Главная
Коллекция "Otherreferats"
Геология, гидрология и геодезия
Гидродинамические методы исследования скважин (Вынгапур)
Гидродинамические методы исследования скважин (Вынгапур)
Геолого-физическая характеристика месторождения (Вынгапур). Продуктивные пласты, состав и свойства пластовых флюидов. Методы исследования при разработке нефтегазовых скважин. Гидродинамические параметры, определяемые при исследовании скважин и пластов.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 11.05.2011 |
| Размер файла | 591,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
- 1. Введение
- 2. Геологический раздел
- 2.1 Общие сведения о Вынгапуровском месторождении
- 2.2 Геолого-физическая характеристика Вынгапуровского месторождения
- 2.3 Характеристика продуктивных пластов
- 2.4 Состав и свойства пластовых флюидов
- 3. Технико-технологический раздел
- 3.1 Фонды Вынгапуровского Месторождения
- 3.2 Методы исследования применяемые при разработке нефтегазовых скважин
- 3.3 Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации
- 3.4 Исследование скважин при неустановившихся режимах
- 3.5 Гидродинамические параметры, определяемые при исследовании скважин и пластов
- 3.6 Понятие о термодинамических методах исследования скважин
- 3.7 Гидропрослушивание пласто
- 3.8 Выбор оборудования и приборов для исследования
- 3.9 Нормы отбора нефти и газа из скважин и пластов
- 3.9.1 Контроль процесса разработки месторождений
- 3.9.2 Анализ процесса разработки месторождений
- 3.10 Расчеты исследования скважины №1406 Вынгапуровского месторождения
- 4. Охрана труда, промышленная безопасность и противопожарная защита
- 4.1 Охрана труда при исследовании скважин
- 4.2 Противопожарные мероприятия при проведении исследований в скважинах
- 5. Графический раздел
- Заключение
- Список использованных источников
1. Введение
Нефть и газ, являясь основными энергоносителями, играют значительную роль в экономике любого государства. Продукты нефтегазопереработки - основа всех видов топлива для транспорта, ценное сырье для химической промышленности.
Для технически и экономически целесообразной разработки того или иного эксплуатационного объекта требуется детально знать все свойства этого объекта, которые могут повлиять на технологический процесс извлечения нефти или газа.
Изучение залежей начинается сразу же после их обнаружения (открытия). Одной из главных целей исследований в этот начальный период является получение информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа. Для этой цели в первую очередь ведутся работы по выявлению границ пласта по площади и разрезу вскрытых отложений и распределения его общей эффективной и нефтенасыщенной толщины. Главную роль в решении задач геометрического порядка играют геофизические исследования. Далее необходимы сведения о пористости коллектора и его нефтегазонасыщенности, а также об изменении этих характеристик по объему пласта. Их получают в основном на базе лабораторного исследования большого числа образцов пород (кернов), отбираемых из разведочных скважин. Полученные данные позволяют определить общий объем нефти и газа, заключенных в коллекторе, или так называемые геологические запасы.
Следующим шагом является оценка промышленных запасов залежи, т.е. тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта. Для этой цели необходимы специальные исследования (в том числе лабораторные) по определению коэффициента нефтеотдачи пласта и предварительные данные о возможном режиме его эксплуатации.
Для оценки промышленного значения залежи, кроме геологических и извлекаемых запасов, важно еще знать товарные качества нефти и газа, а также свойства залежей, определяющие производительность скважин, толщину и проницаемость пласта, вязкость жидкости в пластовых условиях и другие характеристики. Товарные качества жидкостей и газов и их вязкость в пластовых условиях определяют лабораторными исследованиями, а проницаемость - по данным гидродинамических исследований скважин. Путем этих исследований, как мы увидим ниже, можно определить значение комплексного параметра, называемого коэффициентом гидропроводности пласта. По значению этого параметра можно сравнивать характеристики различных продуктивных пластов. Чем выше гидропроводность, тем при прочих равных условиях более высокие дебиты будут иметь эксплуатационные скважины.
В процессе промышленной эксплуатации пластов и скважин их исследования ведутся главным образом гидродинамическими методами. При этом решаются следующие важные задачи:
1) уточняются гидродинамические характеристики пластов;
2) контролируется ход процессов выработки пластов по площади и разрезу;
3) выявляется действительная технологическая эффективность отдельных элементов принятой системы разработки (система поддержания давления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин и др.);
4) выявляется эффективность проводимых мероприятий по повышению или восстановлению производительности скважин.
На базе этих данных в систему разработки вносятся дополнения и усовершенствования (этот процесс продолжается в течение всего периода промышленной эксплуатации залежей).
Как видно из изложенного, роль гидродинамических исследований очень важна. От их объема и качества зависит эффективность применяемых систем разработки.
2. Геологический раздел
2.1 Общие сведения о Вынгапуровском месторождении
Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В административном отношении, Вынгапуровское месторождение расположено в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах Тюменской области.
Месторождение обслуживают работники ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефть" которые проживают в поселке Вынгапуровском. Ближайшими населёнными пунктами являются город Ноябрьск (96 км), посёлок Радужный (110 км), железнодорожная станция Ханымей (95 км), посёлок Халясавэй (75 км). В 2007 году поселку Вынгапуровский присвоен статус микрорайона города Ноябрьск. Микрорайон Вынгапуровский с городом Ноябрьск соединяет автодорога с асфальтовым покрытием, протяженностью 96 километров.
Ближайшей судоходной рекой является река Обь, также речная система представлена реками Вынгапур и Тырь-Як. Местность, на которой расположено месторождение, представляет собой равнину, покрытую лесом (в основном хвойные породы) с множеством ручьёв и болот, что затрудняет производственные работы в этом районе. Абсолютная отметка рельефа колеблется от 90 м на юге до 135 м в центре и 75 м в северной части месторождения. Климат района резко-континентальный, температура зимой от минус 10 до минус 50 0С, в среднем минус 30 0С, летом от плюс 10 до плюс 40 0С в среднем плюс 20 0С. Среднегодовая температура от минус 6 до плюс 70С, количество осадков 400 - 500 мм год. Снежный покров достигает в среднем до 1 м. Максимальная глубина промерзания грунта до 3 м. Вынгапуровское месторождение открыто в 1968 году, разрабатывается на основании технологической схемы разработки (протокол № 1132 от 06.12.84 г.). Залежи на глубине 1 - 2,9 км. Начальные запасы 237 млрд. м3, максимум проектной добычи нефти - 4,673 млн. т., планировалось достичь в 1996 г., при этом проектная добыча жидкости составляла - 7,3 млн. т., при фонде скважин 1261 шт.
Следует отметить, что проектные уровни были рассчитаны исходя из запасов на дату составления проектного документа (1984 г.), которые в процессе разработки претерпели значительные изменения по основным объектам.
Отмечается рост суточной добычи нефти и жидкости, связанный в первую очередь с увеличением действующего фонда за счет бурения на пласте БВ8осн и работами с фондом скважин.
За 2006 год на Вынгапуровском месторождении добыто 3114,1 тыс. т. нефти при плане 2920,963 тыс. т., то есть план перевыполнен 6,6%. По новым скважинам добыто 289,726 тыс. т. нефти, по переходящим - 2838,584 тыс. т. При этом средний дебит по нефти - 17,65 т/сут, новой скважины составил 46,05 т/сут, а по переходящим - 16,7 т/сут. С начала разработки добыто 607890,9 тыс. т. нефти.
Добыча жидкости за год составила 9390,2 тыс. т., при этом обводненность за год составила 66,68%. Дебит одной скважины по жидкости составляет за год 53,09 т/сут, по новым скважинам - 60,6 т/сут, по переходящим - 52,96 т/сут.
В продуктивные пласты месторождения было закачано 11418,89 тыс. м3 воды. Закачка проводилась с КНС - 1, КНС - 2, КНС - 3, КНС - 4. За год компенсация отборов жидкости водой составила 93,32%.
С начала разработки закачано 93097,308 тыс. м3 воды, при этом компенсация составила 112,49%. Среднесуточная закачка воды на месторождении - 31282,9 м3.
2.2 Геолого-физическая характеристика Вынгапуровского месторождения
Вынгапуровское месторождение расположено в зоне Северо-Сургутской моноклинали, которая является структурой Центральной региональной террасы, для нее характерно унаследованное развитие поднятий и выполаживание их вверх по разрезу.
По современным представлениям в пределах района выделяется три структурно-тектонических этажа:
палеозойско-допалеозойский (фундамент);
пермо-триасовый (предполагается, но скважинами не вскрыт);
мезозойско-кайнозойский (нефтеносный).
Верхний структурный этаж сложен мощной толщей мезозойских и кайнозойских осадочных образований, накопившихся в условиях длительного стабильного прогибания фундамента. Верхний структурно-тектонический этаж контролирует основные известные в пределах Западно-Сибирской плиты скопления углеводородов.
Вынгапуровское месторождение отвечает Восточно-Итуяхскому локальному поднятию III порядка. Восточно-Итуяхская структура прослеживается по всему разрезу, при этом она наиболее рельефно выражена в юрских отложениях, а самыми пологими формами представлена в верхней части разреза, раскрываясь в юго-западном и северо-западном направлении.
По кровле продуктивного пласта БС120 Восточно-Итуяхская структура представляет асимметричную брахиантиклиналь северо-восточного простирания в контурах замкнутой изогипсы минус 2650 м.
Ее протяженность по длинной оси составляет 8 км, по короткой - 4 км. Юго-восточное крыло поднятия характеризуется более интенсивным погружением, чем северо-западное, углы наклона крыльев составляют 1,20 и 0,80 соответственно.
гидродинамический скважина пласт нефтегазовый
В геологическом строении месторождения принимают участие отложения палеозойского фундамента и платформенного чехла, представленного юрскими, меловыми, палеогеновыми и четвертичными отложениями.
Палеозойский фундамент
Доюрские отложения на Вынгапуровском месторождении не вскрыты. Предполагаемая глубина залегания фундамента по данным геофизических исследований составляет минус 3700-3800 м.
Мезозойская группа
Юрская система (J)
Отложения юрской системы представлены всеми тремя отделами. В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты. Юрские породы вскрыты на глубинах минус 3076 - минус 3189 м. Средняя толщина юрских отложений составляет 360 м.
Меловая система (К)
Отложения меловой системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. Их суммарная толщина изменяется от минус 2215 м до минус 2254 м.
Нижний мел (К1). В разрезе нижнемеловых отложений выделяется: сортымская, усть-балыкская, сангопайская и алымская свиты. Толщина нижнемеловых отложений изменяется от минус 1019 м до минус 1129 м.
Средний мел (К2). К отложениям среднего отдела меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского ярусов. Покурская свита вскрыта на глубинах минус 1208 - минус 1243 м.
Толщина покурской свиты минус 785 - минус 816 м.
Верхний мел (К3). В разрезе отложений верхнего мела выделяют кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты, которые представляют серию морских осадков. Верхнемеловые отложения вскрыты на глубинах минус 832 - минус 1178 м, их толщина изменяется в пределах 358 - 408 м.
Кайнозойская группа
Палеогеновая система
Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков датского (верхи ганькинской свиты), палеоценового (талицкая свита), эоценового (люлинворская и нижняя часть тавдинской свиты, атлымская, новомихайловская, туртасская) возраста.
Отложения нижней части системы представлены морскими осадками и только в верхней части олигоцена развиты породы прибрежно-морского и континентального происхождения.
Четвертичная система
Комплекс пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла завершается осадками четвертичного возраста, которые сплошным чехлом покрывают почти всю территорию Западно-Сибирской равнины. Толщина четвертичных отложений до минус 50 - минус 110 м.
2.3 Характеристика продуктивных пластов
Вынгапуровская нефтегазоносная зона находятся в одноименном районе Надым-Пурской НТО. Основным объектом предлагаемых здесь поисковых и разведочных работ является Вынгапуровское месторождение
Оно характеризуется широким диапазоном распространения залежей нефти и газа. По материалам бурения скважин, две из которых - 140 и 300, вскрыли палеозойский фундамент, продуктивными на месторождении являются: пласт Ю 2 тюменской свиты, пласт Ю 1 васюганской свиты, ачимовская толща, горизонт БВ 8 и пласты БВ 7. БВ 6, БВ 5. БВ 4. БВ 3 мегионской свиты, а также пласт ПК 1 покурской свиты. Высота этажа нефтегазоносности составляет 2000 м. Залежи в выше перечисленных пластах находятся на разных стадиях изученности, так, например, залежи пластов, БВ б и БВ 8 эксплуатируются, а наличие залежи в пластах БВ 3 и БВ 4 лишь предполагается по материалам ГИС.
Пласт БВ 6 вскрыт разведочными и эксплутационными; скважинами на отметках минус 2330 - минус 2400 м. Он развит в песчаных фациях практически по всей площади Вынгапуровского поднятия. Промышленная нефтеносность пласта БВ 6 была установлена в процессе испытания скважины 34 Р в 1974 году. Коллекторские свойства пласта БВ 6 изучались керном по разрезу семи скважин. Проницаемость, исследованная по 25 образцам, варьирует в широком диапазоне от 3,7 до 472 х 10 мкм2, средняя - 78 х 10 мкм3. Пористость меняется от 16,5 до 25,7%, средняя - 20,6%. Средний дебит вводимых в эксплуатацию скважин составляет 26,6 м3/сут.
Пласт БВ 8 (основная залежь) содержит наиболее крупную на месторождении залежь, приуроченную к восточному погружению Вынгапуровского и Южно-Вынгапуровского поднятий. Восточная граница площади нефтеносности резервуара БВ 8 (основного), пока не установлена и возможно ее существенное расширение. Пока же она проведена по принятому условно, на абсолютной отметке минус 2920 м, водонефтяному контакту.
Коллекторские свойства пласта изучены небольшим числом скважин - 14 и определений пористости - 513, и проницаемости - 175. по этим данным установление что: коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники, крупнозернистые алевролиты. Гранулометрические параметры по пласту варьируют в широких пределах - Md (медианный диаметр) обычно от 0,07 до 0,10 мм, коэффициент отсортированности (S) - от 1,40 до 1,80%, глинистость от 3 до 15%, песчанистость меняется от 0,16 до 0,84. На этом фоне закономерна коллекторская неоднородность отложений, при этом проницаемость по разрезу исследованных скважин изменяется в большом диапазоне от 0,1 до 90,7.10 мкм, средняя - 85.10 мкм2, пористость варьирует от 12,3 до 23,6%, средняя - 19,6%. Для пласта характерно ухудшение коллекторских свойств с севера на юг и от центра е периферии, более высокими значениями проницаемости и песчанистости характеризуется залежь в районе скважины 50 Р.
Дебиты меняются от 0,1 м3/сут., при динамическом уровне 614 метров, до 180 м3/сут на 8-ми мм штуцере, самые высокие дебеты наблюдаются в скважинах вскрывших наибольшие эффективные мощности резервуара.
Пласт БВ 8 (южная залежь). Коллекторские свойства пласта БВ 8-1 изучены из разреза трех скважин, фильтрационные свойства исследованы по 26 образцам. Интервал изменения Кпр: от 1,5 до 28.10 мкм2, средняя проницаемость - 8,4.10 мкм2, пористость изученная на 84 образцах изменяется от 15,5 до 20,1%, средняя-18,5%, песчанистость изменяется от 0,03 до 0,77.
Дебит нефти изменяется от 0,7 м3/сут до 79,8 м3/сут, средний дебит введенных скважин равен 13,5 м3/сут.
Нефтяная залежь пласта БВ 8 - 2 - свойства пласта изучены по скважине 68 (приконтурная), среднее значение К песчанистости-19%. Водоносный прослой толщиной в 1 метр представлен алевролитами крупнозернистыми, средняя пористость этого прослоя такая же, как и в пласте БВ. Пористость нефтяной части пласта правомерно принять по аналогии с БВ 8, то есть равным 18%. Проницаемость коллекторов не изучена. По разрезу в скважинах выделяются от 2 до 5 проницаемых пропластков (К расчлененности 3,2), средняя толщина глинистой перемычки 4,4 м, проницаемого прослоя 1,9 м - это на северном участке залежи; и от 2 до 9 проницаемых пропластков (К расчлененности 3,6). Средняя толщина глинистой перемычки 4,2 м, проницаемого прослоя 1,4 м - это на южном участке залежи.
Пласт БВ 9. Коллекторские свойства пласта изучены по скважинам 39, 41, 52. Суммарная нефтенасыщенная толщина изученных прослоев составляет 1,8 м. Средняя проницаемость по 9 образцам равна 18*10 мкм2. Пористость, изученная по 37 образцам, изменяется в большом диапазоне от 12,6 до 22%, средняя равна 19,2%.
По данным гидродинамических исследований скважин фильтрационные свойства пластов Вынгапуровского месторождения характеризуются следующими значениями
1. Проницаемость - по пласту БВ-8 (основная залежь)
|
Северный участок - 17,7 мД; |
Западный участок - 28,7 мД; |
|
|
Южный участок - 16,4 мД; |
Скв. - 50Р - 115 мД; |
Пропласток БВ - 6 - 104,03 мД.
2. Гидропроводность, удельная на один метр мощности, по пласту БВ-8 (основная залежь):
|
Северный участок - 2,0 м3/ (Па. с.10); |
Западный участок - 1,7 м3/ (Па. с.10); |
|
|
Южный участок - 2,1 м3/ (Па. с.10); |
Скв 50Р - 9,3 м3/ (Па. с.10); |
Пропласток БВ - 6 - 15,6 м3/ (Па. с.10).
3. Продуктивность, удельная, на один метр мощности по пласту БВ 8 (основная залежь):
|
Северный участок - 6,78 м3/сут (МПа); |
Западный участок - 0,71 м3/сут (МПа); |
|
|
Южный участок - 0,84 м3/суг (МПа); |
Скв.50Р - 3,70 м3/сут (МПа); |
Пропласток БВ-6 - 4,79 м3/сут (МПа).
Средневзвешенное пластовое давление по продуктивным пластам составило: пласт БВ 6 - 244,4 атм., пласт БВ 8 - 282,8 атм., при первоначальных пластовых давлениях соответственно - 247 атм., 270 - 280 атм.
2.4 Состав и свойства пластовых флюидов
На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин, исследование их проводилось методом газожидкостной хроматографии на приборах типа ХРОМ-5. Отбор нефти производился из пластов БВ 6, БВ 8 и БВ 9, физические свойства нефти приведены в таблице 2.4.1
На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Вынгапуровского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. При погружении залежи возрастает пластовое давление и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их ниже пластового и, в среднем по пластам, изменяется в диапазоне 11 - 30 МПа.
Из разрабатываемых пластов наиболее лёгкие газонасыщенные нефти в залежи БВ 6, газосодержание высокое: в среднем 328 м3/т, давление насыщения по пласту меняется от 9 до 21 МПа. Нефти всех пластов легкие (молекулярная масса 77-108), молярная доля метана в них составляет3,8-35% (пласт БВ 6) и 27,99% (пласт БВ 8 (юг)); большое содержание углеводородов состава С 42 ОН 46 0 - 45 ОН 412 0 - 30,63 до 23,1%.
Для нефтей пластов БВ 6 и БВ 8 характерно преобладание нормального бутана, и метана над изомерами, в нефти пласта БВ 9 их соотношение близки к единице. Количество легких углеводородов состава СН 44 О-С 45 ОН 412 О, растворенных в разгазированных нефтях составляет 8,6 - 18,2 %. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный, молярная доля метана составляет всего 48,76 - 58,2%; плотность 1,366 - 1,267 кг/м3.
Отношение этана к пропану меньше 1 (0,4-0,8), что типично для газов нефтяных залежей. Количество тяжелых углеводородов состава С 46 0H 414 0 - + - высшие от 1,91 - 2,76% Содержание двуокиси углерода незначительно, азота не превышает 1,2%.
Таблица 2.1 - Состав разгазированной нефти
|
Компоненты |
Проценты мольные |
|
|
1 |
2 |
|
|
1 СН4 2 С2Н6 3 С3Н8 4 Изобутан 5 Н-бутан 6 С5Н12 7 С6Н14 8 СО2 |
0,058 0,552 5,406 3,990 6, 209 3,846 - 4,459 6,176 0,001 |
Нефти всех исследованных пластов малосернистые, с содержанием фракций до 3500С, больше 55 %, парафинистые (П/ (А+С) >1), температура насыщенна нефти парафином от 15 до 46 0С, малослоистые, маловязкие, легкие. Значительное содержание парафина в нефтях Вынгапуровского месторождения создает определенные трудности в процессе эксплуатации скважин (образование парафинистых пробок).
Интенсивная парафинизация оборудования обусловлена одновременным влиянием нескольких факторов, способствующих отложения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО):
обширной толщей залегания многолетнемерзлых пород;
невысокими дебитами по нефти;
физико-химическими свойствами нефтей.
Образование АСПО на промысловом оборудовании приводит к снижению производительности и нарушению нормальной работы скважин. Интенсивное образование АСПО наблюдается в интервале 800м - устье, однако отложения наблюдаются и на глубинах 1100 - 1000м. Анализ температурного режима, по стволу скважины совместно с данными физико-химической характеристики АСПО показывает, что температурные условия в скважинах благоприятны для образования отложений и больших глубинах.
Технологический шифр нефтей - 1 Т1 П2
Пластовые воды месторождения аналогичны водам других месторождений Западно-Сибирской нефтеносной провинции. Общая минерализация увеличивается сверху вниз от 10 13 г/л (покурская свита) до 56 60 г/; юрские отложения. Основные солеобразующие компоненты: Na (85 95 % экв.), Са (10 - 20 % экв), CL (97 99 % экв.). Отмечается несколько повышенное содержание гидрокарбонатов в водах продуктивных пластов (10-13мг экв.), что несет потенциальную возможность выпадения карбонатных осадков при эксплуатации обводненных скважин.
3. Технико-технологический раздел
3.1 Фонды Вынгапуровского Месторождения
Общий фонд скважин на 01.01.2007 года составил 1683, увеличившись за год на 59 скважин. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 614, увеличившись за год на 92 скважины (48 скважин прибыло из бурения,19 скважин ушли в фонд поддержания пластового давления (ППД)). Действующий фонд увеличился на 92 скважины, за счет ввода из бурения, бездействия, консервации, освоения.
На баланс ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефть" от буровых предприятий было принято за год 48 новых скважин при плане 54. Средняя глубина пробуренных скважин в 2006 году составила 3223 м.
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 235, уменьшившись за год на 58 скважин. За год под закачку введено 26 скважин при плане - 28 скважин, с целью увеличения добычи воды, для ППД введено 3 водозаборных скважины из числа нагнетательных.
Бездействующий фонд на 01.01.2007 г. составил 90 скважин, из них 40 нагнетательные и 50 нефтяные.
Фонд контрольных и пьезометрических составляет 139 скважин, а ликвидированных 71 скважина.
Таблица 3.1 - Состояние фонда скважин Вынгапуровского месторождения по состоянию на 01.01.2007 г.
|
Наименование |
Количество скважин, шт |
|
|
1 |
2 |
|
|
Общий фонд |
1683 |
|
|
Эксплуатационный фонд |
614 |
|
|
В том числе фонтанные |
42 |
|
|
Механизированный |
568 |
|
|
ЭЦН |
484 |
|
|
ШГН |
83 |
|
|
ГПН |
0 |
|
|
Плунжер-лифт |
1 |
|
|
Действующий фонд |
560 |
|
|
Дающий фонд |
536 |
|
|
В том числе фонтанные |
25 |
|
|
Из них через ЭЦН |
- |
|
|
Из них через ШГН |
- |
|
|
ЭЦН |
443 |
|
|
ШГН |
67 |
|
|
ГПН |
0 |
|
|
Плунжер-лифт |
1 |
|
|
Простаивающий фонд |
24 |
|
|
В том числе фонтанные |
2 |
|
|
ЭЦН |
18 |
|
|
ШГН |
4 |
|
|
ГПН |
0 |
|
|
Плунжер-лифт |
0 |
|
|
Бездействующий фонд |
50 |
|
|
В том числе фонтанные |
15 |
|
|
ЭЦН |
23 |
|
|
ШГН |
12 |
|
|
ГПН |
0 |
|
|
Плунжер-лифт |
0 |
|
|
Фонд освоения |
4 |
|
|
Нагнетательный фонд |
229 |
|
|
Действующий фонд |
175 |
|
|
В том числе под закачкой |
171 |
|
|
Остановлены в текущем месяце |
4 |
|
|
Бездействующий фонд |
40 |
|
|
Фонд освоения |
14 |
|
|
Контрольные и пьезометрические |
139 |
|
|
В консервации |
629 |
|
|
В ожидании ликвидации и ликвидировано |
71 |
|
|
Водозаборные скважины |
1 |
|
|
Поглощающие скважины |
- |
3.2 Методы исследования применяемые при разработке нефтегазовых скважин
В процессе бурения и эксплуатации скважин промыслово-геологическая служба получает обширную информацию о залежах продуктивных пластов, которая затем интерпретируется при решении различных задач нефтегазопромысловой геологии. Современные гидродинамические методы исследования нефтяных и газовых скважин позволяют получать информацию о параметрах пластов, на основе учёта которых проектируются и осуществляются процессы технологии добычи нефти, составляются технологические схемы и проекты разработки, проводится анализ состояния разработки отдельных залежей. Промысловые исследования позволяют установить коэффициенты продуктивности, фильтрационные характеристики залежи (проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, величины пластовых и забойных давлений, дебиты нефти и газа, гидродинамическую связь между отдельными частями залежи, отдельными пропластками, нефтенасыщенной и водонасыщенной частями залежи, продвижение контуров нефтеносности).
Основными объектами гидродинамических исследований (ГДИ) являются работающие продуктивные пласты. Полнота и качество получаемых результатов определяется способом воздействия на пласты, технологией проведения скважинных измерений и особенностями поведения скважины и пласта в процессе исследований. Перечисленные факторы определяются типом исследуемой скважины. С точки зрения информативности ГДИ различают следующие типы скважин:
скважины со стабильным расходом;
нестабильно работающие скважины.
В число скважин первого типа входят фонтанные добывающие скважины, нагнетательные и насосные скважины. С некоторой долей приближения в число подобных объектов могут быть включены скважины, работающие в режиме эрлифта (в том числе и при компрессировании).
В число скважин второго типа входят скважины: компрессируемые и свабируемые, работающие в режиме накопления и пр.
исследования делят на базовые, стандартные и экспресс исследования. Базовые исследования проводятся в одиночных (специально отобранных) скважинах по индивидуальным программам. Объекты базовых исследований выбираются исходя из следующих условий:
информация об исследуемом пласте (участке пласта) должна являться опорной для понимания геологического строения и начального состояния залежи;
объекты исследований должны быть по возможности равномерно распределены на площади.
Наиболее благоприятны для базовых исследований скважины - работающие в режиме фонтанирования или нагнетания. Для таких скважин используются следующие технологии:
регистрация кривых восстановления давления после полной остановки скважин (КВД). При этом время регистрации КВД увеличивается до 36-48 часов;
регистрация кривых стабилизации (падения) давления КСД (КПД) в течение 10-12 часов;
определение депрессий и дебитов при нескольких стабильных режимах отбора (4-5 и более) и построение индикаторных диаграмм (ИД);
перечисленные технологии желательно использовать совместно.
В качестве объектов для изучения гидродинамических параметров удаленных зон пласта чрезвычайно благоприятны длительно эксплуатируемые нагнетательные скважины, которые могут быть исследованы при существенном увеличении времени простоя скважины.
Объектом базовых исследований являются также скважины, исследуемые в процессе освоения (в том числе после капитального ремонта). Исследования в таких скважинах предполагают регистрацию непрерывных кривых изменения давления и температуры на забое и устье. Параллельно фиксируются особенности поведения скважины (режим воздействия на пласт, характер притока, данные устьевых замеров и пр.). Подобные исследования, как правило, выполняются с участием промыслово-геофизической службы и сопровождаются регистрацией глубинных профилей параметров "притока-состава". В результате базовых исследований решают следующие задачи:
количественная оценка фильтрационных параметров дальней зоны пласта (гидропроводность, подвижность, пьезопроводность, проницаемость и др.) с высокой степенью достоверности;
количественное определение полного набора гидродинамических параметров (включая величину скин-фактора), характеризующих совершенство вскрытия пласта;
оценка достоверности параметров пласта, получаемых при массовой обработке результатов стандартных и экспресс исследований.
Стандартные исследования проводятся согласно программе плановых исследований скважин эксплуатационного фонда с использованием апробированных технологий, позволяющих уверенно определять параметры как удаленной, так и ближней зон пласта. Объекты стандартных исследований выбираются исходя из следующих условий:
преимущественно выбираются скважины эксплуатационного фонда;
объекты исследований должны быть равномерно распределены по площади;
частота исследований выбирается из расчета охвата от 25 до 40 процентов фонда добывающих и нагнетательных скважин за от 1 до 1,5 годового периода;
стандартные исследования нацелены на оценку текущих (на определенную дату или временной интервал) гидродинамических параметров пласта;
основу стандартных исследований составляют замеры забойного давления время регистрации КВД сокращается до 12-24 часов. При исследованиях методами установившихся отборов (закачек) измерения проводят на 3-5 режимах;
по данной технологии целесообразно периодически исследовать весь фонд нагнетательных скважин;
в связи с оснащением современной цифровой автономной аппаратурой, рекомендуется проводить дополнительные исследования эксплуатационных скважин в межремонтный период.
В результате стандартных исследований получают основной объем информации о текущих гидродинамических параметрах пласта. Эта информация используется в дальнейшем при совместном площадном анализе промысловых и геофизических результатов с целью оценки характера выработки залежи, а также при гидродинамическом моделировании процессов разработки месторождения.
Экспресс-исследования проводятся в большинстве скважин эксплуатационного фонда по упрощенным технологиям с целью приближенной оценки гидродинамических параметров и изучения динамики их изменения во времени. Экспресс-исследования являются самым дешевым и распространенным способом получения оперативной информации. Частота исследований, как правило, выбирается из расчета охвата большей части действующего фонда скважин в течение года. Основу экспресс исследований составляют замеры темпа перемещения уровня жидкости в процессе остановки или пуска скважин. Экспресс-исследования обычно проводятся способом регистрации КВД или КСД в течение 5-10 часов. Для достоверности результатов целесообразно увеличить временной интервал проводимых исследований.
В качестве варианта экспресс-исследований следует рассматривать промыслово-геофизические исследования (ПГИ), проводимые по сокращенной программе в скважинах в процессе их освоения или после капитального ремонта. В указанных случаях давление обычно регистрируется лишь в процессе восстановления уровня после вызова притока.
Экспресс-исследования позволяют определить коэффициенты продуктивности скважины, по которым оценивают приближенные значения проницаемости пласта (обычно искаженные влиянием скин-фактора).
Полученные данные используются для выбора объектов для проведения специальных работ и для изучения изменчивости параметров пласта во времени.
3.3 Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации
Технология исследования.
Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта.
Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин О и соответствующих им значений забойного давления Р (последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем (рядом последовательных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2 - 5 суток. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Предпочтительным является изменение режима работы скважины в сторону постепенного возрастания дебита.
По окончанию исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.
Графические методы изображения результатов исследования.
По результатам исследования строят график зависимости дебита скважины от депрессии, называемый индикаторной диаграммой. При построении индикаторных диаграмм принято значения призабойных давлений откладывать по оси ординат, а дебит - по оси абсцисс. При этом индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс. На рис.6.1 показаны возможные формы индикаторных диаграмм.
Если в пласте отсутствует свободный газ, то скважины имеют прямолинейные диаграммы (линия 1), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости, подчиняющейся закону Дарси, при этом уравнение притока описывается формулой:
Q = К-ДР
где К - коэффициент продуктивности, к этом случае равен косинусу угла наклона индикаторной линии к оси депрессий. Из формулы уравнения притока коэффициент продуктивности будет равен:
к = tga*R
Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению с пшенным законом Дарси. Это объясняется тремя причинами:
Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения.
Изменением проницаемости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.
Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.
Если процесс фильтрации жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси или когда при переходе от одних режимов цикла к другим изменяется физическая проницаемость коллектора, индикаторная диаграмма (или часть се) оказывается Криволинейной.
Диаграмма (линия 2) характерна для фильтрации в пласте газированной жидкости. Она прямолинейна в диапазоне забойных давлений выше давления насыщения (Р>1'ш) и криволинейна при уменьшении забойного давления ниже давления насыщения (Р и. < Р). Физическая проницаемость коллектора может изменяться также при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться с увеличением забойного давления и сжиматься со снижением забойного давления. При подобных случаях индикаторная диаграмма имеет форму линии 3. При скоростях фильтрации жидкости, превышающих верхний предел, когда сохраняется линейный закон, индикаторные Диаграммы имеют форму линии 4.
В этом случае уравнение притока описывается формулой: КАР'' (6 2)
Где n показатель фильтрации, составляющий 0,1 - 1.
Для скважин с высоковязкой нефтью индикаторная линия не проходит через начало координат (линия 5), а отсекает на оси АР отрезок. Это указывает на то. что нефть исследуемой скважины обладает ньютоновскими свойствами. По отрезку, отсекаемому на K3I, находят начало сдвига пластовой нефти.
Обработка результатов исследования.
При Прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум фактическим точкам взятым па этой прямой.
к = Q2-Qi
Зная коэффициент продуктивности можно определить коэффициент гидропроводности.
Зная по геофизическим данным или по результатам параметры пласта, а но лабораторным вязкости можно определить проницаемость К в районе скважины. Значение радиуса контура питания К принимают половину среднего расстояния до соседней скважины. Для одиночных скважин R_ принимают равным 250-400 м, исходя из представлений о процессах фильтрации
3.4 Исследование скважин при неустановившихся режимах
Технология исследования. Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, то есть в получении и обработке кривой изменения давления во времени. При этом значительно сокращаются затраты времени на исследование.
Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита и забойного давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы и последующем измерении изменения забойного давления в скважине. Забойное давление измеряют манометром. Исследования проводят в следующей последовательности.
В скважину спускают скважинный манометр, который регистрирует на бланке изменение давления на забое во времени.
После непродолжительной выдержки манометра на забое работающей скважины ее закрывают, через 2-3 часа пребывания манометра на забое его поднимают на поверхность и извлекают бланк записи изменения забойного давления по времени.
Графические методы изображения результатов исследования.
На кривой, записанной манометром (рис.7.2), выделяются с следующие характерные точки и линии. Линия АВ отвечает нарастанию давления при спуске манометра в скважину. Линия ВС показывает забойное давление в скважине перед остановкой. Точка С соответствует (установке скважины. Линии СД характеризует изменение давления на забое скважины после прекращении в ней отбора. Расстояние от оси времени до точки Д определяет пластовое давление. Линия ДЕ показывает изменение давления при подъеме.
Так как экспериментальная кривая, снятая скважным манометром, вычерчена в системе координат Р-1, а теоретическое решение неустановившегося течения определяется зависимостью изменения давления от логарифма времени, полученную кривую перестраивают в новую систему координат P-lgt. Полученная кривая на этом графике носит название кривая восстановления забойного давления
Зависимость неустановившегося режима фильтрации описывается уравнением:
Q f< Ankh*2,3Q=A-kh*2,25y*In+4-xkh,
где Q - дебит скважины перед остановкой.
Эта формула отражает уравнение прямой линии в полулогарифмических координатах AP-lgt, наклоненной к оси абцисс под углом о: и отсекающий на оси ординат отрезок Л (рис.6,3), Коэффициент i равен тангенсу угла <х и называется уклоном прямой. Для нахождения i па
полученной примой па рис.
Рис. 6.3
6.3 выбирают две любые точки, находят их координаты и рассчитывают I но формуле:
АР - АР,
Дальше вычисляют: гидропроводность
с - k-h м - Q (4-jc-i) проницаемость пласта
3.5 Гидродинамические параметры, определяемые при исследовании скважин и пластов
Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой нефтяных и газовых месторождений, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, коэффициент гидропроводности, подвижности.
Коэффициент продуктивности добывающей скважины - отношение ее дебита О к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту.
K = Q' (1-Р)
Размерность К зависит от выбранных размерностей Q: - (сут-МПа) или мя/ (сут-МПа). Данный коэффициент характеризует количество добываемой жидкости при изменении перепада давления на одну единицу. Он оценивает потенциальные добываемые возможности скважины.
Коэффициент гидропроводности пласта:
e = kh/p
его размерность м1 (Пас), данный коэффициент характеризует гидропроводимости. пласта в зависимости от значения проницаемости, толщины пласта и вязкости добываемой жидкости.
Коэффициент подвижности:
х = к*c
данный коэффициент характеризует гидравлические свойства пласта и имеет размерность м (Па-с).
Коэффициенты продуктивности скважин и гидропроводности пласта находятся в прямой зависимости:
к= 2л-f*, In**' (6.19)
Коэффициент пьезопроводности пласта х характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления), вызываемых изменением режима эксплуатации скважин. Чем больше Х - тем меньше при равных условиях время, в течение которого давление в точке наблюдения изменится вследствие изменения давления в другой скважине. Поэтому пьезопроводность характеризует скорость перераспределения пластового давления в условиях упругого режима. Для однородного пласта коэффициент пьезопроводности:
Х fi* (m*fix+fie) fi*f (6-20)
где f - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта. МПа'; m эффективная пористость; fi* - коэффициент упругости пласта, МПа'.
Размерность у_ при этом м - с. для реальных пластов, насыщенность только жидкостью, пьезопроводность изменяется в широком диапазоне (от К) 2 до Юм' с).
Гидродинамическое совершенство отдельной Скважины характеризуется ее приведенным радиусом и коэффициентом Гидродинамического совершенства
кривой и кривой восстановлении давления чаще используют
измерения давления на устье скважины ещё одной особенностью является го, что индикаторные кривые имеют вид.
Все эти параметры рассчитываются при обработке данных исследования пласта методом восстановления давления или методом установившихся отборов.
3.6 Понятие о термодинамических методах исследования скважин
Термодинамические исследования позволяют изучать распределение температуры в длительно протекающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент. Работающие и обводненные интервалы пласта, осуществляющие анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважиного оборудования.
Рис. Распределение температуры по стволу скважины.
Г - геотерма естественное распределение температуры в неработающей скважине: Т - термограмма - распределение температуры в работающей скважине.
Изменение температуры Т недр Земли с глубиной z (естественная геотерма) можно представить уравнением:
Т = Т0+ Г (6.22)
где Т0 - температура нейтрального слоя; Г - геотермический градиент (в среднем равен С м).
Если Т привести к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину ОТ нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. В добывающей скважине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие породы, причем со временем t расхождения температуры стабилизируется, Гостерма и термограмма используются при проектировании и анализе эксплуатации скважин Фильтрация в скважину вызывает дроссельный эффект. При притоке воды и нефти ноток нагревается, а при притоке газа охлаждается. По термограмме можно оценить условия и радиус зоны выпадения парафина в пласте. При притоке однородной нефти дроссельные аффекты незначительны (температура нефти может повышаться всею на 0,4-С при депрессии около 1 МПа). На термограммах, снятых в остальных скважинах, выделяют аномалии температуры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, снятых после остановки нагнетательных скважин, что позволяет выделить поглощающие пласты.
Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при постоянном отборе. Потоки из каждого пласта, имея различную температуру и последовательно смешиваясь, обуславливают скачкообразное изменение температуры потока смеси. Термометрия позволяет также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.
3.7 Гидропрослушивание пласто
Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т.п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.
Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.
3.8 Выбор оборудования и приборов для исследования
При исследовании скважин и спуске скважинных приборов используется специальное оборудование и устройства. Для исследования фонтанных и газлифтных скважин с целью предупреждения выброса нефти па поверхность применяют лубрикатор (рис.6.7).
У фонтанной скважины устанавливают мостки для спуска и подъема приборов из скважины. При проведении исследовании автомашину с лебедкой устанавливают на расстоянии 20-10 м от устья так, чтобы ось барабана лебедки была перпендикулярна к проволоке, идущей от устья скважины к барабану.
Перед спуском прибора в скважину убеждаются в герметичности сальника лубрикатора. Прибор спускают со скоростью 0.7-0,8 м/с. При подходе прибора к заданной глубине скорость замедляют и при достижении заданной глубины полностью затормаживают барабан. Время выдержки прибора на заданной глубине определяется исходя из поставленных задач. Бели измеряется только давление на забое, то прибор остается без движения на заданной глубине 20-30 мин. Если снимается кривая восстановления давления, то прибор выдерживают в течение 2-1 ч.
Из скважины прибор поднимают с помощью мотора автомашины на второй скорости. При достижении прибором глубины 30-50 м уменьшают скорость подъема, а за 5-7 м до устья его поднимают вручную. Убедившись, что прибор находится в лубрикаторе извлекают из него. Открыв вентиль снижают давление в лубрикаторе, перекрывают задвижку на буфере. Открыв вентиль, снижают давление в лубрикаторе, перекрывают задвижку на буфере. Открыв вентиль, снижают давление в лубрикаторе и извлекают из него прибор. Затем разбирают прибор и извлекают бланк-диаграмму с записью давления во времени.
При исследовании скважин приборами с дистанционным измерением используют автоматическую промысловую электронную лабораторию АПЭ.1 или АИСТ. В лаборатории АПЭЛ установлена малогабаритная лебедка для спуска глубинных манометров с местной регистрацией. В комплект лаборатории входят скважинные дистанционные приборы: расходомером РГД-2М, термомстрТ4Г-1 и влагомер ВГД-2М. Сигнал от скважинного прибора передается по кабелю на вторичный блок соответствующего прибора, на котором сигнал усиливается и передается в блок частотомера, а затем передается на вход самопишущего потенциометра. Измеряемые параметры могут регистрироваться также с помощью стрелочных цифровых приборов в координатах параметр-время или параметр-глубина.
Основные параметры - дебит и давление, используемые при обработке результатов исследования скважин, измеряют с помощью специальной аппаратуры. Так, дебит в системах сбора чаще измеряют объемным или весовым методом, когда требуется исследовать изменение расхода по длине фильтра, имея свои особенности, обусловленные тем, что прибор в скважине может занимать самое различное положение (находиться в центре или лежать на стенке), в результате чего скоростной напор жидкости будет меняться, и тем самым прибор будет регистрировать разный расход.
В связи с этим скважинные приборы имеют специальные устройства, предназначенные для направления всего потока через калибровочные отверстия прибора или для центровки положения скважинного прибора в стволе скважины. Первые называются макерующими устройствами, вторые - центраторами.
В зависимости от назначения скважинные приборы для измерения расходов жидкости подразделяются на расходомеры, предназначенные для измерения расходов воды, нагнетаемой в скважину и дебитомеры, служащие для измерения 3/1 дебитов нефти и газа. Конструктивное отличие групп приборок диаметр корпуса снаряда.
Расходомеры имеют диаметр корпуса больше, чем дебитомеры, так как (пускаются в нагнетательные скважины расход жидкости через, которые выше, чем добывающих.
Диаметр корпуса скважинных дебитомеров.
Скважинные Приборы расходомеры и дебитомеры могут быть с местной регистрацией и дистанционные. Когда измерения расхода вторичными приборами регистрируются на поверхности. Преимущественное значение для исследования скважин получили приборы с дистанционной регистрацией. Среди приборов этого типа получили распространение расходомеры РГД 3. РГД-5. РГД-2М, ПРГД-1, скважинный комплексный прибор "Поток-4" и
другие, а для измерения расхода закачивается в скважину горячей водой расходомер "Тсрек-3".
Для измерения давления применяют скважинные манометры,
которые выпускаются с местной регистрацией и дистанционные.
Среди Приборов с местной регистрацией наибольшее распределение
получили скважинные манометры типов МГН-2. МПМ-4
МП-1 1.4 МГИ-2М.
Приборы с местной регистрацией спускают в скважину на проволоке, а дистанционные приборы - на одножильном или трехжильном кабеле.
3.9 Нормы отбора нефти и газа из скважин и пластов
Установить технологический режим работы скважины - это значит, выбран, такие параметры эксплуатационного оборудования, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении. С позиций притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъема продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки. Однако по мере дальнейшего изучения залежи и изменения условий разработки возникает необходимость их уточнения. Технологический режим определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), газа (газовый фактор), песка в зависимости от депрессии (или забойного давления), и регулировочных кривых, которые представляют собой зависимость дебита и других показателей от параметров эксплуатационного оборудования.
Подобные документы
Методы выявления и изучения нефтегазонасыщенных пластов в геологическом разрезе скважин. Проведение гидродинамических исследований скважин испытателями пластов, спускаемых на бурильных трубах, интерпретация полученной с оценочных скважин информации.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 20.04.2019Геолого-физическая характеристика Шелкановского месторождения. Состав и свойства пластовых флюидов. Текущее состояние разработки месторождения. Вскрытие пласта и освоение скважин, их исследования, эксплуатация, способы увеличения продуктивности и ремонт.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 13.10.2011Геологическая и орографическая характеристика продуктивных пластов Ямсовейского газоконденсатного месторождения. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости и песчаной пробки. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
курсовая работа [683,4 K], добавлен 13.01.2011Опробование, испытание и исследование скважин на Приразломном месторождении. Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин). Обоснование типовой конструкции скважин. Состояния вскрытия пластов.
курсовая работа [196,4 K], добавлен 06.03.2010Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012Геолого-физическая характеристика месторождения. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Исследования пластовых флюидов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 27.04.2014Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010Батырбайское месторождение нефти и газа. Краткие сведения из истории геологического изучения района. Гидродинамические и термодинамические методы исследования скважин и пластов. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Условия приема на работу.
отчет по практике [500,8 K], добавлен 08.08.2012Гидродинамические исследования скважин и пластов. Схема и фотография глубинного прибора (манометр-термометр). Исследования при неустановившихся отборах. Методы кривой падения давления и кривой восстановления уровня. Способы обработки гидропрослушивания.
презентация [3,3 M], добавлен 26.05.2014
