8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Контроль нефтяных скважин


Система контроля работы нефтяных скважин по подаче жидкости

В процессе добычи нефти и газа контроль работы скважины является основополагающим и очень важным процессом, от которого зависит количество добытой нефти и газа.

Нами предлагается «Система контроля работы нефтяных скважин по подаче жидкости» (далее система) в состав которого входит устройство для определения положения тарелки обратного клапана (далее – устройство) Данное оборудование позволяет при существующей системе КИП и А, системе телемеханики и связи, программного обеспечения своевременно получать информацию о состоянии скважины в режиме онлайн в любое время суток.

ПРОБЛЕМА

Для мониторинга состояния нефтяные скважины оборудуются системой телемеханики (ТМ):

  • система замеров дебита жидкости через автоматизированные групповые установки (АГЗУ),
  • система ТМ на основе индикаторов тока (ИТ - показывают потребление электроэнергии, оборудование работает или стоит)

Задача любой системы ТМ - сокращения потерь нефти, минимизация работы оборудования в аварийном режиме.
Недостатки контроля добывающих скважин:

1. Система замеров на АГЗУ "Спутник":

  • большое время с момента остановки скважины до момента поступления информации о замере (8 – 24 часа),
  • необходимость обходов скважины в случае неисправности КИП и А, телемеханики.
  • отсутствие информации о наличии подачи жидкости (есть - нет).

2. Система ИТ:

  • в случае аварийной работы оборудования скважины информация не определяется на пульту продолжительное время (до получения замера),
  • отсутствие информации о наличии подачи жидкости со скважины.

РЕШЕНИЕ

В предлагаемой системе по наличию сигнала с устройства на КОП возможно определить наличие или отсутствие подачи жидкости с нефтяной скважины и сделать выводы о ее работе - скважина работает или нет, при этом информация о работе скважин снимается не на самой скважине, а в одном месте - на АГЗУ "Спутник" с устройств установленных на обратных клапанах, которые входят в его состав.
Система контроля работы нефтяных скважин по подаче жидкости позволяет:

  • значительно снизить удельные затраты на телемеханизацию скважин,
  • получить более полную и точную информацию о состоянии скважины,
  • своевременно среагировать на изменение состояния,
  • снизить потери нефти при простое.

СУТЬ ИННОВАЦИИ 

Стандартные обратные клапана марки КОП на АГЗУ «Спутник» заменяются на клапана той же марки, но оборудованные устройством, в составе:

  • магнит,
  • корпус, в который установлен геркон,
  • кронштейн с диодной лампой.

При закрытии клапана геркон от магнита замыкается и пропускает через себя электрический ток (сигнал), в случае открытия геркон размыкает электрическую цепь. По наличию или отсутствию электрического сигнала определяется положение тарелки клапана, с помощью диодной лампы сигнал визуализируется.
Сигнал о наличии или отсутствия подачи передается на диспетчерский пульт ЦДНГ либо по существующей системе телемеханики, либо по отдельной системе через сотовую связь и выводится на экран ноутбука.

Установленные КОП на АГЗУ 

Схема внедрения системы при существующей системе ТМ

Электрическая схема подключения обратного клапана с устройством для определения положения тарелки обратного клапана

Презентация

diplinegroup.ru

контроль нефтяных скважин - Oil well control

Контроль нефтяных скважин является управление опасных последствий , вызванных неожиданным выпуском пластового флюида , таких как природный газ и / или нефть , при поверхностном оборудовании нефтяных или газовых буровых установок и побега в атмосферу. Технически, контроль нефтяной скважины включает в себя предотвращение пластового флюида, обычно называемый удар , от входа в ствол скважины во время бурения.

Формирование жидкость может попасть в ствол скважины , если давление , оказываемое столба бурового раствора не достаточно велика , чтобы преодолеть давление , оказываемое флюидов в формировании бурится. Управления скважиной нефти также включает в себя мониторинг скважины на наличие признаков надвигающейся притока пластового флюида в ствол скважины во время бурения и процедур, чтобы остановить хорошо протеканию , когда это происходит путем принятия надлежащих мер по исправлению положения.

Неспособность управлять и контролировать эти эффекты давления может привести к серьезным повреждениям оборудования и травмам или гибели людей. Неверный удались хорошо контролировать ситуацию может вызвать прорывы , которые являются неконтролируемой и взрывоопасной высылкой пластовой жидкости из скважины, что потенциально может привести к возгоранию.

Важность контроля скважины нефти

Современная бурильщик Аргентина.

Управления скважиной нефти является одним из наиболее важных аспектов буровых работ. Неправильное обращение с ногами в контроле скважин на нефти может привести к прорывам с очень серьезными последствиями, включая потерю ценных ресурсов. Даже при том , что стоимость обдува (в результате неправильного / без контроля нефтяных скважин) может легко достигать несколько миллионов долларов США, денежные потери не столь серьезны , как и другие повреждения , которые могут возникнуть: непоправимый ущерб окружающей среды, отходы ценных ресурсов, разрушенного оборудования, а самое главное, безопасности и жизни персонала на буровой установке.

Для того , чтобы предотвратить последствия прокола, самое пристальное внимание должно быть уделено контролю нефтяных скважин. Именно поэтому процедуры контроля нефтяных скважин должны быть на месте до начала ненормальной ситуации заметила в стволе скважины, и в идеальном случае, когда новое положение буровой установки размещаются. Другими слова, это включает в себя время новое местоположение определенно, все бурения, завершение , капитальный ремонт скважины , амортизирующие и любые другие операции бурения , связанные , которые должны быть выполнены при надлежащем контроле нефтяных скважин в виде. Этот тип подготовки включает в себя широкое обучение персонала, разработку строгих оперативных руководящих принципов и разработку программ бурения - максимизирует вероятность успешного восстановления гидростатического контроля и после значительного притока пластового флюида имеет место.

Основные понятия и терминология

Давление является очень важным понятием в нефтяной и газовой промышленности. Давление может быть определено как: сила , действующая на единицу площади. Его СИ единица ньютон на квадратный метр или паскаль . Другой блок, бар , также широко используется в качестве меры давления, при давлении 1 бар , равной 100 кПа. Давление Обычно измеряется в нефтяной промышленности США в единицах фунтов силы на квадратный дюйм площади, или фунтов на квадратный дюйм. 1000 фунтов на квадратный дюйм равен 6894.76 Кило паскалями.

Гидростатическое давление

Гидростатическое давление (HSP), как указано, определяется как давление за счет столба жидкости , который не двигается. То есть, колонна жидкости , которая является статической, или в состоянии покоя, оказывает давление из - за локальную силу тяжести на колонке жидкости.

Формула для расчета гидростатического давления в системе единиц СИ ( Н / м ² ) является:

Гидростатическое давление = Высота (м) × плотность (кг / м) × тяжести (м / с²).

Все жидкости в стволе скважины оказывают гидростатическое давление, которое является функцией плотности и вертикальной высоты столба жидкости. В установках на нефтяных месторождениях США, гидростатическое давление может быть выражено как:

HSP = 0,052 × МВт × ТВД» , где МВт ( М уд Вт восемь или плотности ) является буровой жидкостью плотности в фунтах на галлон (PPG), ТВДА это истинная вертикальная глубина в футах и HSP , является гидростатическим давлением в фунтах на квадратном дюйме.

0,052 необходим в качестве коэффициента преобразования на единицу пси HSP.

Для того, чтобы преобразовать эти единицы в системе единиц СИ, можно использовать:

  • 1 PPG = ≈ 7002119826427300000 ♠119,826 4273  кг / м 3
  • 1 фут = 0,3048 м
  • 1 фунт = 0,0689475729 бара
  • 1 бар = 10 5 Па
  • 1bar = 15 фунтов на квадратный дюйм

градиент давления

Градиент давления описывается как давление на единицу длины. Часто в контроле скважин на нефть, давление , оказываемое текучей средой выражается в терминах его градиента давления. Единица СИ является паскаль / метр. Градиент гидростатического давления можно записать в виде:

Градиент давления (фунтов на квадратный дюйм / фут) = HSP / TVD = 0,052 × МВт (PPG).

пластовое давление

Пластового давления является давление , оказываемое пластовых флюидов , которые являются жидкости и газы , содержащиеся в геологических формациях , встречающихся при бурении нефтяных или газовых скважин. Кроме того , можно сказать, что давление , содержащаяся в порах пласта или резервуара , подлежащей бурению. Пластовое давление является результатом гидростатического давления пластовых флюидов, выше глубин интереса, вместе с давлением в ловушке в пласте. Под давлением пласта, есть 3 уровня: как правило , давление пласт, ненормальное пластовое давление, или субнормальное пластовое давление.

формирование Обычно давление

Обычно давление образования имеет пластовое давление, которое то же самое с гидростатическим давлением над ней жидкостью. По мере того как жидкость над образованием, как правило, некоторая форма воды, это давление может быть определено как давление, оказываемое столбом воды от глубины пласта к уровню моря.

Нормального гидростатического градиента давления для пресной воды 0,433 фунтов на квадратный дюйм на фут (фунтов на квадратный дюйм / фут) или 9.792 кПа на метр (кПа / м) и 0,465 фунтов на квадратный дюйм / фут для воды с растворенных твердых веществ , как в побережье Мексиканского залива вод, или 10,516 кПа / м. Плотность пластовой воды в физиологическом растворе или морские среды, такие как вдоль побережья Мексиканского залива, составляет около 9,0  PPG или 1078.43 кг / м. Так как это самый высокий для обоих побережье Мексиканского залива воды и пресной воды, нормально давление образование можно управлять с 9,0 очка за матч грязи.

Иногда вес покрывающего слоя, который относится к породам и флюидам выше формации, будет иметь тенденцию к уплотнению образования, в результате чего давления застроенного внутри пласта , если жидкости в ловушке на месте. Формирование в этом случае сохранит свое нормальное давление , только если существует связь с поверхностью. В противном случае, ненормальное пластовое давление приведет.

Аномальное пластовое давление

Как обсуждалось выше, после того, как в ловушке жидкости внутри пласта и не допустить, чтобы избежать есть увеличение давления приводит к аномально высоким пластовым давлением. Это, как правило, требует веса бурового раствора, превышающей 9,0 очка за матч контролировать. Избыточное давление, называемое «избыточное давление» или «geopressure», может привести к хорошо продуть или стать неуправляемым во время бурения.

Субнормальное пластовое давление

Субнормальное давление пласта является пластовое давление, которое меньше нормального давления на заданную глубину. Обычно в формациях, перенесшие производство оригинального углеводорода или пластовой текучей среды в них.

вскрыши давление

Вскрыши давление является давление , оказываемое весом пород и содержали жидкости выше зоны интереса. Вскрыши давление изменяется в различных регионах и образований. Это та сила , которая имеет тенденцию к уплотнению пласта по вертикали. Плотность этих обычных диапазонов пород составляет около 18 до 22 фунтов на галлон (2157 до 2636 кг / м 3 ). Этот диапазон плотностей будет генерировать покрывающий слой градиента давления около 1 фунтов на квадратный дюйм / фут (22,7 кПа / м). Как правило, 1 фунт / фут не применяется для мелких морских отложений или массивной соли. В оффшорах , однако, есть более легкий столб морской воды, и колонна подводной скалы не пройти весь путь до поверхности. Таким образом, более низкое давление вскрышных пород обычно генерируется на шельфе глубиной, чем можно было бы найти на той же глубине , на суше.

Математически, перегружать давление может быть получена как:

S = ρ б × D × г

где

г = ускорение силы тяжести
S = давление вскрышных пород
ρ б = средняя объемная плотность образования
D = вертикальная толщина перекрывающих отложений

Объемная плотность осадки является функцией плотности матрицы породы, пористость в пределах границ порового пространства, и porefluid плотности. Это может быть выражено как

ρ б = φρ е + (1 - φ) ρ м

где

φ = пористость породы
ρ е = плотность пластового флюида
ρ м = плотность породы матрицы

давление разрушения

Давление разрушения можно определить как давление , необходимое , чтобы вызвать образование потерпеть неудачу или раздельный. Как следует из названия, это давление , которое приводит к образованию к трещине и циркулирующей жидкости будут потеряны. Давление разрушения, как правило , выражается в виде градиента, причем общие блоки будучи фунтов на квадратный дюйм / фут (кПа / м) или PPG (кг / м 3 ).

Для разрушения пласта, три вещи, которые, как правило, необходима, которые являются:

  1. Насос в пласт. Для этого потребуется давление в скважине больше, чем пластовое давление.
  2. Давление в стволе скважины также должно превышать прочность горной породы.
  3. И, наконец, давление в стволе скважины должно быть больше, чем один из трех главных напряжений в пласте.

Давление насоса (потери давления системы)

Давление насоса , который также упоминается как потеря давления в системе , это сумма всех потерь давления от наземного оборудования нефтяных скважин, в бурильной трубе , в утяжеленной бурильной трубы , на буровой головке , и кольцевых потерь на трение вокруг утяжеленной бурильной трубы и бурильная труба. Он измеряет потери давления системы в начале циркулирующей системы и измеряет общее давление трения.

Медленное давление насоса (SPP)

Медленное давление насоса является циркуляционным давлением (давление , используемым для перекачки жидкости через всю активную жидкую систему, в том числе в ствол скважины и всех поверхностные резервуаров , которые составляют основную систему во время бурения) при пониженной скорости. SPP очень важно во время хорошо убить операции , в которой обращении (процесс , в котором буровой раствор циркулирует из всасывающих ям, вниз по бурильной трубе и ЕТ, из бита, вверх по кольцевому пространству, и обратно в боксы во время бурения продолжается) осуществляется при пониженной скорости , чтобы обеспечить лучший контроль циркулирующих давления и для того, чтобы свойства бурового раствора (плотность и вязкость) , чтобы хранить при заданных значений. Медленное давление насоса также может упоминаться как «давление убить скорости» или «медленным циркуляционное давление» или «убивать» давление скорости и так далее.

Давление в бурильной колонне при закрытом устье

Запорный давления бурильной трубы (SIDPP), которая записывается , когда скважина закрыта в на удар, является мерой разности между давлением в нижней части скважины и гидростатического давления (HSP) в бурильной трубе. Во время остановки скважины, давление в стволе скважины стабилизируется, а пластовое давление равно давление в нижней части отверстия. Бурильных труб в это время должна быть полна известны плотности жидкости. Таким образом, пластовое давление может быть легко вычислено с использованием SIDPP. Это означает , что SIDPP дает прямую пластовое давление во время удара.

Запорное давление корпуса (SICP)

Давление в корпусе запорного в (SICP) является мерой разности между пластовым давлением и HSP в кольцевом пространстве , когда происходит удар.

Давление, возникающее в кольцевом пространстве может быть оценено с использованием следующего математического уравнения:

FP = HSP грязи + HSP приток + SICP

где

FP = пластовое давление (фунтов на квадратный дюйм)
HSP грязь = гидростатическое давление бурового раствора в кольцевом пространстве (фунтов на квадратный дюйм)
HSP приток = Гидростатическое давление притока (фунтов на квадратный дюйм)
SICP = запорный давления корпуса (фунтов на квадратный дюйм)

забойное давление (ВНР)

Забойное давление (ВНР) представляет собой давление в нижней части скважины. Давление обычно измеряется в нижней части отверстия. Это давление может быть рассчитано в статическом, заполненной жидкостью ствола скважины с уравнением:

BHP = D × ρ × С,

где

ВНР давление = забойное
D = вертикальное глубину скважины
ρ = плотность
С коэффициент = единицы
(Или, в английской системе, ВНР = D × MWD × 0,052).

В Канаде формула глубина в метрах х плотностей в килограммах й постоянного множитель силы тяжести (0.00981), который даст гидростатическое давление в стволе скважины , или (л.с.) = л.с. л.с. с насосами выключены. Забойное давление зависит от следующих факторов :

  • Гидростатическое давление (HSP)
  • Запорное давление поверхности (SIP),
  • давление трения
  • Пульсация давления (происходит, когда переходное давление увеличивает забойное давление)
  • Тампон давление (происходит, когда переходное давление уменьшает забойное давление)

Поэтому BHP можно сказать, что сумма всех значений давления в нижней части wellhole, который равен:

BHP = HSP + SIP + фрикционного + Пульсация - тампон

Основные расчеты в области контроля нефтяных скважин

Есть некоторые основные расчеты , которые должны быть проведены в ходе контроля нефтяных скважин. Некоторые из этих основных расчетов будут рассмотрены ниже. Большинство единиц здесь в единицах нефтепромысловых США, но эти единицы могут быть преобразована в их единицы СИ , эквивалентных с помощью этого преобразования единиц ссылки.

Вместимость

Мощность бурильной колонны является важным вопросом в управлении нефтяной скважины. Емкость бурильной трубы, УБТ или отверстия объем жидкости , который может содержаться в них.

Формула емкости, как показано ниже:

Емкость = Идентификатор 2 /1029.4

где

Производительность = Объем в бочках на фут (баррелей / фут)
ID = внутренний диаметр в дюймах
Коэффициент преобразования 1029.4 = Единицы

Кроме того, общая труба или отверстие объем определяется по формуле:

Объем в бочках (брр) = Мощность (барр / фут) × длина (футы)

Ноги трубы занимаемого данного объема определяется по формуле:

Футов трубы (футы) = объем бурового раствора (брр) / Емкость (брр / фут)

Расчет потенциала играет важную роль в контроле нефтяных скважин по следующим причинам:

  • Объем бурильные трубы и УБТ должен быть накачан, чтобы убить вес бурового раствора на долото во время операции глушения.
  • Он используется, чтобы определить таблетки и пробки на разных глубинах в стволе скважины.

Кольцевая емкость

Это объем, заключенный между внутренним диаметром отверстия и наружным диаметром трубы. Кольцевая мощность определяется по формуле:

Кольцевая емкость (барр / фут) = (ID отверстие 2 - О.Д. труба 2 ) / 1029,4

где

ID отверстие 2 = внутренний диаметр обсадной трубы или открытого отверстия в дюймах
ОД трубы 2 = Наружный диаметр трубы в дюймах

так же

Кольцевой объем (брр) = Кольцевая емкость (барр / фут) × длина (футы)

а также

Ноги занятые объема бурового раствора в кольцевом пространстве = объем бурового раствора (брр) / Кольцевая Емкость (брр / фут).

Fluid падение уровня

Жидкость падение уровня является расстоянием уровня бурового раствора будет падать , когда сухая строка (бит , который не подключен) тянута от ствола скважины и определяются по формуле:

Жидкость падение уровня = Bbl дисп / (CSG , крышка + труба дисп)

или же

Fluid падение уровня = Bbl дисп / (Ann крышка + Pipe колпачок)

и полученный в результате потери HSP определяется по формуле:

Проиграл HSP = 0,052 × МВт × Fluid капли

где

Жидкость капля = расстояние жидкости падает (футы)
Bbl дисп = смещение выдвинутой трубы (баррель)
CSG крышка = емкость корпус (брр / фут)
Труба дисп = смещение трубы (барр / фут)
Ann Колпачок = Кольцевая емкость между обсадной трубой и трубой (баррелей / фут)
Труба крышка = емкость трубы
Проиграл HSP = Потери гидростатическое давление (фунтов на квадратный дюйм)
МВт = вес бурового раствора (PPG)

При вытягивании влажной строки (бит подключен) и жидкость из буровой трубы не возвращается к отверстию. Перепад жидкость затем изменить следующим образом:

Fluid падение уровня = Bbl дисп / Ann крышка

Убейте вес бурового раствора (KMW)

Убейте вес бурового раствора плотность бурового раствора , необходимый для баланса давления пласта в процессе эксплуатации поражения. Mud убийство веса может быть рассчитывается по формуле:

KWM = SIDPP / (0,052 × ТВД) + OWM

где

KWM = убить вес бурового раствора (PPG)
SIDPP = запорный давления бурильной трубы (фунтов на квадратный дюйм)
ТВД   = истинная вертикальная глубина (футы)
OWM   = исходный вес бурового раствора (PPG)

Но когда пластовое давление может быть определено из источников данных , таких как забойное давление, то KWM может быть рассчитана следующим образом :

KWM = FP / 0,052 × ТВД

где FP = пластовое давление.

Kicks

Ixtoc я тампонажный противовыбросового

Кик это вхождение пластового флюида в ствол скважины во время буровых работ. Это происходит потому , что давление , оказываемое столба бурового раствора не достаточно велико , чтобы преодолеть давление , оказываемое жидкость в пласте пробуренного. Вся суть контроля нефтяных скважин заключается в предотвращении возникновения удара , и если это происходит , чтобы предотвратить его от разработки в выброс . Неконтролируемый удар , как правило , является результатом не развертывания соответствующего оборудования, используя некачественные практики, или отсутствие подготовки буровых бригад. Потеря контроля скважины нефти может привести к выбросу, который представляет собой одну из самых серьезных угроз , связанных с разведкой нефтяных ресурсов , связанных с риском жизни и экологических и экономических последствий.

Причины ударов ног

Удар будет происходить, когда давление забоя скважины (ВНР) скважины падает ниже давления пласта и пластовой текучей среды течет в wellbore.There, как правило, вызывает для пинков некоторых из которых являются:

Неспособность держать отверстие полностью во время поездки

Срабатывание является полной операцией удаления бурильного из ствола скважины и запустить его обратно в отверстии. Эта операция обычно проводится , когда бит (который является инструментом , используемым для подавления или вырезать камень во время бурения) не станет матовой или сломан, и больше не эффективно сверлит скалу. Типичная операция бурения глубоких нефтяных и газовых скважин может потребоваться до 8 или более поездок бурильной колонны , чтобы заменить тупую роторный бит для одной скважины.

Срабатывание из отверстия означает , что весь объем стали (бурильной колонны) удаляется, либо был удален, из скважины. Это перемещение бурильной колонны (стальная) будет оставить в объеме пространства , который должен быть заменен равным объемом раствора . Если замена не выполняется, уровень жидкости в скважине будет снижаться, что приводит к потере гидростатического давления (HSP) и забойного давления (BHP). Если это дно снижение давления отверстие опускается ниже пластового давления , удар , безусловно , произойдет.

Свабирования во время отключения

Свабирование происходит , когда забойное давление снижается из - за эффекты вытягивания бурильной колонны вверх в отверстии скучающего. Во время отключения из отверстия, пространство , образованное с помощью бурильной трубы , утяжеленной бурильной трубы или насосно - компрессорных труб (которые в настоящее время удалены) должно быть заменено на что - то, как правило , грязи . Если скорость отключения из больше , чем скорость буровой раствор закачивается в пустое пространство (созданный путем удаления бурильной колонны) затем тампон будет происходить. Если снижение забойного давления , вызванное моечные ниже пластового давления , то удар будет происходить.

Проиграл циркуляция

Поглощение бурового раствора обычно происходит , когда гидростатическое давление переломов открытое образование. Когда это происходит, происходит потеря в обращении, а высота столба жидкости уменьшается, что приводит к снижению HSP в стволе скважины . Удар может произойти , если не будут приняты меры , чтобы держать отверстие полностью. Проиграл циркуляция может быть вызвана следующими причинами:

  • чрезмерные веса грязи
  • чрезмерное трение кольцевой потеря
  • избыточное пиковое давление во время поездок, или «окучивание» бит
  • чрезмерное Лежачий давление.
Недостаточная плотность жидкости

Если плотность бурового раствора или бурового раствора в стволе скважины не является достаточным для поддержания пластового давления в проверке, то удар может произойти. Недостаточная плотность бурового раствора может быть в результате следующих действий :

  • пытаясь просверлить с помощью раствора веса на депрессии
  • чрезмерное разбавление раствора
  • Проливные дожди в боксах
  • барит заселение в боксах
  • Зрительные таблетки низкой плотности в скважине.
аномальное давление

Другая причина ударов является бурение случайна в аномально-запрессованные проницаемые зоны. Повышенное давление пласта может быть больше , чем забойное давление, в результате чего удар.

Бурение в смежную скважину

Бурение в смежную скважину является потенциальной проблемой, особенно в морском бурении , где большое количество направленных скважин , пробуренных из одной и той же платформы . Если бурение хорошо проникает в эксплуатационную колонну из ранее завершена хорошо, пластового флюида из скважины будет завершено войти в ствол скважины при бурении хорошо, в результате чего удар. Если это происходит на небольшой глубине, это крайне опасная ситуация , и легко может привести к неконтролируемому выбросу с практически без предупреждения о событии.

Потерял контроль во время стволового испытания бурильного

Испытание бурильных штока осуществляется путем установки пакера над образованием, подлежащие испытанию, и позволяя образование течь. В ходе испытания, скважины или обсадной колонны под пакером, и, по меньшей мере, части бурильной трубы или насосно-компрессорных труб, заполняется пластовой жидкостью. По завершению испытания, эта жидкость должна быть удалена с помощью соответствующих методов управления также вернуть скважину в безопасное состояние. Несоблюдение надлежащих процедур, чтобы убить скважины может привести к выбросу.

Неправильное заполнение на экскурсии

Неправильное заполнение на поездки происходит , когда объем бурового раствора , чтобы отверстие полностью на поездки (полное функционирование удаления бурильной колонны из скважины и запустить его обратно в отверстие) меньше , чем вычисленная или менее Trip Book Record. Это условие, как правило , вызвано пластового флюида , поступающего в скважину из - за Свабирование действия бурильной колонны, и, если не будут приняты меры в ближайшее время , а вступит в состояние удар.

предупредительные знаки удара

В контрольной скважине нефти, пинок должен быть в состоянии обнаружить быстро, и если удар обнаруживается, операции собственно профилактики удара должны быть немедленно приняты, чтобы избежать выброса. Есть различные Предупреждающие признаки, сигнализирующие оповещения экипажа о том, что удар начинается. Зная эти признаки будут держать ноги масла под контролем и избежать выброса:

Внезапное увеличение скорости бурения

Резкое увеличение скорости проникновения (сверление разрыва) обычно вызывается изменением типа формации, подлежащей бурению. Тем не менее, он может также сигнализирует о повышении давления образования пор, что может свидетельствовать о возможном ударе.

Увеличение скорости потока кольцевого пространства

Если скорость , с которой насосы работают поддерживается постоянным, то поток из затрубного пространства должна быть постоянной. При увеличении потока кольцевого пространства без соответствующего изменения скорости откачки, дополнительный поток вызван пластового флюида (ов) подачи в буровой скважины расширения или газа. Это будет означать неминуемый удар.

Прирост объема питы

Если есть необъяснимое увеличение объема поверхностной грязи в яме (большой резервуар , который содержит буровой раствор на буровой), это может означать , приближающийся удар. Это потому , что , как пластовый флюид каналы в скважину, она вызывает больше бурового раствора течь из кольцевого пространства , чем закачивают вниз по бурильной колонне , таким образом , объем жидкости в яме (ы) возрастает.

Изменение скорости насоса / давления

Снижение давления насоса или увеличение скорости насоса может произойти в результате уменьшения гидростатического давления в кольцевом пространстве в пластовых флюидов поступает в ствол скважины. В зажигалке пластовый флюид течет в ствол скважины, гидростатическое давление , оказываемое кольцевым столба жидкости уменьшается, и бурового раствора в бурильной трубе , как правило, U- образной трубы в кольцевое пространство. Когда это происходит, давление насоса будет падать, а скорость насоса будет увеличиваться. Более низкое давление насоса и увеличение симптомов скорости насоса также может указывать на отверстие в бурильной колонне, как правило , называют вымывания. До тех пор пока подтверждение не может быть сделано , имело ли место вымывания или удар хорошо, пинок следует считать.

Категории контроля нефтяных скважин

Существует три основных типа контроля нефтяных скважин, которые являются: первичный контроль нефтяной скважины, вторичный контроль нефтяной скважины, и третичный контроль нефтяных скважин. Эти типы описаны ниже.

Первичный контроль нефтяных скважин

Первичный контроль нефтяной скважины представляет собой процесс , который поддерживает гидростатическое давление в стволе скважины больше , чем давление флюидов в пласте , которое сверлит, но меньше , чем давление гидроразрыва пласта. Он использует грязи вес , чтобы обеспечить достаточное давление , чтобы предотвратить приток пластового флюида в ствол скважины. Если гидростатическое давление меньше пластового давления, то пластовые флюиды войдут в ствол скважины. Если гидростатическое давление текучей среды в стволе скважины превышает давление разрыва пласта, то жидкость в скважине может быть потеряна. В крайнем случае потери циркуляции, пластовое давление может превышать гидростатическое давление, что позволяет пластовые флюиды , чтобы войти в скважину.

Вторичный контроль нефтяных скважин

Вторичный контроль нефтяной скважины производится после первичного контроля уровня масла также не удалось предотвратить пластовых флюидов от входа в ствол скважины. Этот процесс использует «превентор» , а BOP, чтобы предотвратить утечку скважинных флюидов из скважины. По мере того как баранов и дроссели превентора остаются закрытыми, давление построено тест проводится и вес бурового раствора убить рассчитан и перекачивает внутри колодца , чтобы убить удар и распространить его.

Третичный (или ножницы) Нефть управления Хорошо

Третичный контроль уровня масла хорошо описывает третью линию обороны, где образование не может быть под контролем первичным или вторичным контроль скважины (гидростатическое и оборудование). Это происходит в подземных противовыбросовых ситуациях. Ниже приведены примеры третичного контроля также:

  • Дрель рельефа хорошо ударить соседнюю скважину , которая течет и убить колодец с тяжелой грязью
  • Быстрая откачка тяжелой грязи контролировать скважины с эквивалентной плотностью циркулирующей
  • Насос барит или тяжелый утяжелители заткнуть скважину, чтобы остановить течь
  • Насос цемент заткнуть скважину

Лежачий процедуры

Использование запорно-процедур является одним из мер скважинного контроля по ограничению ударов и предотвратить выброс возникновения. Лежачие процедуры специальные процедуры для закрытия скважины , в случае удара. Когда любое положительное указание на ударе наблюдаются, например , как внезапное увеличение потока, или увеличение уровня ямы, то скважина должна быть закрыта в немедленно. Если отключение скважины не будет сделано быстро, противовыбросовое, вероятно, произойдут.

Лежачие процедуры обычно разрабатываются и практикуются для каждой буровой деятельности, таких как бурение, отключение, лесозаготовительные, работающее трубчатый, выполняющей стволовое испытание сверла, и так далее. Основная цель конкретной процедуры остановки скважины является сведение к минимуму объема удар ввода в ствол скважины, когда происходит удар, независимо от того, какой фазе буровой активности происходит. Тем не менее, процедура закрытия скважины процедура конкретной компании, а политика компании будет диктовать, как хорошо должен быть закрыт в.

Они, как правило, два типа Shut-процедуры, которые являются мягкими запорными или жестким запорным в. Из этих двух методов, жесткие закрыт в это самый быстрый способ, чтобы закрыть в скважине; Таким образом, это позволит свести к минимуму объем удара, допускаемых в ствол скважины.

Ну убейте процедуры

Источник: процедура также убийство представляет собой способ управления скважиной масла. После того , как скважина была закрыта в на удар , надлежащие процедуры убивать должно быть сделано немедленно. Общая идея в колодезной процедуре глушения должна циркулировать любого текучей среды формации уже в стволе скважины во время удара, а затем циркулирует удовлетворительный вес глушения под названием убийство Вес бурового раствор (KWM) в скважину , не допуская дальнейшую текучую среду в отверстие. Если это может быть сделано, то , как только глушения был полностью распространен вокруг колодца, можно открыть скважину и перезапустить нормальную работу. Как правило, вес бурового раствора убить (KWM) смесь, которая обеспечивает только гидростатический баланс для пластового давления, циркулирует. Это позволяет приблизительно постоянная забойное давление, которое немного больше , чем пластовое давление необходимо поддерживать, как убийство циркуляцию протекает из-за небольшую дополнительным циркулирующего потери давления трения. После обращения, также открыт снова.

Основные процедуры, хорошо убивает, используемые в контроле нефтяных скважин, перечислены ниже:

  • Подождите и вес
  • метод бурильщика
  • Распространить и вес
  • Параллельный метод
  • с обратной промывкой
  • Динамическая процедура по убийствам
  • Bullheading
  • Метод Объемный
  • Смажьте и Bleed

инциденты управления хорошо масло - основные причины

Там всегда будут потенциальные проблемы контроля нефтяных скважин, до тех пор, как существуют буровые работы в любой точке мира. Большинство из них также проблем управлений являются результатом каких-то ошибок и может быть устранено, даже если некоторые из них на самом деле неизбежны. Поскольку мы знаем, что последствия неудавшегося управления скважиной являются серьезными, должны быть предприняты усилия, чтобы предотвратить некоторые человеческие ошибки, которые являются основными причинами этих инцидентов. Эти причины включают в себя:

  • Отсутствие знаний и навыки вышки персонала
  • Неправильная практика работы
  • Отсутствие понимания обучения управления нефтяных скважин
  • Отсутствие применения политик, процедур и стандартов
  • Неадекватное управление рисками

Организации для создания благосостояния управления культуры

Эффективная культура скважинного контроля может быть установлена ​​в пределах компании, требуя хорошо контролировать подготовку всех работников буровых установок, путем оценку хорошо контролировать компетентность на буровой, а также путем поддержки квалифицированного персонала при проведении безопасных методов управления также в процессе бурения. Такая культура требует также персонала, участвующего в контроле скважины нефти совершить на следующие правильные процедуры в нужное время. Очевидно, сообщенные политики и процедуры, заслуживающее доверие обучения, обеспечение компетентности, и поддержка управления могут свести к минимуму и смягчать также инциденты управления. Эффективная культура управления также построена на технически компетентных сотрудников, которые также обученных и квалифицированных в области управления ресурсами экипажа (дисциплина в рамках человеческого фактора), который включает в себя понимание ситуации, принятия решений (решения проблем), общение, работа в команде, и руководство. Учебные программы разрабатываются и аккредитована такими организациями, как Международная ассоциация буровых подрядчиков (IADC) и Международного форума по управлению скважиной (IWCF).

IADC , со штаб - квартирой в Хьюстоне, штат Техас, является некоммерческой отраслевой ассоциации , которая аккредитует обучение управления хорошо через программу под названием WellSharp, которая направлена на обеспечение необходимых знаний и практических навыков , важных для успешного управления скважиной. Эта подготовка включает в себя бурение и обслуживание скважин деятельности, а также уровни курсов , применимые к каждому вовлеченной в поддержке или проведении буровых работ - от сотрудников офиса поддержки в floorhands и буровиков и до наиболее опытных руководящих кадров. Обучение таких как включенные в программу WellSharp и курсы , предлагаемые IWCF способствуют компетентности персонала, но истинная компетентность может быть оценена только на стройплощадке во время операций. Поэтому МАПБ также аккредитует отрасль программу обеспечения компетентности , чтобы обеспечить качество и согласованность процесса обеспечения компетентности для буровых работ. МАПБ имеет региональные офисы по всему миру и аккредитует компании по всему миру. IWCF является НПО , со штаб - квартирой в Европе, чья основная цель заключается в разработке и администрировании программ сертификации хорошо управления для персонала , занятого в бурении нефтяных скважин и капитального ремонта скважин и хорошо интервенционных операций.

Смотрите также

Рекомендации

ru.qwe.wiki

Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин — Добыча нефти и газа

Введение

Основные задачи контроля параметров процессов бурения скважин

1.1.Состояние методов и средств контроля параметров бурения скважин

1.2.Состояние методов и средств контроля параметров буровых растворов

1.3.Задачи контроля технологических параметров при бурении скважин

Выбор контролируемых параметров при бурении скважин

2.1.Классификаиия состояний технологических процессов бурения скважин

2.2.Оценка значимости технологических параметров по априорным данным

2.3.Метод оценки значимости технологических параметров по эк-спериментальным данным

2.4.Методы статистической оценки состояний процессов бурения скважин и значимости параметров

2.5.Вероятностно-статистический подход к определению комплекса контролируемых параметров при бурении скважин

2.6.Критерии оценки систем контроля

Достоверность результатов контроля параметров

3.1.Характеристики достоверности результатов контроля

3.2.Характеристики случайных отклонений технологических параметров бурения скважин

3.3.Ошибки контроля технологических параметров

3.4.Методика обоснования допустимых вероятностей ошибок контроля

3.5.Методика обоснования допустимых погрешностей измерений

3.6.Методы повышения достоверности результатов контроля процессов бурения скважин

Погрешности средств измерений

4.1.Виды погрешностей средств измерений

4.2.Классы точности средств измерений

4.3.Методы оценки результатов измерений

4.4.Правила округления результатов измерений с учетом погрешностей технических средств

Периодичность контроля параметров бурового раствора

5.1.Обзор методов обоснования частоты контроля параметров

5.2.Статистические характеристики интервалов времени между отклонениями от допустимых пределов параметров буровых растворов

5.3.Методика определения периодичности контроля параметров буровых растворов

Методика контроля процессов бурения скважин

6.1.Контроль параметров углубления скважин

6.2.Контроль параметров процесса промывки скважин

6.3.Контроль параметров буровых растворов

6.3.1.Определение плотности бурового раствора

6.3.2.Определение условной вязкости

6.3.3.Определение реологических показателей свойств

6.3.4.Определение водоотдачи

6.3.5.Определение статического напряжения сдвига в глинистой корке

6.3.6.Определение концентрации твердых примесей

6.3.7.Определение показателей стабильности и седиментации

6.3.8.Определение концентрации газа

6.3.9.Определение концентрации твердой фазы и нефти в буровом растворе

6.3.10.Определение концентрации колоидных частиц в буровом растворе

6.3.10.Определение концентрации колоидных частиц в буровом растворе

6.3.11.Определение водородного показателя

6.3.12.Определение смазочной способности

6.3.13.Определение стабильности гидрофобных эмульсий

6.3.14.Определение удельного электрического сопротивления...

6.3.15.Анализ фильтрата бурового раствора

6.3.16.Оценка ингибирующих свойств буровых растворов

6.3.17.Методика определения устойчивости пен

6.3.18.Оценка содержания сероводорода в буровом растворе

6.3.19.Определение количества поверхностно-активных веществ в растворе

6.3.20.Определение коррозионных свойств

6.3.21.Сжимаемость корки

6.3.22.Тепловые свойства

6.4.Контроль параметров тампонажного раствора

6.4.1.Входной контроль качества материалов

6.4.2.Контроль при подборе рецептуры тампонажного раствора

6.4.3.Контроль качества смеси сухих тампонажных материалов

6.4.4.Контроль качества жидкости затворения на буровой

6.5.Контроль за процессом спуска обсадной колонны

6.6.Контроль параметров цементирования скважин

Приложения

Похожие статьи:

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. Бояров А.И.

РЭНГМ → Технологические основы освоения и глушения нефяных и газовых скважин. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф

РЭНГМ → Транспорт нефти и газа-сбор и подготовка нефтепродуктов

РЭНГМ → Скважинная добыча нефти. Статическое и динамическое давление.

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. В.М. Муравьев

rengm.ru

Контроль добычи | Разработка нефтяных и газовых месторождений

ortoklaz пишет:

Как известно, что подсчет добычи нефти происходит приблизительно так: замеряются скважины на ГЗУ типа «Спутник» отбираются пробы жидкости и по этим данным подсчитывают, сколько тон нефти выдаёт скважина в сутки. Но есть вопрос, как правильно, нужно, брать пробу, мы берём в день с одной скважины по 5 проб все они разные, некоторые в критических диапазонах, кроме того, есть ещё разница, где её взять на ГЗУ или на скважине, если на скважине, то где правильно установить пробоотборник?

Вообще-то, плясать надо от товарного парка. Только там производится настоящий подсчет добычи нефти. Добыча нефти равняется сдача (это то, что показал коммерческий узел) плюс технологические потери. Надо знать, что в технологических потерях много всяких заморочек. Настоящий геолог, который является бухгалтером подземных недр, должен разбираться в этих заморочках. В товарный парк стекается нефть из нескольких ДНС. На ДНС также ведется учет нефти, но он не является коммерческим. Сумма добыч нефти всех ДНС теоретически должна соответствовать добыче нефти по товарному парку. Но, как правило, это бывает не всегда, а точнее, так не бывает. По ДНС добыча обычно больше чем по парку. Если эта разница не большая и постоянна, то особо не переживайте, это погрешности в измерениях. Но если разница между добычей по ДНС и добычей по парку прыгает, то бейте тревогу. Тут бы не мешало геологу, познакомится и с метрологическими параметрами замерного узла. Это значит, что-то произошло между точкой – замерной узел ДНС и точкой – коммерческий узел товарного парка. Это может быть порыв нефтепровода, воровство нефти (увеличение технологических потерь), волевая переброска добычи нефти между товарными парками, если они входят в одно управление. В этом случае сильный геолог – главный враг такого силового решения.
На ДНС стекается нефть со скважин. Каждая скважина имеет индивидуальный замер на ГЗУ (ЗУ). Теоретически суммарная добыча нефти всех скважин (еще её называют замерной добычей) должна соответствовать общей добычи нефти по ДНС. Но так тоже не бывает. Дебит нефти считается по дебиту жидкости, замеренному на ЗУ и пробе жидкости взятой со скважины. Время замера дебита жидкости не соответствует времени отбору пробы. Процент воды в пробах, как правило, находится в большом диапазоне. Поэтому по скважинам учет нефти ведется как оперативный. Пробы надо брать на вертикальном участке гусака скважины. Имея в наличие добычу нефти по ДНС как некий ориентир и достаточное количество проб и замеров дебитов, а также технологические параметры работы насосного оборудования, можно довольно точно подсчитать дебит нефти по отдельной скважине. Большим помощником в решении этого вопроса будет полученная расчетным путем зависимость водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти по месторождению или участку, а может быть и по конкретно рассматриваемой скважине.

www.petroleumengineers.ru

Методы контроля за ППД

Широко внедренные методы заводнения при эксплуатации нефтяных месторождений вызвали необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. В практике нефтепромысловых работ многочисленные задачи решаются, в основном, геофизическими методами. Основные задачи данной проблемы можно сгруппировать в следующие группы:

·         контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГВК;

·         выявление обводненных слоев и прослоев;

·         определение характера жидкости, притекающей к забою;

·         оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных  их частей;

·         контроль технического состояния эксплуатационных  и нагнетательных скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки.

Геофизические исследования  для контроля за разработкой залежи проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: фонтанирующих, оборудованных глубинными насосами, нагнетательных, контрольных, пьезометрических  и остановленных на ремонт. Современные приборы ( диаметром 25 – 50 мм ) дают возможность проводить измерения через колонну насосно-компрессорных труб в процессе фонтанирования или через серповидный зазор между штангами глубинного насоса и обсадной колонной.

Использование данных термометрии

По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В связи с различием температур нагнетаемых и

пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. В перфорированных пластах  термометрия применяется для выделения  интервалов обводнения ( отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих – в нагнетательной скважине). Решение задачи производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой, замеренной в простаивающей скважине, удаленной от мест отбора флюида и закачки, находящейся в режиме теплового равновесия с окружающими породами) с тер-мограммами исследуемых скважин.

Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды производится следующим образом. Обводненный пласт, в который закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой (рис. 34).

Рис. 34 Выделение обводненного участка пласта

по данным термометрии

1 – обводненный нефтеносный песчаник; 2 – глина; 3 – нефтеносный

песчаник; h – часть пласта, обводненная нагнетаемой водой.

Обводненный пласт определяется по положению точки М , характеризую-щейся минимальной температурой    t . Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод, определяются проведением вспомогательной прямой  ав .  Вспомогательная  прямая  проводится  параллельно геотерме  на расстоянии 

   t / 2   от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы темпера-турного фронта соответствуют точкам пересечения  а  и  в . В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины.

 Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является резкое понижение геотермического градиента  в интервале перетока, вплоть до нулевых значений. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется  расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы. Весьма перспективен метод высокочувствительной термометрии при выделении газоносных, нефтеносных и водоносных интервалов в эксплуатационных действующих и остановленных скважинах  с использованием дроссельного эффекта ( эффект Джоуля-Томсона). В этом случае изменение температуры определяется выражением :

                           t  =  E t   p

где  p = p пл. – р заб.            -      депрессия на пласт,

             р пл.                            -    пластовое давление,  

         

   Расчеты показывают, что при депрессии на пласт 2 МПа изменение температуры за счет дроссельного эффекта на контакте нефть-газ  должно составлять от 5,8   до  9,2 0  С, на разделе вода – нефть  - от 0,33 до 0,73 0  С  и на границе  вода-газ  -  от  5,47 до  8,47 0  С.


Наличие в скважине притока газа или нефти фиксируется температурной аномалией. При поступлении газа фиксируется заметным снижением температуры, при движении нефти на фоне изменения геотермического градиента за счет дроссельного эффекта возникают небольшие положительные аномалии. Измерение таких низких перепадов температур возможно термометрами с порогом  чувствительности  0,02 – 0,03 0 С. Для получения максимального температурного эффекта против нефтеносных пластов необходимо проводить исследования высокочувствительной термометрией не более чем через 2-3 суток после остановки скважины ( рис. 35 ).

Рис. 35  Выделение нефтеносных пластов в закрепленных скважинах методом высокочувствительной термометрии

1-нефтеносный песчаник; 2-глина;     

а-е – точки отбивки границ пластов

Пример выделения интервалов пласта, отдающих нефть и воду, по комплексу ГИС, в том числе по термометрии приведен на рис.  36

  Нефтеотдающие интервалы отличаются положительными приращениями температуры, обводнившиеся пониженными значениями относительно соседних участков.

Рис. 36 Результаты комплексных промысловых исследований

Притоки: 1-воды; 2-нефти с водой; 3-нефти; 4-интервалы перфорации

 На определенной стадии разработки нефтяные пласты начинают обводняться нагнетаемыми водами. Поступление воды в скважину свидетельствует о подходе фронта закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления ( КС )  и индукционного метода ( ИК ) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды , а в обсаженных скважинах – по данным радиоактивных  методов – НГМ,ННМ-Т.

В процессе выработки залежи, особенно в ее поздней стадии, при замещении нефти или газа в пласте пресной водой, различить пласты нефтегазоносные и водонасыщенные по величине электрического сопротивления практически не-возможно. Наиболее уверенно в необсаженных скважинах можно выделить обводненные пресной водой пласты по данным метода потенциалов собственной поляризации ( ПС ) пород. Если пласт обводнился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой        против покрывающих пород влево (рис. 37 ).  

  В случае обводнения подошвы пласта – линия глин кривой     против покрывающих глин смещается вправо ( рис. 37 б), при обводнении пласта по всей его мощности отмечается общее уменьшение амплитуды          (рис.37в).

Рис. 37 Выделение обводненных пластов пресными водами по данным метода потенциалов СП

Обводнение пласта: а – в кровле; б – в подошве; в – по всей мощности

1 – нефтеносный песчаник; 2 – обводненный песчаник; 3 – глина; 4 – кривые СП при отсутствии обводненности пласта

В необсаженных скважинах для выделения обводненных пластов и интервалов их обводнения пресными водами эффективны диэлектрические методы ( ДИМ  и ВДМ ). Обводненные участки пласта отмечаются более высокими  значениями  диэлектрической проницаемости, чем нефтенасыщенные. Например, диэлектрическая проницаемость   нефтенасыщенных песчаников составляет  5 – 13 ед., а песчаников обводненных пресной водой – более 15 ед. (рис. 38 ).      

 Рис. 38   Выделение обводненных пресной водой продуктивных пластов по

         методу ГИС (а) и результаты анализа проб газа и интерпретации

              данных по скв. 13100 (б) (Самотлорское месторождение).

1 – условная нулевая линия глин; 2 – глина; 3 – алевролит; 4 – известковистый песчаник; 5 – нефтеносный песчаник; 6 – нефтеводоносный песчаник; 7 – водоносный песчаник; 8 – места отбора проб пластиковых флюидов

 Эффективны при выделении обводненных пластов и интервалов обводнения в необсаженных скважинах данные низкочастотного широкополосного аккустического  метода ( НШАМ ). Этот метод можно применять и в обсаженных скважинах,  но  при  условии  хорошего  сцепления  цемента с породой и колонной

( рис. 39 ).

Рис.39 Определение характера насыщения пласта АВ4-5  в закрепленной

скважине широкополосными акустическим методом

       

1     -  глина;  2 – алевролит;  3 – нефтеносный песчаник; 4 – обводненный

нефтеносный песчаник; 5 – водоносный песчаник;

   Контроль обводнения пластов в процессе разработки возможен по данным радиогеохимического эффекта.  В процессе нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает  поле аномально  высоких концентраций радия и продуктов его распада – радиогеохимический эффект. Подход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных  элементов к нефтяным скважинам и адсорбция радиоактивных солей поверхностью цементного камня сопровождаются  аномальным повышением  естественной радиоактивности в обводненной части пласта. Для определения  обводняющихся интервалов измеряется интенсивность естественной радиоактивности до  и в процессе обводнения. Естественная радиоактивность обводненной части пласта  аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной.

   Радиогеохимический эффект проявляется в скважинах при вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается установившимся, если естественная  радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10 % выше интенсивности естественного гамма – поля  ( рис. 40   расп ).

Рис. 40  Пример определения интервалов обводнения  по величине радиогеохимического эффекта , профиля отдачи и типа флюида в скважине по комплексу методов ГИС

I,II кривые ГМ, зарегистрированные до и после обводнения.

1-глина; 2-песчаник; 3-алевролит; 4-нефть; 5-вода; 6-нефть с водой

Расходометрия скважин

Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.

Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры,  которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.

Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости,  заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока,  по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный  канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.

Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы. Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм.

oilloot.ru


Смотрите также