нагнетательная скважина
Cтраница 1
Исследования нагнетательных скважин методом кривых падения забойного давления ( КПД) до и после закачки гелевой композиции позволяют судить об изменениях основных гидродинамических характеристик пласта. [1]
Исследования нагнетательных скважин методом восстановления давления широко применяются для оценки эффективности различных методов искусственного воздействия на пласт, применяемых с целью восстановления, поддержания и увеличения поглотительной способности скважины. Перед осуществлением того или иного мероприятия при определенном фиксированном расходе останавливают скважину и тщательно записывают кривую восстановления ( падения) забойного давления. Спустя некоторое время скважину выводят на режим, по расходу точно соответствующий приемистости скважины перед обработкой. Затем закачку прекращают для снятия кривой восстановления давления. [2]
Исследование нагнетательных скважин с применением расходомеров проводится как при закачке, так и при изливе. Часто эти исследования проводят за один спуск прибора в скважину. В том и - другом случае исследование необходимо начинать после установления рабочего режима скважины. [3]
Исследования нагнетательных скважин при помощи расходомеров показали, что для Ромашкинского месторождения также характерна тенденция увеличения мощности, принимающей воду, с ростом давления нагнетания. [4]
Исследования нагнетательных скважин с помощью глубинных расходомеров до и после проведения гидроразрыва были выполнены Н. Г. Зайнуллиным по скважинам Ромашкинского месторождения. В большинстве скважин отмечено увеличение работающей мощности в 1 5 раза и только в двух скважинах произошло сокращение, что можно объяснить также преимущественным раскрытием вертикальных трещин. [5]
Исследование нагнетательных скважин по кривым восстановления забойного давления позволяет получить график, изображенный на рис. 5.36. Для этой цели скважину останавливают и через определенные интервалы времени фиксируют величины устьевого давления и время. [6]
Исследования нагнетательных скважин методом восстановления давления широко применяются для оценки эффективности различных методов искусственного воздействия на пласт, применяемых с целью восстановления, поддержания и увеличения поглотительной способности скважины. [7]
Исследования нагнетательных скважин с помощью глубинных расходомеров получили широкое распространение и являются важным звеном в системе контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. [8]
Исследования нагнетательных скважин методом восстановления давления широко применяются для объективной оценки эффективности различных методов искусственного воздействия на пласт, применяемых с целью восстановления, поддержания и увеличения поглотительной способности скважины. [9]
Исследование нагнетательных скважин при изливе не представляет особой трудности. Для этого на устье нагнетательной скважины устанавливают образцовый манометр и наблюдают за установлением режима работы скважины путем периодических замеров дебита. [10]
Исследования нагнетательных скважин методом кривых падения забойного давления до и после закачки гелевой композиции позволяют судить об изменениях основных гидродинамических характеристик пласта. [11]
Исследование нагнетательных скважин проводят главным образом для определения их возможной приемистости и установления технологического режима работы. [12]
Исследование нагнетательных скважин по методу установившихся отборов сходно с описанным ранее методом исследования эксплуатационных скважин. [13]
Исследование нагнетательных скважин может проводиться методом установившихся отборов и методом восстановления забойного давления. [14]
Исследование нагнетательных скважин производится исследовательскими группами ЦНИПРов или цехов поддержания пластового давления. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Исследование нагнетательных скважин на месторождении
Скорости записей различных приборов при общих' и детальных исследованиях:
а) без НКТ: при общих исследованиях: масштаб регистрации по глубине 1:500, по температуре 0,1 С/см, скорость регистрации У=2000/Т, где Т - тепловая инерционность датчика термометра; при детальных исследованиях: масштаб регистрации по глубине 1:200, по температуре 0,1С/см, скорость записи У=1200/Т.
б) интервалы перекрыты НКТ: скорость записи У=1200/Т -, в интервале общих исследований и 600/Т м/час в интервале детальных исследований.
3.5.2 Определение интервалов
Задача определения
3.5.3 Методика проведения
Исследования могут проводиться в работающей (под закачкой и на самоизливе) и остановленной скважине.
Перед проведением исследований скважина простаивает. Работы ведутся в следующей последовательности. Замер термометром в стволе остановленной скважины при спуске прибора от устья.
Скорость записи У=2000/Т м/час в интервале общих
- либо негерметичности колонны;
- либо заколонных перетоков.
К неперфорированным интервалам продуктивной части разреза могут быть приурочены как положительные, так и отрицательные аномалии температуры, связанные с конвективным переносом тепла в выше и нижележащих (вырабатываемых соседними скважинами) нефтеносных пластах: например, при движении фронта нагнетаемых вод и т.п. Поэтому, в этих случаях, наличие повторного замера обязательно.
Исследования в остановленной скважине термометром по стволу скважины дают различную информацию, которая не всегда является однозначной при решении задач технического состояния скважины (негерметичность колонны, затрубного пространства). Поэтому замер в остановленной скважине является обязательным, но недостаточным для решения задачи. Следует проводить исследования при различных способах воздействия на скважину.
Исследования при самоизливе
На термограмме в работающей на самоизлив скважине местоположение негерметичности колонны выше перфорированных интервалов отмечается, как правило, наличием ступенек повышенного градиента температур-калометрический
При пуске простаивающей скважины на самоизлив первый из замеров термометром должен осуществляться не менее чем через 1 час после пуска скважины в работу, второй - также не менее чем 1 час после изменения режима самоизлива.
В интервалах детальных исследований: перфорированные пласты и места нарушения обсадной колонны проводится замер термокондуктивным или механическим расходомерами. Скорость записи СТД У=200 м/час, масштаб - m = 1-2 ом/см. Запись механическим расходомером проводится непрерывно или по точкам: при малых дебитах самоизлива - до 100 мЗ/сут пакерным, а при Q > 100 мЗ/сут беспакерным. В последнем случае направление замера - при спуске, т.е. против направления потока.
Исследования под закачкой
По замеру термометром устанавливается нижняя граница ухода закачиваемой воды, т.е. определяется подошва нижнего принимающего интервала, наличие негерметичности колонны в зумпфе скважины. Время начала записи кривой термометра (после перевода скважины под нагнетание) оценивается следующим образом: термометр устанавливается на 100 м выше интервалов перфорации определяется величина минимальной температуры в интервалах поглощающих пластов (по термограмме остановленной скважины) и скважина переводится под нагнетание. Переодически оценивается температура нагнетаемой воды. Время начала замера - через 20мин. после достижения в точке наблюдения температуры нагнетаемой воды равной (или меньшей), чем величина минимальной температуры перфорированных пластов в интервалах поглощения простаивающей скважины. Механическим расходомером исследования проводятся через два часа после перевода скважины под закачку. Интервалы исследований -перфорированные пласты или негерметичность колонны. Шаг исследований при точечных замерах – 0,4м, в интервалах перфорации; 1м - между интервалами перфорации. При наличии негерметичности в колонне исследования должны обеспечивать, локализацию интервала негерметичности с точностью до 1м и оценку объема уходящей в интервал негерметичности воды.
Методы радиоактивного каротажа - ГК и НКТ-50 при наличии нефтегазовых пластов. Интервалы заколонной циркуляции и поглощения пластов по данным этих методов отмечаются (относительно "фонового" замера):
- на кривой ГК увеличением интенсивности, а - излучения в принимающих интервалах разреза, за счет адсорбции радиоактивных составляющих закачиваемой воды на поверхности цемента и скелета горных пород;
- на кривой НКТ-50 уменьшением показаний за счет изменений пористости (увелечения объемного водородосодержания) разреза в интервалах приемистости и осолонения цементного камня.
Условия замера: запись кривых - при подъеме прибора, V =200 м/час, Т=6 сек. Обязательное условие - масштабы записи (дифференциация кривых) фонового замера и замера на дату исследований должны быть идентичны (1:1) вне интервалов поглощения и заколонной циркуляции.
Если негерметичность колонны и поглащаюшие интервалы
Исследования под закачкой без остановки скважины на самоизлив
Если перед проведением
Запись кривых термокондуктивной и механической расходометрии.
Запись СТД дает информацию о положении забоя, уровня осадок-жидкость, позволяет выбрать интервалы записи непрерывного и точечного замеров механическим расходомером. Запись термометром в масштабе 1:200 в интервале продуктивных отложений. Затем скважина останавливается и в интерале выше перфорированных пластов на 100 м - забой снимается серия термограмм через 10 мин., 2, 4 и 8 часов после остановки скважины.
Скважина пускается в работу на самоизлив. Проводятся исследования термометром, расходомером. При невозможности пуска скважины на самоизлив (отсутствие амбара или скважина не переливается из-за низкого пластого давления) исследование проводятся в оставновлённой скважине с обязательной отбивкой уровня жидкости.
3.5.4 Исследование скважин в
Перед проведением исследований скважина простаивает. Проводятся исследования термометром, согласно п.5.2., определяется уровень жидкости в колонне.
Скважина ставится под закачку по межтрубному пространству и производится замер термометром. Замер термометром при закачке по НКТ или НКТ и межтрубному пространству не эффективен, т.к. не позволяет определить нижнюю границу ухода закачиваемой воды в пределах перфорированных интервалов.
Проводятся исследования ГК и НКТ-50 в нефтегазоносных скважинах.
При исследовании скважин под давлением должна, быть предусмотрена возможность проведения измерений при работе скважины на самоизлив по межтрубному пространству.
Так как в интервалах перекрыты НКТ дублирование данных термометрии о негерметичности колонны другими методами (СТД, РГД) исключено, то технологическая возможность реализации режима самоизлива должна обеспечиваться заказчиком при подготовке скважины к исследованиям (подготовка выкидной линии, амбара и т.п.).
В этих условиях существенно повышаются и требования к проведению термозамеров.
Первый замер термометром в самоизливающей скважине должен проводиться не менее чем через 2 часа после пуска скважины на самоизлив. Увеличение времени ожидания связано: с процессом изменения статистического
Второй термозамер проводится не менее, чем через 2 часа после изменения режима самоизлива скважины в межтрубном пространстве. При этом в интервалах калометрии, выделенных при первом замере, скорость записи снижается до 200 м/час; m =0,05 С/см (при необходимости 0,02 С/см ). В интервалах калориметрии данные термометра дублируются замерами СТД и локацию муфт для выдачи однозначного заключения, что же негерметично - НКТ или обсадная колонна.
3.6 Технические требования на подготовку и оборудование скважин
Технология проведения измерений в зависимости от давления закачки и типа применяемой жидкости предусматривает использование различных типов лубрикаторных установок по аналогии с фонтанными скважинами. Однако, кроме этого нагнетательные скважины должны быть оборудованы либо обвязкой, создающей замкнутый цикл, либо сбросовой линией, выведенной за пределы куста в место, позволяющее предотвратить размыв кустового основания и обеспечить охрану окружающей среды при сбросе нагнетательной жидкости из ствола скважины с целью снижения давления.
Исследование нагнетательных скважин в зимнее время допустимо до температуры 15оС. На время работы при минусовой температуре заказчик обязан обеспечить обогрев устьевого оборудования, лубрикатора и кабеля, представив на время проведения ГИС ППУ.
Присутствие ответственного представителя заказчика или лица уполномоченного им, обязательно, в начале исследований до окончания первого спуска прибора в скважину и в конце исследований.
При проведении исследования нагнетательных скважин с целью определения приёмистости и целостности эксплуатационных колонн с помощью расходомеров и меченного вещества, при работе с устьевым инжектором радиактивных изотопов, скважина оборудуется подъёмным механизмом.
Нагнетательные скважины должны быть оборудованы центральной задвижкой, задвижками на водоводе и выкидной линии. Все задвижки должны быть исправлены. На скважине с избыточным давлением должен быть установлен лубрикатор с манометром.
При подготовке скважины к исследованиям методом
а) на расстоянии 15-25 м от скважины приготавливается яма для захоронения радиактивной жидкости в аварийных ситуациях, размер ямы должен быть таким, чтобы уровень жидкости, подлежащей захоронению, находился на 1,5 м от поверхности, стены ямы обмазываются глиной 3-5 см толщиной;
б) приготавливают глинопорошок в количестве 10-15% от веса активизированной жидкости для добавки в жидкость с целью абсорбации радиактивных изотопов.
Закачка радиактивных изотопов производится с помощью технически исправного цементировочного агрегата. Перед приготовлением меченной жидкости необходимо убедиться в чистоте агрегата и герметичности продавочной линии.
Не допускаектся спуск НКТ в интервал и ниже интервала исследования. Башмак (воронка) НКТ должен быть на 4-6 метров выше исследуемого интервала.
Устьевое оборудование скважины должно обеспечивать:
- подключение насосного агрегата и ввод жидкости в скважину, как через затрубное пространство, так и через НКТ;
- герметизацию затрубного пространства и входа в НКТ;
- возможность размещения сальникового устройства для спуска прибора и проведения замеров под давлением.
При водогазовом воздействии (ВГВ) с давлением на устье до 30 Мпа присутствие ответственного представителя заказчика обязательно на все время проведения работ. При ВГВ возле устья скважины с противоположной стороны от площадки для установки спецтехники должна быть оборудована дополнительная площадка для установки грузоподъёмного устройства.
Заказчик обязан на всё время проведения работ закрепить за геофизической партией грузоподъёмное устройство типа «АЗИНМАШ» и обслуживающий его персонал.
www.yaneuch.ru
Исследование - нагнетательная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Исследование - нагнетательная скважина
Cтраница 2
Исследования нагнетательных скважин глубинными расходомерами показывают, что охват пласта заводнением по мощности на опытном участке в среднем в 1 5 раза выше, чем на контрольном. [17]
Исследование нагнетательных скважин с применением расходомеров проводят как при закачке воды в пласт, так и при изливе. В том и другом случае исследование необходимо начинать после установления рабочего режима скважины. [18]
Для исследования нагнетательных скважин применяют те же методы, что и для исследования эксплуатационных скважин ( см. гл. Отличие метода исследования при установившемся режиме нагнетания будет заключаться в том, что режим работы скважины изменяют путем изменения количества закачиваемой воды. [19]
Для исследования нагнетательной скважины со сменой режимов закачки быстро при помощи задвижки ограничивают или увеличивают расход скважины на 30 - 40 % и наблюдают за изменением забойного давления по образцовому манометру в такой же последовательности, как и при изливе. В процессе всего исследования расход скважины поддерживается постоянным. [20]
Далее исследования нагнетательных скважин по кривым восстановления забойного давления на различных режимах закачки воды в пласт, проведенные научным сотрудником УфНИИ Ф. С. Абдулиным, показывают, что в ряде скважин расслоение пород пласта происходит при давлении на устье, равном всего 70 - 80 и даже 55 ат ( скв. [21]
Для исследования нагнетательных скважин через насосно-компрессорные трубы рекомендуется применять скоростемеры типа РГД-4. Однако при этом необходимо учитывать, что ввиду малой чувствительности этих приборов в нагнетательных скважинах с низкой приемистостью могут иметь место значительные ошибки в измерениях. Поэтому при расходах, не превышающих 100 м3 / сут, рекомендуется применять дебитомеры ДГД-2 с гидравлическим пакером. Так как расход в нагнетательной скважине часто изменяют и при закачке, и при изливе, градуировоч-ные характеристики глубинных расходомеров не должны изменяться при изменении направления потока воды. [22]
Практика исследования нагнетательных скважин показывает, что повышение общей репрессии и абсолютной величины давления нагнетания Рзаб приводит к существенному возрастанию средних коэффициентов приемистости - т.е. нарушению закона Дарси. Аналогично изменялись коэффициенты приемистости по всем исследованным внутри-контурным и законтурным нагнетательным скважинам. [24]
Процесс исследования нагнетательных скважин методом пробных закачек заключается в замере давления нагнетания и приемистости скважины на нескольких ( не менее 4) установившихся режимах. Вначале замеряют приемистость скважины ( Q) и истинное ( без гидравлических потерь) давление закачки воды ( Ру) на исходном режиме закачки. По истечении времени, необходимого для перераспределения давления в ПЗП скважины, фиксируют расход воды и установившееся давление закачки на втором режиме закачки. Аналогичным образом проводят определение этих параметров на третьем и последующих режимах закачки. [25]
Результаты исследования нагнетательной скважины № 240 и эксплуатационных скважин № 138 и № 33, расположенных на Западном участке, показали, что основная продуктивная пачка II здесь не подвержена ни заводнению, ни разработке. [26]
Результаты исследования нагнетательных скважин с помощью глубинных дистанционных расходомеров ( табл. 17) показывают, что поглощающая мощность составляет от 12 до 47 % от перфорированной мощности пласта, причем число кислотных обработок не способствует расширению поглощающей мощности. [27]
Процесс исследования нагнетательных скважин методом пробных закачек заключается в замере давления нагнетания и приемистости скважины на нескольких различных установившихся режимах закачки. Исходн
www.ngpedia.ru
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ
⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 9Следующая ⇒Исследование скважин
Контроль за разработкой продуктивных пластов на месторождении осуществляется гидродинамическими, геофизическими и промыслово-химическими методами.
Гидродинамические исследования включают комплекс работ по контролю энергетического состояния пласта, за изменением гидродинамических параметров в пластовых условиях и технологических параметров работы скважин.
Исследования энергетического состояния пласта осуществляются путем проведения замера пластового давления, статического и динамического уровней и составления карты изобар на конец каждого квартала.
Контроль за изменением продуктивности (приемистости) скважин проводится исследованием методом неустановившихся отборов (закачек) во всех категориях работающего фонда.
Режим работы добывающих и нагнетательных скважин контролируется снятием замеров дебитов (приемистости), буферных и затрубных давлений и отбором проб добываемой продукции на водосодержание, проводится химический анализ попутно добываемой и закачиваемой воды.
Методами промысловой геофизики в процессе разработки месторождения решались следующие задачи:
а) определение профиля притока в безводных скважинах;
б) выявление источника обводнения и профиля отдачи в обводненных скважинах;
в) определение профиля поглощения в нагнетательных скважинах;
г) исследования по контролю текущего положения ВНК, а также оценка нефтенасыщенности пласта;
д) определение технического состояния обсадных колонн, контроль положения забоя и интервала перфорации при проведении капитального ремонта скважин.
В достаточном количестве проводились физико-химические анализы на определение попутно добываемой воды, что позволило более точно определить состав и тип добываемой воды.
Основные причины невыполнения и некачественного выполнения промыслово-геофизических работ:
- Негерметичность запорной арматуры.
- Загрязнение интервалов перфорации.
- Непроход приборов в НКТ.
- Отсутствие компрессоров СД-9-1, ППУ.
- Недостаточное количество геофизических партий.
- Профиль приемистости не строится, если приемистость менее 100м3.
- Засорения зумпфа скважины.
- Нарушение режимов измерений.
- Отказ геофизической аппаратуры.
Распределение промыслово-геофизических исследований по объектам эксплуатации выявило прямую зависимость между основными объектами разработки и количеством исследований.
Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. На Тарасовском месторождении диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии.
Термометрия
Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте–газо- водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте- водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Рпл и Рнас; определение Тзаб и Тпл; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.
Особенности термометрии
Основным параметром, который измеряется и несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура – это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и т.п. приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина-пласт в этом отношении является очень чувствительной системой, т.к. на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.
Принятая на предприятии технология освоения связана с применением компрессора. При вызове притока флюида компрессором создаются переменные давления в скважине. Здесь можно выделить режим, связанный с репрессией, а затем, после прорыва воздуха, режим с депрессией на пласт, т.е. сочетание режимов нагнетания и отбора. Для освоения в скважину предварительно спускают НКТ, через которые можно проводить исследования. Необходимость решения задач в интервалах, перекрытых НКТ, возникает в нагнетательных скважинах и в скважинах с ЭЦН.
Изменение давления в системе можно наблюдать не только при освоении, но и в длительное время работающих скважинах. Отличия могут быть в скоростях (темпах) изменения давления, что необходимо учитывать. В действующих скважинах изменение давления и системы в целом наблюдается при кратковременной их остановке, а затем при пуске. При стравливании избыточного давления (разрядке) в межтрубном пространстве перед исследованием насосных скважин происходит относительно быстрое изменение давления в системе.
Освоение характеризуется кратковременным пуском скважины. Как правило, скважина перед освоением промывается, и чаще всего, пресной или опресненной водой. В таких условиях, если из осваиваемого пласта поступает более минерализованная вода, в зумпфе скважин существуют условия для возникновения гравитационной конвекции. Кроме того, промывка, в зависимости от ее длительности, сама нарушает тепловое поле в скважине.
Различие пластовых давлений при одновременно вскрытых нескольких объектах, высокая обводненность скважин при низких дебитах- это условия, которые также необходимо учитывать при температурной диагностике, поскольку они могут отражаться на тепловом поле скважины.
Еще одна особенность, которую надо учитывать при термических исследованиях, связана с инерционностью термометра. В случае высоковязкой нефти, грязи на стенках скважины, наличии осадка в зумпфе инерционность прибора может меняться существенно, что, в свою очередь, сильно искажает температурную картину. С другой стороны инерционность определяет скорость регистрации. В любом случае она ограничена. При быстроменяющихся переходных процессах в скважине конечная скорость регистрации температуры так же может приводить к искажению регистрируемых термограмм.
Расходометрия
Объем закачиваемой в скважину воды и места ухода ее из колонны фиксируется глубинными гидродинамическими расходомерами.
Чувствительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка, установленная в измерительном канале на подпятниках. Поскольку турбинка обладает собственной массой, то она начинает вращаться при некоторой скорости потока, обеспечивающей усилие на турбинку, превышающее силу трения на опоры подпятников. Минимальный расход при котором начинается вращение турбинки, называется порог чувствительности расходомер.
Гидродинамические расходомеры бывают пакерными и беспакерными. Пакер служит для перекрытия скважины и направления потока жидкости через измерительный канал, сечение которого меньше сечения скважины, при этом скорость потока в канала увеличивается и усилие на турбинку возрастает. Поэтому порог чувствительности в пакерных расходомерах ниже, чем у беспакерных.
В скважине можно наблюдать два вида потока: ламинарный и турбулентный (вихревой). Вид потока определяется числом Рейнольдса, которое прямо пропорционально диаметру колонны и вязкости жидкости движущейся в скважине. При ламинарном движении скорости потока в центре и около стенки различаются, поэтому расходомеры оснащаются центраторами. Искажения, вызванные вихревым движением, наиболее сильно проявляются в интервалах приемистости. Протяженность зоны интенсивного вихревого движения флюида зависит от скорости течения потока, состава флюида, состояния поверхности колонны и сечения потока. Степень действия вязкости на показания механических расходомеров зависит от скорости течения жидкости. При турбулентном движении оно минимально.
Расходомеры
Марка прибора РГД-4 РГД-5
Пределы измерения,
м³/ч 6-100 1,5-100
погрешность измерения, % 5 5
максимальное давление, мПа 60 60
габариты давления, мм 42 80
длина, мм 900 1060
Построение профиля приемистости
Oсновным исходным источником информации о распределении потока в скважине является профиль приемистости – кривая зависимости ухода жидкости в интервалах перфорации по глубине.
При определении поинтервальной приемистости жидкости в интервалы перфорации, строят интегральный и дифференциальный профиль.
Интегральный профиль представляет собой зависимость показаний расходомера (имп./мин) от глубины. Он строится по дискретным значениям или регистрируется в режиме непрерывной протяжки.
При построении интегрального профиля приемистости масштаб выбирается таким, чтобы диаграмма была наглядной. Значения точек на графике соединяют прямыми линиями от подошвы к кровле интервала приемистости. При построении профиля выбираются только те значения, которые имеют положительное или равное 0 приращение показаний относительно предыдущей точки. Из нескольких измерений на одной точке за истинные принимают, из интерпретации исключаются. Им обычно соответствуют дефекты обсадной колонны, цементного кольца или наличие механических примесей в скважине.
Дифференциальный профиль характеризуется распределением приемистости по отдельным интервалам в процентах от общего расхода, представляется в виде ступенчатой кривой - гистограммы, получаемой путем дифференцирования интегрального профиля.
Гамма-каротаж
Для привязки результатов исследований к разрезу скважины применяется гамма-каротаж, который основан на измерении естественного излучения горных пород. Во всех горных породах хотя бы в небольших количествах присутствуют радиоактивные изотопы. Их содержание в горных породах различно, поэтому, регистрируя радиоактивное излучение в скважине, можно различить горные породы. Возникающие при радиоактивном распаде альфа - и бета- лучи имеют малый пробег в веществе, обычно полностью поглощаются промывочной жидкостью и корпусом скважинного прибора, детектора достигают лишь гамма- лучи, которые и регистрируются.
Естественная радиоактивность горных пород обусловлена элементами урано- радиевого, ториевого и актиниевого рядов и радиоактивными продуктами распада, а также радиоактивным изотопом К40. Наибольшей радиоактивностью среди магматических пород обладают кислые породы, наименьшей ультраурановый. Большинство породообразующих минералов осадочных пород обладает низкой радиоактивностью. Большие значения радиоактивности в осадочных породах, обусловлены присутствием глинистых материалов. Радиоактивность большинства коллекторов нефти и газа, представленных песчаниками и карбонатами, сильно зависят от коэффициента глинистости - Кгл. Поэтому для оценки коллекторских свойств вводят поправку за глинистость.
infopedia.su
14
БИЛЕТ №14
1 . Технология исследования нагнетательных скважин
Для нагнетательнхскв справедливы те же ур-я, что и для добывающих. Необходимо иметь ввиду, что под величиной дебита сквq подразумевается qпр, т.е. отрицательный дебит (-q). Изменение давления на забое остановленной скв ΔР(t) представляет собой падение давления: ΔР(t)=Pc(t)-Pc=((-q))/4πkh)*ln(2.25/r2спр)=(2.3(-q))/4πkh)*lg(2.25/r2спр).
Особенностью нагнетательной сквяв-ся то, что ствол её заполнен водой - однородной и практически несжимаемой ж-тью. Забойное давление в нагнетательной скв складывается из гидростатического давления столба ж-ти и буферного давления (потерей напора по стволу работающей скв можно пренебречь). Поэтому изменение забойного давление в остановленной скв с достаточной степенью точности равно изменению буферного давления, и измерения удобнее и экономичнее проводить на устье скв, используя для этого технические манометры и регистрируя текущее время, или же автономные глубинные манометры. Если же в процессе исследования буферное давление снижается до нуля и уровень ж-ти в скв падает ниже устья, то измерения следует проводить глубинным манометром, спущенным на забой скв (или хотя бы на глубину, обеспечивающую постоянное нахождение его под уровнем).
При исследовании нагнетательныхскв необходимо также иметь в виду, что падение забойного давления после прекращения закачки в течение всего периода, пока имеется избыточное буферное давление, происходит без оттока ж-ти из ствола скв в пласт. Поэтому такие КВД следует обрабатывать методами без учёта притока (оттока). Отток следует учитывать лишь с момента снижения буферного давления до нуля - начиная с этого момента, необходимо периодически определять местоположение понижающегося уровня ж-ти в стволе скв, либо закончить процесс измерения.
Особенности исследования: нагнетательные скв, используемые для закачки и вытеснения нефти водой, определяют темп, хар-р и степень выработки продуктивных пластов. Отметим нект из особенностей:
1) Закачка в пласт пов-тных вод, отличных от пластовых, нарушает тепловой режим, особенно в ПЗП. Проходит заметное изменение вязкости, как при замене, так и при изменении Тпл;
2) Повышение Рнагн выше первоначального Рпл приводит к образованию из нагнетательных скв искусственных зон трещиноватости;
3) Необходимость поинтервального изучения хар-ок коллектора при различныхРнагн с целью оптимального Рпл при max охвате пласта заводнением;
4) Учет потерь Р на трение в стволе скв-н, т.е. в бол-ве случаев определение Рз, а так же снятие кривых притока и падения Р производится по замерам на устье скв. Иногда после остановки нагнскв устьевое давление резко снижается до атмосферного и зарегистрировать КВД не удаётся. В таких случаях режим изменяют уменьшением расхода закачиваемой воды до такой величины, при кт давление на устье в течение всего периода регистрации КВД будет выше атмосф-го.
Также применяются геоф исследования скважин. Основная задача которых- определить куда идет вода. (определяют какой пропласток сколько принимает воды)
2) Методы определения оптимального диаметра трубопровода.
Расчет оптимального диаметра трубопровода.
Определяется на основе технико экономических расчетов.
K-капитальные затраты. С увеличением d они увеличиваются. K1=m*Cm*Km/n.. K2=24*N*nдн*Cэл.. m-масса трубопровода d1, Сm-стоимость 1т. Труб, Km-коэф-т учитывающий стоимость монтажа, n-срок эксплуатации в годах, N-мощность суммы электродвигателей насосоной установки, nдн- число рабочих дней в году, Cэл-стоимость 1-го кВт*ч
3 Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой
Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом. Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.
Такую залежь можно рассматривать как сосуд с жидкостью и газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением газа. На рис. 2.6 представлены результаты расчетов поведения пластового давления во времени в процессе разработки залежи в режиме газовой шапки.
Рис. 1. Изменение во времени безразмерного среднеинтегрального пластового давления при разных отношениях объема нефтяной оторочки и газовой шапки: 1- n = 0,25; 2 - n = 0,5; 3 - n = 1; 4 - n = 2; 5 - n = 4; 6 - n = 8 Из рисунка видно, что изменение пластового давления происходит по криволинейному закону и темп падения давления тем больше, чем меньше объем газовой шапки по отношению к объему нефтяной части залежи (чем больше n). При объеме нефти в залежи, в четыре раза превышающем объем начальной газовой шапки, через десять лет давление снизится на 50 % (P = 0,5). Тогда как при объеме нефти, составляющем 0,25 от объема газовой шапки, к тому же времени давление снизится только на 5,8 %. Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями (уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечнаянефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0,4 - 0,5.Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.
Сущность барьерного заводнения.
Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.
Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.
Барьерное заводнение применяют при:
V газ.шапки> либо = V резервуара, насыщ-го УВ
studfile.net
