При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами. Дебит скважины ограничивается геолого-технологическими и техническими причинами. К первым можно отнести: степень устойчивости пород пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа; необходимость ограничения объема добываемой воды и уменьшения среднего газового фактора в целом по пласту: необходимость равномерного стягивания ВПК и ГНК и предотвращения порывов воды и газа. Техническими причинами являются недостаточная прочность эксплуатационной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении забойного давления: ограниченная мощность эксплуатационного оборудования; минимальное забойное давление фонтанирования; вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др. Неограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо малодебитных, эксплуатирующих истощенные пласты с низким пластовым давлением, когда они удалены от ВПК и ГНК, а динамический уровень снижается до кровли или даже до подошвы пласта, либо в сильно обводненных (более 80) при форсировании отборов. В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок, рост газового фактора и обводненность продукции. При назначении неограниченного отбора стремятся достигнуть потенциального дебита скважины, а ограничиваться дебит может технико-технологическими возможностями оборудований по подъему жидкости на поверхность. Такой отбор назначают обычно на поздней стадии разработки

3.9.1 Контроль процесса разработки месторождений

Принятие решений по выбору метода регулирования и установлению эффективности процесса разработки основывается изданных контроля и анализа. Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с Целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. Пo мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют шиша процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов.

Задача контроля обеспечение высокого качества первичной информации. Оно определяется перечнем, объемом, представительностью информации, точностью измерений и методом обработки. Информация должна включать весь перечень необходимых для анализа сведений. Объем информации по месторождению определяется объемом информации по каждой скважине, который зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность - от выбора момента времени (периодичности) и продолжительности проведения измерений в скважине. Для определения объема информации и повышения ее точности следует использовать методы математической статистики, теории Случайных функций, теории ошибок и др. Внедрение автоматизированных компьютеризированных систем сбора и обработки информации повысило ее качество и надежность принимаемых решений.

Задачи контроля в начальный период Эксплуатации сводятся к подготовке исходных данных для составления проекта разработки. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти: определение показателей эффективности систем разработки и методов ее регулирования. По применяемым четырем видам контроля процесса разработки можно назвать следующие частные задачи, решаемые нефтепромысловыми службами с применением гидродинамических, геофизических и лабораторных методов:

полноты выработки продуктивных пластов (охват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдачи, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).

Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля притока и приемистости, определение пластового, забойного, устьевого из - за трубного давлений; изучение изменений пластовой температуры. Исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами: изучение изменения физико-химических свойств нефти, газа и воды (в пластовых и поверхностных условиях).

Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: выявление негерметичности, смятия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности использования оборудования и др.

Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне в скважине: определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; определение анизотропии, трещиноватого пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.

Контроль должен проходить с определенной периодичностью. При обычной стационарной работе скважин:

определение коэффициента продуктивности по методу установившихся отборов по каждой добывающей скважине один раз в три месяца в течение двух-четырёх недель; определенно коэффициента приемистости по методу установившихся закачек, но каждой нагнетательной скважине один раз в три месяца в точение одной-двух недель:

определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности, при возможности и необходимости - определение солености воды, концентрации индикаторов в воде и природных меток нефти, и газового фактора по каждой добывающей скважине один раз в месяц в течение суток, определение объема закачки вытесняющего агента и закачки индикаторов по каждой нагнетательной скважине один раз в месяц или по специально обоснованной программе;

определение забойного и устьевого давления по каждой добывающей скважине один раз в неделю.

При проведении специальных исследований на скважинах:

определение коэффициента продуктивности по методу установившихся отборов по добывающей скважине один-два раза в месяц в течение двух-четырех недель; определение коэффициент та приемистости по методу установившихся закачек по нагнетательной скважины один-два раза в месяц и течение одной-двух недель:

определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности (солености, концентрации индикаторов в воде и природных моток нефти) и газового фактора по добывающей скважине один раз в неделю или чаше; определение закачки вытесняющего агента и индикаторов по нагнетательной скважине один раз в неделю или по специальной программе;

исследование глубинными приборами расходомером, термометром и влагомером добывающей скважины, расходомером и термометром нагнетательной скважины один раз в месяц:

определение забойного и устьевого давления у добывающей и нагнетательной скважины одни раз в недолю.

Основные способы получения информации при контроле - измерение продукции скважин на поверхности, исследование мест притока и состава жидкости на стволе скважины, исследование пластов и разрезе скважин. Следовательно, задачи решаются и по отдельным скважинам (оперативный контроль) и по залежам (месторождениям) в целом (системный контроль).

3.9.2 Анализ процесса разработки месторождений

В результате анализа должны быть вскрыты главные показатели развития явлений в залежи, причины сформировавшегося течении процесса и обоснованы методы регулирования. Важная часть анализа - сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждою показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных, может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса разработки с использованием уточненных исходных данных.

Круг задач анализа определяется в основном режимом работы пласта и стадией процесса разработки. В общем, при водонапорном режиме анализ процесса разработки может включать следующие задачи.

Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.

Анализ технологических показателей разработки по месторождению, отдельным объектам и участкам:

а) динамики добычи жидкости, нефти и газа, сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных отборов с гидропроводностью пласта; фондов добывающих и нагнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации), расщепления добычи флюидов по площади и толщине пласта (соотношения накопленной и текущей добычи и закачки по месторождению и пласту с выделением характерных участков месторождения по интенсивности их разработки);

б) энергического состояния месторождения, сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетательных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количеств перетекающей жидкости в другие пласты из - за контура нефтенасыщенности, взаимодействия пластов месторождения с соседними месторождениями и скважин, характерных участков месторождения по распределению пластового давления, степени охвата пласта влиянием закачки.

в) состояния обводненности месторождения, определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продукции, изучение степени и характера обводнения скважин по площади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности, оценка степени обводненности продукции в зависимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти закачки воды.

г) состоянии выработки запасов нефти, определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изокрон, обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам).

Анализ состояния техники добычи:

а) фонда скважин по способам эксплуатации (разбивка скважин на группу по наиболее рациональному способу их эксплуатации и определение условий и времени прекращения фонтанирования скважин, ожидаемого изменения фонда скважин по способам эксплуатации);

б) применяемых методов обработки призабойной зоны, выявление осложнений при работе оборудования в добывающих скважинах, вызываемых песком, парафином, агрессивными жидкостями, и определение технического состояния призабойной зоны (установление наиболее рациональных применяемых методов обработки и крепления призабойной зоны);

в) применяемых способов, технологии и техники эксплуатации скважин, состояния наземного и подземного оборудования, установление возможности применения различных способов эксплуатации и оборудования для предотвращения образования песчаных пробок, отложения парафина, вредного влияния газа, технического состояния и добывных возможностей применяемого оборудования при механизированном способе добычи; выявление наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости и повышения КПД; оценка пропускной способности насосно-компрессорных труб);

г) систем сбора, подготовки и транспортирования нефти и попутной воды (выявление эффективных систем и их технического состояния; наиболее эффективных и экономичных процессов в системах; ограничении по мощности, пропускной способности и давлениям промысловых и магистральных трубопроводов);

д) систем диспетчеризации и автоматизации контроля и управления работой оборудования и процесса добычи (установление наиболее эффективных и экономичных систем, границ возможного и целесообразного их применения: оценка эффективности и технического состояния применяемых систем).

4. Анализ экономических показателей: а) себестоимости (установление динамики, оценка по факторам, изменения по статьям затрат); б) капитальных вложений (установление динамики, оценка по направлениям промыслового обустройства и удельной величине); в) производительности труда (установление динамики производительности труда, численности персонала по категориям и цехам, удельной численности работников в том числе рабочих); г) рентабельности предприятия (выявление путей повышения рентабельности добычи нефти).

Заключительной составной частью анализа следует рассматривать прогноз процесса разработки, связанный с предсказанием течения технологических процессов в будущем, как при неизменных условиях, так и при проведении работ по регулированию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях.

3.10 Расчеты исследования скважины №1406 Вынгапуровского месторождения

Так как длительность исследования небольшая, то высока вероятность, что давление в скважине не восстановлено до пластового, но мы будем считать, что пластовое давление равно 228 атм. Начального пластового давления (Р_{пл. нач.} = 282 атм) меньше расчетного на 54 атм. Оценочный расчет параметров выполнен по коэффициенту продуктивности на основании промысловых данных о дебите скважины.

2 По проницаемости коллектора (К = 112 мД) скважину считаем высоко проницаемой (от 100 мД до 250 мД).

3 Коллектор обладает хорошей гидропроводностью (= 21,54 Д. см/сПз) и пьезопроводностью (= 0,3392 м²/с), что еще раз подтверждает высокую проницаемость коллектора (k = 112 мД).

4 Фактическая продуктивность скважины скважины по жидкости 1,12 м³/ (сут. атм).

Обработка результатов исследования скважины 2895 Вынгапуровского месторождения (КВД)

Обработку результатов исследования скважины будем производить путем построения и анализа графика КВД.

Таблица 3.11 - Исходные данные по скважине 2895 Вынгапуровского месторождения

Таблица 3.12 - Результаты исследования по скважине 2895 Вынгапуровского месторождения

1 По данным таблицы 3.12 строим график КВД в полулогарифмических координатах ?Р - lg (t) (рисунок 3.8).

Рисунок 3.8 - График КВД скважины 2895 Вынгапуровского месторождения

2 На прямолинейном участке кривой произвольно выбираем две точки с координатами (?P₁; lg (t₁)) и (?P₂; lg (t₂)) и определяем значение угла наклона этого участка по формуле:

(3.15)

атм

3 Измеряем отрезок на оси координат от нуля до точки пересечения этой оси продолжением прямолинейного участка:

а) А = 62 атм;

б) определяем гидропроводность по формуле:

(3.16)

;

в) определяем коэффициент проницаемости по формуле (3.12):

= = 0,025 Д = 25 мД

г) определяем коэффициент пьезопроводности по формуле:

ч = (3.17)

ч = = 0,18 м²/с;

д) оцениваем приведенный радиус скважины по формуле:

(3.18),

= 0,000001м = 0,0001 см

е) скин-фактор определяется по формуле:

S = ln () (3.19)

S = ln () = ln () = 11,26;

ж) Вычисляем коэффициент продуктивности при радиусе контура питания, равном половине расстояния между скважинами по формуле:

К = (3.20)

К = = 1 м³/ (сут. атм)

Вывод: по результатам обработки исследования скважины мы получили проницаемость k = 25 мД, что соответствует коллектору со средней проницаемостью, с гидропроводностью , пьезопроводностью ч = 0,18 м²/с, скин-фактором S = 11,26, т.е. фильтрационная зона имеет серьезные механические загрязнения и повреждения, необходимо провести ряд работ (солянокислотная обработка, ГРП) для приближения скин-фактора к нулю или отрицательному значению.

4. Охрана труда, промышленная безопасность и противопожарная защита

4.1 Охрана труда при исследовании скважин