Таблица 2.3

Средняя проницаемость (Кср) коллектора в скважине определяется как средневзвешенное значение по выделенным долям коллектора.

На основании данных о проницаемости пласта, полученных методом установившихся отборов, с помощью номограммы определено распределение проницаемости коллектора в целом по залежи.

2.4 Анализ эффективности мероприятий гидродинамических исследований скважин

С целью обеспечения единого подхода к проведению гидродинамических исследований нефтяных скважин обработке получаемых результатов ( в том числе и замеров пластового давления) на месторождениях АО «Нижневолжскнефть», повышению качества проводимых работ по гидродинамическому исследованию скважин, изучению залежей и контролю за состоянием их разработки на всех нефтяных добывающих и разведочных скважинах АО «Нижневолжскнефть» замеры забойного и пластового давлений осуществляются по одной методике и результаты представляются в одной и той же системе единиц (СИ), а именно в МПа.

С этой же целью разработан единый для всех НГДУ АО «Нижневолжскнефть» порядок обработки на ПЭВМ материалов гидродинамических исследований.

Замер забойного (пластового) давления.

Перед выездом на скважину глубинный нанометр должен быть отторирован при температуре, ожидаемой на забое скважины.

Бланки с записью показаний и торировочные таблицы должны прилагаться к материалам исследования каждой скважины и использоваться при их обработке.

Приведение давления, замеренного на глубине спуска манометра (Нс), к заданной плоскости (например, к плоскости ВНК, с отметкой АВНК) производится по формулам:

РВНК = Рс + 9,8066?10-6спл?ДН,

ДН = Ао - АВНК - Нс,

где: РВНК - давление (в МПа) на плоскости ВНК;

Рс - давление (в МПа), замеренное на глубине Нс;

Спл - плотность флюида (нефти) в пластовых условиях, кг/м3;

Ао - альтитуда устья скважины (или стола ротора), м;

АВНК - абсолютная отметка плоскости ВНК, м (например, для Памятно-Сасовско-Макаровской группы месторождений А = -2578 м);

Нс - глубина спуска манометра, м.

Перевод значений давления из одной системы единиц в другую производится введение коэффициента, равного 0,098066 МПа/(кг/см2).

Обратный перевод, при необходимости, из МПа в кг/см2 осуществляется применением коэффициента, равного 1/0,098066 = 10,197 (кг/см2)/МПа.

Применяемые при замерах забойного и пластового давлений глубинные манометры должны соответствовать ожидаемому максимальному давлению на забое скважины. Точность обычно применяемых глубинных манометров невысокая, нашедшие широкое применение глубинные манометры МГН-2 имеют погрешность 0,6%. При замеряемом давлении, равном 30 МПа, абсолютная ошибка измерения составит 0,18 МПа.

Ошибка используемых глубинных манометров может быть либо со знаком +, либо со знаком -, что при замерах в одной и той же скважине разными приборами приводит к дополнительному снижения достоверности получаемых данных.

Поэтому необходимо замеры забойного или пластового давления для определенных скважин производить одним и тем же глубинным манометром. Это позволит повысить точность исследований и получать более объективные данные о динамике пластового давления.

С целью получения информации о состоянии ствола скважины ниже башмака НКТ (возможно засорение забоя) и плотности находящейся здесь жидкости, необходимо периодически спускать глубинный манометр ниже башмака НКТ, для чего последние оборудованы воронкой.

Гидродинамические исследования нефтяных скважин.

Гидродинамические исследования нефтяных скважин обычно проводятся с целью определения их коэффициентов продуктивности, физических свойств нефтенасыщенного пласта (проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности). Исследования подразделяются на 2 вида:

a) при стационарных (или близких к стационарным) режимах работы добывающей скважины в период исследований;

б) при нестационарном режиме (обычно методом восстановления давления, замеряемого после остановки скважины, работавшей перед этим определенное время при постоянном дебите).

Исследования при стационарных режимах работы скважины позволяют оценить средние параметры зоны дренирования пласта, а исследования при нестационарном режиме - характер изменения фильтрационных свойств на различном удалении от ствола скважины, в том числе скин-эффект.

Исследование фонтанных скважин при установившихся режимах фильтрации.

С целью сокращения времени исследований фонтанных скважин при установившихся режимах эксплуатации предлагается нижеследующий ускоренный метод.

Для получения индикаторной диаграммы скважина исследуется без остановки на нескольких установившихся режимах эксплуатации. Весь процесс исследования скважины при различных режимах фонтанирования протекает в течение суток, а забойное давление регистрируется непрерывно в одном бланке, т. е. Глубинный манометр спускают в скважину только один раз (Рисунок 2.3). При исходном режиме фонтанирования замеряют дебит скважины, забойное давление (ордината h1 на рис. 2.3).

Затем, не поднимая манометр на поверхность, сменяют штуцера, изменяют режим ее работы. По истечении времени, необходимого для практически полного перераспределения давления в зоне дренирования скважины (см. рис. 2.2), замеряют дебит, а глубинный манометр фиксирует соответствующее ему забойное давление (ординаты h2 и h3 на рис. 2.3). Ниже представлены: Рисунок 2.2 «Зависимость t = f(x, Rk)», Рисунок 2.3 «Изменение забойного давления во времени на нескольких режимах, записанного непрерывно на одном бланке». После этого манометр поднимают из скважины и обрабатывают полученные данные.

Обработка результатов исследований (построение индикаторной линии и вычисление фильтрационных параметров пласта, характеризующих ближнюю к скважине зону) выполняются с использование ПЭВМ.

Программа расчета основана на предположении линейной зависимости забойного давления от дебита.

Зависимость t = f(x, Rk)

Рисунок 2.2

Изменение забойного давления во времени на нескольких режимах, записанного непрерывно на одном бланке.

Рис.2.3

Программой предусмотрено вычисление коэффициента несовершенства скважины по степени вскрытия, давления, приведенного к ВНК, коэффициента корреляции между величинами дебита и забойного давления, расчетной величины пластового давления (приведенного к плоскости ВНК), коэффициентов продуктивности, гидропроводности , подвижности , проницаемости (К). Для этого используется следующая информация о скважине, пласте и пластовом флюиде:

n, Pcj, Qj, hH, L, Hc, Ao, AВНК, н.пл., н.пов., пл., b, Rk, Rc;

где: n - число режимов (точек замера);

i - текущий номер режима (точка замера), изменяется от i = 1 до i = n;

Pcj, Qj - соответственно забойное давление (на глубине спуска манометра), МПа и дебит нефти, т/сут;

hH - нефтенасыщенная толщина пласта, м;

L - вскрытая толщина пласта, м;

н.пл., н.пов. - плотность нефти, соответственно в пластовых и поверхностных условиях, кг/м3;

пл. - вязкость нефти в пластовых условиях, 10-3 Па·с;

b - объемный коэффициент нефти;

Rk, Rc - соответственно условный контур питания и радиус исследуемой скважины.

Коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия (Сс) находится по формуле А.М. Пирвердяна:

Коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия, при необходимости его использования, определяется по графикам В.И. Щурова.

Значения расчетного пластового давления (Рпл, МПа) и коэффициента продуктивности (h1,т/(сут·МПа)) находятся путем статистической обработки данных исследований (расчетами на ПЭВМ).

Коэффициент гидропроводности (Кгидр, м3/Па·с) вычисляется по формуле:

где: h2 - коэффициент продуктивности в поверхностных условиях, м3/сут·МПа;

Сх - коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия.

Получаемые результаты выдаются в виде таблица указанных величин с размерностью в системе (СИ).

Исследования фонтанных скважин при нестационарном режиме (методом восстановления давления).

Исследования скважин методом восстановления давления включают:

- замер дебита, с которым скважина работала до ее остановки;

- замер изменения во времени забойного давления после остановки скважины.

Продолжительность времени восстановления забойного давления должна быть достаточной для построения последнего прямолинейного участка кривой восстановления давления (КВД).

ДР = Р(t) - Ро = f(1nt),

где: Р(t) - текущее забойное давление, МПа;

Ро - забойное давление, при котором скважина работала перед остановкой, МПа;

t - время с момента остановки скважины, с.

По данным многочисленных исследований последний прямолинейный участок зависимости находится в интервале времени:

t1 t t2;

t1 = 0.001 Rk2/ж; t2 = 0.1 Rk2/ж,

где: Rk - условный контур питания, м;

ж - ожидаемое значение коэффициента пьезопроводности, м2/с;

t - время, с.

Для объектов, характеризующихся значениями 100 м Rk 250 м и 6000 см2/с ж 10 000 см2/с, продолжительность снятия КВД можно принимать от 30 мин. До 3 часов. Для худших условий (Rk > 250 м, ж < 6000 см2/с) время снятия КВД должно быть более 3 часов. При этом обязательно должно вестись наблюдение за изменениями устьевых давлений, замеряемых образцовыми манометрами.

Для обработки результатов исследования скважин методом снятия КВД используется следующая информация: дебит скважины перед остановкой, Q, м3/сутки; забойное давление, при котором скважина работала перед остановкой, Ро, МПа; время, прошедшее с момента остановки скважины, tj, мин.; забойное давление Рj, МПа в соответствующий момент времени tj.

Кроме того, используются следующие данные: нефтенасыщенная толщина пласта hH, м; вязкость нефти в пластовых условиях, H, 10-3Па·с; радиус скважины, Rc, м.

Обработка результатов исследований осуществляется на ПЭВМ по программе, предусматривающей нахождение последнего прямолинейного участка зависимости ДР = f(1nt), с предварительным выбором числа последних точек, расположенных в интервале прямолинейного участка.

Далее, с помощью метода наименьших квадратов, определяется коэффициент линейной корреляции между величинами 1nt и ДР, находится тангенс угла наклона линейного участка зависимости ДР = f(1nt).

Коэффициент гидропроводности (Кгидр, м3/Па?с) рассчитывается по формуле:

где У1 - тангенс угла наклона прямой ДР = f(1nt) к оси 1nt;

Q - дебит в поверхностных условиях, м3/сут.

После этого вычисляются значения коэффициентов подвижности (К/) и проницаемости (К).

Программа позволяет также при необходимости определять комплекс ж /RО2, для чего использована формула:

где: ж - коэффициент пьезопроводности, м2/с;

RО - приведенный радиус скважины, м.;

А1 - отрезок, отсекаемый на оси ординат (ось Р) при 1nt = 0.

Полученные результаты обработки выдаются в виде таблицы.

Ниже представляем результаты гидродинамических исследований скважины № 2 Памятно-Сасовского месторождения.

2.5 Мероприятия повышения продуктивности скважин

Применяемые методы и способы увеличения производительности добывающих скважин в основном направлены на повышение гидродинамического совершенства скважин по степени и характеру вскрытия пластов и увеличения проницаемости призабойной зоны.

Эти методы условно подразделены на химические, механические и тепловые.

К химическим методам относится кислотная обработка забоя добывающих скважин соляной или плавиковой кислотой, способных, вступая в реакцию с некоторыми видами горных пород, очищать и расширять их поровые каналы.

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта и виброобработка забоев скважин, в результате которых в пласте образуются

или расширяются трещины, увеличивая проницаемость призабойной зоны.

Результаты гидродинамических исследований скважины № 2

Памятно-Сасовского месторождения.

1. Общие сведения о скважине.

Горизонт - евлановско-ливенский.

Интервал вскрытия пласта, м: 2774 - 2617

Данные о скважине и пластовом флюиде. Таблица 2.4

2. Исследования методом установившихся отборов.

Показатели работы скважины на режимах исследования Таблица 2.5

Результаты обработки исследований при установившихся отборах

Таблица 2.6

Индикаторная диаграмма скважины,

апрель 2001 года.

Рис. 2.4

3. Исследование методом восстановления давления:

Дата исследования 04.12.00

Диаметр штуцера перед остановкой, мм 10

Дебит перед остановкой скважины, мЗ/сут 259

Глубина спуска манометра, м 2600

Давление на глубине спуска манометра

перед остановкой скважины, МПа 21,45991

Температура перед ост. скважины, °С 79,11

Зависимость прироста давления от логарифма времени

Рисунок 2.5

Результаты обработки исследований методом восстановления давления (по конечному участку)

Таблица 2.8

Участок зависимости, выбранный для обработки

Рисунок 2.6

Результаты поинтервальных замеров давлений по стволу скважины в статическом состоянии 4.12.00 г.

Рбуф - 6,32 МПа

Рзатр - 5,32 МПа

Таблица 2.8

Показатели работы на режимах исследования

Таблица 2.9

В эту же группу входят все виды подземных ремонтов эксплуатационного оборудования, борьба с песком и отложениями парафина и солей, в результате которой уменьшается забойное давление и увеличивается депрессия на пласт, а, следовательно, производительность скважин.

Все виды взрывной перфорации (пулевая, кумулятивная, торпедная), а также гидропескоструйная перфорация могут быть отнесены к механическим методам повышения производительности скважин.

К тепловым методам относятся паротепловая обработка, заключающаяся в кратковременной закачке пара и нефти в пласт и приводящая к расплавлению в призабойной зоне парафино-асфальтовых отложений, снижающих ее проницаемость, прогрев призабойной зоны с помощью нагревателей различных конструкций.

На Памятно-Сасовском месторождении был применен метод освоения фонтанных скважин комплексом оборудования типа КОФС-1, предложенный ЗАО «Парм-Гипс».

Уже сейчас ряд скважин месторождения, как находящихся в разработке более продолжительный период времени, так и заведомо попавшие в худшие по отношению к другим геологические условия, - дают в своей продукции воду, а скважина № 63 оказалась полностью обводненной. Ранее удавалось ограничивать добычу воды сокращением отборов по скважинам. Такая операция повторялась и оказалось, что безводный режим (d штуцера = 3 мм) не дает возможности эксплуатировать такие скважины в холодное время года.

Скважины № 63, 66 останавливались на зимний период. К зиме 2000 года скважины № 61, 60 работают с прогрессирующей обводненность при режиме d = 4 мм, что может привести к остановке скважины. При работе на режиме d = 3 мм температура флюида на устье падает до 7? - 10?, что автоматически приводит к периодическим (в зависимости от погодных условий) остановкам скважин. Запарафинивается шлейф и устьевое оборудование. Остановка таких скважин может привести к потере до 100 - 120 м3/сут.

Так геологические вопросы «переплелись» с вопросами технологии добычи. Появилась необходимость в проведении мероприятий по изоляции пластовой воды. Технология установки цементных мостов наиболее отработанная, однако, в условиях порово-кавернозно-трещинноватого коллектора требует колоссального количества цемента и других спецматериалов, ведет к загрязнению интервалов, не подлежащих изоляции.

С лета 1999 года на Памятно-Сасовском месторождении (участок ЖНГДУ) проводятся испытания оборудования ЗАО «Парм-Гипс». Из набора предложений ЗАО «Парм-Гипс» использовался комплекс оборудования для освоения фонтанных скважин (КОФС-1), представленный ниже на рисунке 2.7.

КОФС-1 предназначен для освоения скважин и продления фонтанного периода их работы, путем создания переменных депрессий в призабойной зоне пласта. Условные обозначения: К - комплекс, О - освоение, Ф - фонтан, С - скважина, 1 - порядковый номер разработки.

Схема компоновки внутрискважинного оборудования КОФС

Рисунок 2.7

В состав оборудования входит: насос струйный обратной циркуляции, пакер (пакер серии УПК), съемно-ловильный инструмент, клапанное устройство. В зависимости от конкретных условий возможно изменение схемы компоновки с применением обычного пакера.

Давление рабочей жидкости в затрубном пространстве не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны. Глубина спуска пакера в скважину не более 3000 м.

Устройство и принцип работы КОФС-1.

1. Оборудование включает в себя - насос струйный обратной циркуляции, клапанное устройство, пакер (УПК,ПМ), съемно-ловильный инструмент. Оборудование монтируется в определенном порядке, показанном ниже на рис.2.8 при компоновке подвески.

2. Насос струйный обратной циркуляции (НСОЦ-1) (рис.2.8) состоит из корпуса 4, переводника 5, патрубка 3, вставной части (собственно насоса), которая состоит из наконечника 6, сопла 7, корпуса 8, камеры 9, вставки диффузора 10, диффузора 11, корпуса защелок 12, защелок 13.

3. Съемно-ловильный инструмент (рис. 2.8) состоит из толкателя 2 и соединительного узла 1.

Насос струйный обратной циркуляции НСОЦ-1

Рисунок 2.8

4. Клапанное устройство состоит из корпуса 1, клапана 2, перепускного устройства 3, представленного ниже на рисунке 2.9.

Устройство клапанное

Рисунок 2.9

5. Принцип работы оборудования состоит в том, что пакер разобщает межтрубное пространство, изолируя призабойную зону пласта (ПЗП), насос струйный (НСОЦ -1), работает по принципу инжектора, создает переменную депрессию в ПЗП при закачке рабочей жидкости в затрубное пространство и осуществляет подъем жидкости, находящейся в подпакерной зоне из скважины.

6. Клапанное устройство представляет собой обратный клапан с встроенным в него перепускным устройством. Устройство не позволяет жидкости глушения проникать в пласт при технологических остановках струйного насоса.

7. Съемно-ловильный инструмент включает в себя специальный толкатель с соединительным узлом и применяется при извлечении НСОЦ-1. Инструмент опускается в НКТ на проволоке, под действием веса инструмента выводит из зацепления защелки, удерживающие НСОЦ-1 в рабочем положении, и извлекает его из скважины при подъеме инструмента.

8. При завершении работы насосом вставная часть НСОЦ-1 может быть поднята из скважины вместе с клапанным устройством, открывая внутренние сечения НКТ для замеров пластового давления и проведения других технологических операций, если в этом есть необходимость.

На участке Памятно-Сасовского месторождения, разрабатываемом ЖНГДУ, капитальный ремонт скважин с применением технологий ЗАО «Парм-Гипс» проводились на скважинах № 63, 60, 66.

На скважине № 63 целью работ являлась изоляция притока воды. К началу ремонта буферное давление на скважине - 2 атм. Скважина подрабатывала газом, который стравливался за несколько часов. Нефти в продукции не было. Для установки пакера в открытом стволе необходимо найти ровную площадку выше интервала, по предположению работающего водой. С этой целью был прописан профилемер. Относительно постоянным и соответствующий номинальному оказался диаметр открытого ствола в интервале 2811,5 - 2813,5 м.

В этот интервал были спущены 2 упорных пакера. Освоение проводилось УВСН. В процессе работы шел стабильный приход 3 м3/час пластовой воды. Повторные пакеровки в интервале 2805 - 2807 м. с целью удостовериться в надежности установки пакеров не дали притока нефти. За период проведения капитального ремонта из скважины было отобрано 500 м3 жидкости, причем нефти и газа получено не было. Поскольку отработка производилась из самого верхнего интервала и по анализам плотность воды была близка к плотности воды евлановско-ливенского горизонта, был сделан вывод о том, что отметка вскрытия кровли Е2 скважиной № 63 находится за текущим положением ВНК. Так получили подтверждение геолого-промысловые данные о полном обводнении скважины № 63.

Скважина № 60 перед ремонтом являлась добывающей.

Основные показатели скважины № 60 перед ремонтом. Таблица 2.10

Несмотря на невысокую обводненность продукции, по данным гидродинамических исследований ВНР в стволе скважины поднимался высокими темпами.

Данные ВНР в стволе скважины Таблица 2.11

В процессе ремонтных работ в скважину на НКТ спустили струйный насос «отсекли» пакером затрубья, установили фильтр на глубину 2777 - 2767 м.

Рабочие параметры скважины после окончания работ Таблица 2.12

Анализируя результаты применения оборудования «Парм-Гипс» на скважине № 60 видим, что дебит нефти вырос на 16,5 т/сутки, % воды вырос в связи с тем, что фильтр опущен в нижнюю часть зоны перфорации (что являлось принципиальным для «Парм-Гипс»).

До начала ремонта скважина № 66 находилась в фонде контрольных. Скважина была оставлена в связи с тем, что безводный режим эксплуатации (3 мм) не позволял поддерживать шлейф в рабочем состоянии в холодное время года. Режим работы скважины (4 мм) приводил к остановке из-за подтягивания воды. Скважина начинала работать практически одним газом. Т. е. Фактически эксплуатация скважины в фонтанном режиме была невозможна. В скважине, кроме струйного насоса, пакера, изолирующего затрубное пространство от призабойной зоны, были установлены 2 пакера на единственной (определено по профилемеру) пригодной для этой цели «площадке» в верхней части открытого ствола.

Параметры работы скважины после ремонта Таблица 2.13

Анализируя результат работ следует отметить, что эффект очевиден - невысокая обводненность, режим работы скважины позволяет эксплуатировать их в условиях низкой температуры окружающей среды.

Т. к. нефть Памятно-Сасовского месторождения парафинистая, из мероприятий по повышению продуктивности скважин широкое применение получил спуск скребков, которые периодически соскребают со стенок труб парафин, выносимый затем потоком жидкости на поверхность.

Скребки спускают и поднимают на проволоке через лубрикатор с помощью электродвигателя установки типа УДС-1.

Отложение парафина начинает происходить в скважинах Памятно-Сасовского месторождения на глубине не более 300 м, которая была установлена расчетным путем и подтверждена данными подземного ремонта.

Для каждой скважины был составлен график глубины и частоты спуска скребков, который представлен ниже в таблице 2.14.

Очень эффективен тепловой метод борьбы с отложениями парафина, проводя периодическую закачку в затрубное пространство скважин горячей нефти и перегретого пара.

Под действием повышенной температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подземных труб, а также из выкидного трубопровода. Для паротепловой очистки используют передвижную установку типа ППУ-3М, которая обеспечивает нагрев пара до 310 ?С. Для очистки труб нагретой нефтью применяют агрегат 1АДП-4-150.

Трафик спуска скребков по скважинам ПЦДНиГ

Из химических методов солянокислотная обработка (СКО) наиболее распространена вследствие простоты технологии, наличия благоприятных условий для ее применения и высокой эффективности.

Она используется для обработки карбонатных коллекторов и песчаников с карбонатным цементом, очистки призабойной зоны от загрязнений в нагнетательных скважинах, для растворения отложений солей и очистки от глины, цемента.

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы и карбонатный цемент песчаников и других пород, в результате чего создаются пустоты, «каналы разъедания» в призабойной зоне. При этом образуются хорошо растворимые в воде соли (хлористый кальций и магний), вода и углекислый газ (в виде газа или жидкости). Основные реакции при воздействии:

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2

Рецептуру и вид кислотного раствора выбирают в зависимости от химического состава пород, типа коллектора и температуры.

В трещинноватых и трещинновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы - кислотные эмульсии и пены, загущенные КМЦ кислотные составы.

Снижение коррозии оборудования и увеличение глубины обработки пласта можно достичь путем образования кислотных растворов в скважине или в пласте в результате реакции раствора формальдегида НСНО (формалина) с солями аммония (хлористым аммонием NH4Cl или аммиачной селитрой NH4NO3):

6HCHO + 4NH4Cl = 4HCl + C6H12N4 + 6H2O;

6HCHO + 4NH4NO3 = 4HNO3 + C6H12N4 + 6H2O.

Образовавшиеся соляная (HCl) и азотная (HNO3) кислоты взаимодействуют с карбонатами, а утропин C6H12N4 приводит к замедлению скорости взаимодействия.

Рекомендуемый объем кислоты, нагнетаемой в пласт, составляет 1 - 1,5 м3 на 1 метр мощности обрабатываемой части пласта для пород со значительной проницаемостью. При повторной обработке объем кислотного раствора увеличивается на 30-40% по сравнению с предыдущей обработкой или повышают концентрацию рабочего раствора.

Важное условие успешности кислотных обработок - время выдерживания кислоты в пласте, которое зависит от многих факторов и для различных условий различно. Для нижней Волги рекомендуется время реагирования при скоростной обработке - 1 час, а для обычной - 4 часа. Для повышения эффективности и комплексного решения вопросов предотвращения осадкообразования и снижения коррозии оборудования в настоящее время предложено в качестве добавки к товарной кислоте использовать металлический цинк.

Технологические параметры работы скважины до и после СКО

Таблица 2.15

Как видно из таблицы производительность скважин повысилась в результате СКО в среднем на 20-25%. Во всех случаях, где присутствовала обводненность, имело место ее значительное снижение. Это подтверждает эффективность применения СКО на данном месторождении.

В связи с ождиемым подъемом водо-нефтяного контакта (ВНК) в скважинах, в которых нижняя часть вскрытого интервала пласта обводнится снизу вверх проводить цементные заливки для изоляции притока пластовой воды («ухода от воды»). Сложность данных работ в условиях Памятно-Сасовского месторождения вызвана высокой неоднородностью коллекторских свойств продуктивного пласта, наличием зон повышенной трещинноватости и обусловленного этим возможным сильным поглощением закачиваемого цементного раствора в процессе цементных заливок.

С целью предотвращения ухода цементного раствора в трещины предлагается испытать закачку цементного раствора с наполнителем, в качестве которого на первом этапе применить песок (в дальнейшем возможно испытание и других наполнителей либо комбинация из нескольких наполнителей).

Для целей очистки призабойной зоны в Жирновском НГДУ хорошо зарекомендовала себя виброобработка. На конце НКТ устанавливается гидравлический вибратор, создающий волны (импульсы) давления, вследствие перекрытия вращающимся золотником потока, закачиваемой через вибратор в пласт жидкости. Рабочей жидкостью служит нефть или вода. Дополнительная добыча нефти в НГДУ составила 14520 т. нефти.

Из описанных методов мы видим, что на Памятно-Сасовском месторождении из мероприятий повышения продуктивности скважин применяются спуск скребков, солянокислотная обработка (СКО), а также внутрискважинное оборудование КОФС-1.

В перспективе, в ближайшее время возможно испытание применения ППУ, АДП и виброобработка.

2.6 Анализ системы контроля за процессом разработки

Проводя анализ системы контроля за процессом разработки, можно составить план работ по контролю за разработкой Памятно-Сасовского месторождения.

1. Выявление энергетической характеристики евлановско-ливенской залежи нефти. Контроль за динамикой параметров работы скважин:

- замеры пластового давления (не реже одного раза в год);

- замеры дебита нефти, газа, снятие буферного и затрубного давлений (ежедневно);

- замер устьевой температуры (не реже двух раз в неделю);

- снятие кривых восстановления пластового давления (не реже одного раза в год);

- исследование на продуктивность скважин (до и после выполнения гидротехнических мероприятий, но не реже одного раза в год).

Ожидаемый результат: установление активности водонапорного режима, определение фильтрационных свойств коллектора, контроль за температурным режимом работы скважин.

2. Контроль за изменением состава и свойств добываемой продукции.

- определение обводненности добываемой продукции (еженедельно);

- отбор и анализ поверхностных проб нефти, газа и воды (не реже одного раза в месяц).

Ожидаемый результат: уточнение фильтрационно-емкостных параметров пласта, состава и свойств добываемой продукции.

3. Определение взаимовлияния скважин:

- гидропрослушивание пласта (один раз в год).

Ожидаемый результат: установление сообщаемости участков расположения скважин, уточнение гидропроводности, проницаемости и пьезопроводности коллектора.

4. Контроль за сотоянием забоя и призабойной зоны пласта:

- замер глубины забоя скважин (не реже одного раза в 6 месяцев);

- определение профиля притока нефти и воды (по двадцати скважинам не реже одного раза в 6 месяцев).

Ожидаемый результат: выявление скопления на забое твердых частиц пластовой воды, снижения степени вскрытия пласта, определение работы и фильтрационных параметров дренируемых интервалов продуктивного разреза.

5. Продление безводной эксплуатации скважин:

- изоляция нижнего обводнившегося вскрытого интервала продуктивного пласта (по мере необходимости);

- проведение гидродинамических исследований скважин после изоляционных работ (по мере необходимости).

Ожидаемый результат: более рациональное использование пластовой энергии фонтанной эксплуатации скважин.

6. Вовлечение в разработку малодренируемых участков продуктивного разреза и интенсификация притока нефти:

- проведение СКО (по мере необходимости).

Ожидаемый результат: повышение равномерности дренирования нефтяного разреза, увеличение коэффициентов продуктивности скважин, снижение потерь в призабойной зоне пласта.

Для определения температуры на устье скважин используются ртутные термометры с пределом измерения 0 - 100?С. Давление на скважине и в затрубном пространстве измеряется манометрами с одновитковой трубчатой пружиной относящейся к деформационным манометрам, в которых измеряемое давление уравновешивается силой, возникающей при упругой деформации чувствительного элемента. В групповых установках типа «Спутник АМ-40-14-400» производится замер дебита нефти через расходомер «ТОР», замер дебита газа через турбинный счетчик «АГАТ».

Для исследования скважин, замера пластового и забойного давлений в НГДУ широко применяются манометры типа «МГН-2» с многовитковой трубчатой пружиной, предназначенного для измерения давления в добывающих скважинах. Его принцип работы основан на том, что давление в скважине через отверстие в корпусе передается жидкости, заполняющей внутреннюю полость разделительного сильфона и манометрической трубчатой пружине (геликсу). Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось, на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку линию длина которой пропорциональна измеренному давлению.

Для получения непрерывной записи давления каретка соединяется с гайкой, которая перемещается поступательно по направляющей при вращении ходового винта. Равномерное вращение винта осуществляется с помощью часового привода.

Для исследования скважин в Жирновском НГДУ широко применяются манометры типа МСУ-1, с пределом измерения давления до 40 МПа, работоспособным при температуре до 250 ?С.

Для регистрации изменения температуры в скважинах применяются термометры типа ТСУ-1. Конструкция этих приборов унифицирована с конструкцией соответствующих типов геликсных манометров. Отличие состоит в том, что вместо разделительного сильфона в термометрах установлен змеевик, внутренняя полость которого, заполненная легкокипящей жидкостью, соединяется с внутренней полостью геликсной пружины.

Для исследования скважин применяют приборы типа ИМСП-11.

Приборы в скважины спускают с помощью лебедки «Азинмаш-8А». Автомашину с лебедкой устанавливают на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины, таким образом, чтобы вал лебедки был перпендикулярен направлению движения проволоки от скважины до середины барабана. Вместо буферной головки на задвижку устанавливается лубрикатор, представляющий собой отрезок НКТ длинной 2 м. с резьбой на одном конце и фланцем на другом.

На верхнюю часть лубрикатора навинчивается сальник, уплотняющий проволоку. К трубе лубрикатора привариваются 2 патрубка: для установки показывающего манометра и для крана, с помощью которого полость трубы может сообщаться с атмосферой. К корпусу лубрикатора крепится направляющий ролик, через который проходит проволока или кабель. Для уменьшения опрокидывающего манометра, действующего на лубрикатор при подъеме глубинного прибора, устанавливают оттяжной ролик.

Для исследования нагнетательной скважины дополнительно применяется расходомер РГД-3, предназначенный для измерения расходов в скважинах при закачке воды. Расходомер РГД-3 не имеет пакера. Этот прибор парциального типа, т. е. с его помощью измеряется только часть общего расхода воды, проходящей через сечение скважины. Для получения более точной информации при расчетах вводится расчетный коэффициент.

2.7 Выводы и рекомендации

Благодаря рациональному подходу и быстрому разбуриванию основного фонда в течение 6 лет месторождение прошло I стадию разработки. Быстрое падение пластового давления в этот период указало на недостаточный подпор флюида подошвенными водами.

Введение законтурного заводнения на II стадии разработки, которая характеризуется пиком годовой добычи, уже на следующий год позволило не только поддерживать пластовое давление, но и несколько его повысить, оставив тем самым на высоком уровне темп отбора.

Заложенные коррективы в предыдущие годы позволяют надеяться на продление фонтанирующего способа эксплуатации на III стадии разработки месторождения, которая началась с 2000 года.

Анализ результатов гидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов, КВД и гидропрослушивания показал высокую проницаемость, в среднем 0,109 мкм2, единство гидродинамической системы по всему месторождению, высокий коэффициент продуктивности, в среднем 814,4 т/(сут·МПа).

Разработанный единый порядок обработки на ПЭВМ материалов гидродинамических исследований позволяет очень эффективно проводить их анализ.

Применяемое оборудование КОФС-1, спуск скребков и СКО в целях повышения продуктивности скважин дали положительный результат.

Проводимый анализ системы контроля процесса разработки позволяет следить за динамикой параметров работы скважин, изменением состава и свойств добываемой продукции, состоянием призабойной зона пласта. Определить взаимовлияние скважин и продлить их безводную эксплуатацию. Вовлечь в разработку мало дренируемые участки продуктивного разреза и интенсифицировать приток нефти.

На основании сделанных выводов рекомендовать:

1. В целях продления безводной эксплуатации скважин по мере поднятия ВНК проводить изоляцию обводнившегося вскрытого интервала продуктивного пласта.

2. Для повышения продуктивности скваджин в дальнейшем продолжать применять оборудование КОФС-1, спуск скребков, СКО, испытать применение ППУ, АДП, виброобработки.

3. Техническая часть

3.1 Состояние фонда скважин на 1.01.2001 г.

Фонд добывающих нефтяных скважин на 1.01.2001 г. состоит из 29 скважин. Из них дающих продукцию на начало года 29 скважин, на конец года - 28 скважин. В простое на конец года находится 1 скважина № 61.90

Нагнетательный фонд состоит из 1 скважины, которая находится в режиме постоянной закачки в течение всего года.

Количество контрольных скважин не менялось в течение всего года и состоит из 1 скважины № 63.

Весь пробуренный фонд составляют 30 скважин.

Ниже представлена таблица 3.1. состояния фонда скважин Памятно-Сасовского месторождения евлановско-ливенского горизонта на 1.01.2001 г.

нефть газ скважина фонтанный

3.2 Анализ технологического режима работы добывающих скважин на 1.01.2001г.

Памятно-Сасовское месторождение разрабатывается фонтанным способом в количестве 29 скважин. Из них скважина №61 последние 15 дней в декабре 2000 года находилась в капитальном ремонте.

В скважину спущена эксплуатационная колонна диаметром 168 мм., кроме скважин №№60,61, которые оборудованы колоннами 140 мм. Средний интервал толщины между кровлей и забоем 103 м., при максимальном интервале 210 м. - скважина №130 и минимальном 11 м. - скважина №1.

Коэффициент продуктивности по нефти колеблется в больших диапазонах от 56,6 т/сутки·МПа на скважине №66 до 1872,0 т/сутки·МПа на скважине №105. По залежи коэффициент продуктивности на конец 2000 года составляет 814,4 т/сутки·МПа.

Состояние фонда скважин Памятно-Сасовского месторождения на 1.01 2001 г.

Таблица 3.1.

Подобные документы

• Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море

  Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.
  
  курсовая работа [943,0 K], добавлен 25.01.2014
  

• Подсчет запасов нефти и растворенного газа Ковалевского месторождения

  Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 15.01.2014
  

• Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

  Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
  
  курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
  

• Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

  Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин. Устьевое и подземное оборудование. Подсчет балансовых запасов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 01.03.2016
  

• Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды

  Геолого-промышленная характеристика месторождения, физико-химические свойства пластовых флюидов, запасы газа и конденсата нижневизейского продуктивного горизонта. Выбор основных способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования.
  
  дипломная работа [1,0 M], добавлен 05.05.2015
  

• Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015
  

• Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин Южно-Луговского месторождения с учетом фактического состояния разработки

  Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.
  
  дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014
  

• Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

  Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2013
  

• Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда

  Геологическая характеристика месторождения. Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Динамика показателей разработки, фонда скважин. Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.05.2011
  

• Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

  Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам