Исследование нагнетательных скважин реферат

Обновлено: 04.07.2024

Введение
1. Общая часть
1.1 Краткая характеристика района
1.2 История открытия месторождения
1.3 Вывод
2. Геологическая часть
2.1 Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения
2.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения
2.3 Характеристикапродуктивных пластов
2.4 Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях
2.5 Вывод
3. Технологическая часть
3.1 Общие положения
3.2 Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин
3.2.1 Определение приемистости водонагнетательных скважин
3.2.2 Основные требования к технологии исследования профилей приемистости
3.2.3 Основные способы определения забойных давлений в водонагнетательныхскважинах
3.3 Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин
3.4 Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений
3.4.1 Термометрия
3.4.2 Расходометрия
3.5 Комплекс и методика проведения исследований
3.5.1 Определение технического состояния водонагнетательной скважины
3.5.2 Определение интервалов поглощения и профиля приемистости платов
3.5.3 Методика проведения исследований вскважинах без НКТ
3.5.4 Исследование скважин в которых перфорированные интервалы перекрыты НКТ
3.6 Технические требования на подготовку и оборудование скважин
4. Охрана труда
5. Охрана недр и окружающей среды
заключение
Библиография

Основным методом регулирования процесса разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления разрабатываемых пластов путём ихискусственного заводнения. Эффективность принятой системы разработки определяется не только степенью достоверности получаемой информации о геологическом строении объекта разработки, но и знанием закономерностей его заводнения, которые устанавливаются по результатам исследований нагнетательных скважин. Поэтому решение вопросов исследования нагнетательных скважин с целью систематических наблюдений какза закачкой воды, так и их технического состояния имеет первостепенное значение при контроле за разработкой нефтяных месторождений, а так же при охране недр и окружающей среды. Однако, отсутствие единого методического руководства по исследованию нагнетательных скважин, включающего методику их проведения, оптимальный комплекс измерений в зависимости от решаемых задач в значительной степени снижаетэффективность получения достоверной информации по этой категории скважин.
В данной курсовой работе изложены задачи исследования нагнетательных скважин, методика проведения исследовательских работ, рекомендации по комплексу измерений в зависимости от характера решаемых задач при контроле и регулировании процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Приведены основные технические иметрологические характеристики применяемой аппаратуры, определена область её применения.

1. Общие сведения

1.1 Краткая характеристика района

Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и ведено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.
Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийскогоавтономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г.Тюмени и в 15 км от г.Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Агинское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востоке), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.
Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах.

Исследования скважин и пластов с помощью гидродинамических, термодинамических и геофизических методов по данным о величинах дебитов (приемистости) жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относятся к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты (приемистость), давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).

В настоящее время разработаны и в разной степени внедрены промышленностью следующие методы исследования скважин и пластов.

Гидродинамические методы: а) исследования скважин при установившихся режима работы (исследования на приток);

б) исследования скважин при неустановившихся режимах или со снятием кривых изменения давления на забое (после закрытия скважин на устье, смены режимов их работы или после изменения статического уровня в скважине);

в) исследование скважин на взаимодействие (одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие – реагирующими), этот способ иногда называется гидропрослушиванием;

г) определение профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта;

д) контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.

Термодинамические методы: определение профиля притока (поглощения) нефти (воды) и газа по разрезу пласта с помощью калориметрического эффекта.

В НГДУ “Лениногорскнефть” проводятся следующие виды исследовательских работ нагнетательных скважин:

1) Контроль за техническим состоянием эксплуатационных колонн,

применением в комплексе или в отдельности методов расходометрии, термометрии.

2) Учет суточных объемов закачки по приборам установленных на КНС.

3) Замер устьевых давлений.

4) Определение забойных давлений.

5) Определение пластового давления.

6) Исследования профиля приемистости глубинным расходомером.

Контроль за техническим состоянием эксплуатационной колонны осуществляется одним из методов ГИС не реже 1 раза в 4 года. ГИС включает в себя: термометрию, расходометрию, резистивометрию, АКЦ, СГДТ, каверномер, профилемер, локатор муфт и др.

Определение герметичности эксплуатационной колонны проводится при обнаружении резкого снижения устьевого давления или увеличения приемистости одним из методов: опрессовка колонны избыточным давлением, термометрия, расходометрия, радоновым индикаторным методом.

Учет суточных объемов закачки воды производится на КНС с помощью счетчиков типа СВУ и др. типов. Данные о расходе воды на КНС передаются в диспетчерско-технологическую службу цеха ППД через каждые 2 или 4 часа. Данные о расходах воды по каждой КНС передаются в центральную инженерно-технологическую службу НГДУ с периодичностью 1 раз в сутки. Замер расхода воды в нагнетательных скважинах осуществляется с помощью как стационарных, так и переносных накладных счетчиков воды, не реже 1 раза в месяц. При отклонениях показаний расходов воды по регистрирующим расходомерам на КНС от установленного технологического режима производится проверка водоводов, арматур и колонны, устанавливается место нарушения их герметичности и объем утечек воды, вносится поправка в объемы закачиваемой воды, устраняется выявленный дефект.

Рабочее давление на устье нагнетательной скважины замеряется 1 раз в квартал.

Пластовое давление (статический уровень) определяется 1 раз в полугодие, забойное давление(динамический уровень) – 1 раз в квартал.

Коэффициент продуктивности нагнетательных скважин определяется 1 раз в два года исследованием на установившихся (индикаторные диаграммы) или неустановившихся (КВД или кривые восстановления уровня) режимах отборов или закачки.

Определение коэффициента приемистости нагнетательных скважин производится путем построения индикаторных диаграмм не менее чем на 3-х режимах закачки лил по кривым восстановления (падения) давления. При наличии в скважине 2-х или более перфорированных пластов исследования проводятся одновременно с замерами профиля приемистости глубинным расходомером.

Исследования скважин глубинным расходомером производится 1раз в год (на скважине с двумя или более перфорированными пластами) и 1 раз в 2 года на скважинах с одним пластом толщиной более 5 м.

При исследовании профиля поглощения, шаг измерений в интервале пластов должен быть не более 0,5 м. Одновременно должны проводится замеры приемистости.

Наибольший объем исследований в производстве выполняется для решения задач, связанных с диагностикой пластов и скважин. Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии. Опыт показывает, что наиболее информативным методом при решении задач диагностики является термометрия. Однако, термометрия (по сравнению с другими геофизическими методами) является и наиболее сложным (в методическом плане) методом.

Термометрия. Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху ; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте, -газо, -водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте-, водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Рпл и Рнас ;определение Тзаб и Тпл ; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.

При исследовании нагнетательных скважин возникает ряд спе­ цифических трудностей, из-за которых применение обычных мето­ дов гидродинамических исследований становится невозможным.

Индивидуальное исследование каждой нагнетательной скважины затрудняется по следующим основным причинам:

1) вследствие кор­ розии клапанов устьевые задвижки не позволяют полностью отклю­ чать скважины от нагнетательной системы;

2) остановка нагнетатель­ ных скважин сопряжена со значительными трудностями при последующем их пуске, особенно зимой;

3) зимой контрольно-изме­ рительные приборы на устьях требуют специального подогрева, в противном случае они обмерзают и не работают.

Кроме того, практика технологии добычи нефти показывает, что приемистость нагнетательных скважин резко меняется со временем. При большом числе нагнетательных скважин и значительных рас­ стояниях между ними весьма трудно и экономически нецелесообразно часто исследовать каждую из скважин.

Принципиальная возможность реализации данного способа осно­ вана на однозначности влияния изменения режима в любой точке нагнетательной системы на изменение давления во всех ее точках.

Как показала практика исследования нагнетательных скважин, после возмущения в нагнетательной системе дебиты по каждой из сква­ жин устанавливаются весьма быстро, а кривые изменения давления во всех точках системы становятся со временем практически экви­ дистантными (т. е. равноотстоящими по оси ординат).

Это видно из совместного рассмотрения в фиксированные мо­ менты времени кривых, записываемых расходомерами и манометрами, устанавливаемыми обычно на общем выкидном водоводе нагнетатель­ ной станции, на распределительном водоводе каждого водораспре­ делительного узла (ВРУ) и в нем на ответвлениях водовода к каждой нагнетательной скважине.

Это открывает возможность использования для определения параметров зон дренирования каждой из скважин общей кривой изменения давления, снятой, например, на ВРУ без дополнительных пересчетов.

Используя возмущения в нагнетательной системе, можно строить индикаторные кривые с целью определения проводимости призабой ной зоны по каждой из скважин.

Потери напора вдоль водовода от ВРУ до устья скважины в ре­ альных условиях, как по­казывают измерения и расчеты, невелики и изме­ ряются обычно величи­ нами, близкими к 1 am .

Депрессии же при нагне­тании измеряются десят­ ками атмосфер. Поэтому с достаточной для прак­ тики точностью индика­ торную кривую индивиду­ альной скважины строят по замерам депрессий и расходов, записываемых приборами на бланках не­ посредственно на ВРУ.

СКАЧАТЬ: ref.zip [1,27 Mb] (cкачиваний: 161)

Реферат на тему:

  1. Технологические приемы и особенности оперативных исследований различных категорий скважин…………………………………………..3
  2. Исследование механизированных скважин с ШГН……………………5
  3. Исследование механизированных скважин с ЭПН……………………10
  4. Список литературы………………………………………………………22
  1. 1.Технологические приемы и особенности оперативных исследований различных категорий скважин.

В нефтяной промышленности России получили наибольшее распрост­ранение следующие виды нагнетательных и добывающих скважин:

а) нагнетательные, оборудованные НКТ;

б) нагнетательные без НКТ;

д) механизированные, оборудованные штанговыми глубинными насосами (ШГН);

с) механизированные, оборудованные погружными электронасосами (ЭПН);

Рассмотрим технологические приемы и особенности проведения исследований различных категорий скважин.

Технология исследования действующих скважин, основанная на измерении физических параметров путем спуска измерительных приборов на забой на каротажном кабеле (или на скребковой проволоке в случае спуска автономного прибора) пока является единственной получившей массовое распространение в нефтяной промышленности. Она в принципе себя оправ­дывает при исследовании нагнетательных, фонтанных и компрессорных скважин.

Получила распространение также технология исследования механизи­рованных скважин, оборудованных ШГН, путем спуска прибора на забой через межтрубное пространство.

На рис. 2.1 показаны схемы обвязки устья при исследовании:

а) нагнетательных, фонтанных и компрессорных скважин;

б) механизированных скважин, оборудованных ШГН.

При исследовании нагнетательных, фонтанных и компрессорных скважин на фланец 1 (рис.2.1 а), находящийся выше буферной задвижки 2, уста­навливается лубрикатор 3. На лубрикатор 3 устанавливается кронштейн 4 верхнего направляющею ролика 5. Далее устанавливают кронштейн 6 ниж­него ролика 7. Последний может крениться к нижнему фланцу 8 устьевой арматуры скважины или же с помощью специальных приспособлений к крестовине 9. Далее к кабельному наконечнику 10 привинчивается скважинный прибор 11 и последний опускается в полость лубрикатора 3. Затем на лубрикатор навинчивается сальник, состоящий обычно из основания 12, нижнего и верхнего упругих уплотняющих элементов 13, буферной камеры 14 и накидной гайки 15. К штуцеру буферной камеры присоединяют шланг 16 для отвода жидкости, просочившейся через нижний уплотнитель. Далее на кронштейны 4 и 6 устанавливают направляющие ролики с накинутым на них каротажным кабелем 17.

После открытия буферной 2 и центральной 18 задвижек скважины начинают спуск прибора в скважину.

При исследовании механизированных скважин с ШГН путем спуска прибора на забой через межтрубное пространство устье оборудуется спе­циальной планшайбой 1 (рис, 2.1, б) с эксцентричным гнездом для НКТ 2 и отверстием А для пропуска прибора 3. Кронштейн 4 и направляющий ролик 5 устанавливаются таким образом, чтобы кабель 6 проходил но оси отверстия, выполненною для пропуска прибора.

В настоящее время исследования скважин, оборудованных ШГН, спуском приборов через межтрубное пространство возможны лишь на скважинах без избыточного затрубного давления. При наличии избыточного давления в межтрубном пространстве скважины не исследуются из-за отсутствия лубрикатора для данной технологии исследования.

Ниже рассматриваются техника и технология исследования скважин с ШГН, являющиеся, на наш взгляд, наиболее перспективными.

На рис 2.1 показано устье скважины с ШГН, о6орудованное специальным лубрикатором, состоящим из корпуса 1, ввернутого в отверстие, выполненное эксцентрично на планшайбе 2, крышки 3 и нижней пробки 4, подвешенной на гибком тросике 5. Гибкий трос введен в полость лубрикатора сбоку через уплотнитель б. Полость лубрикатора через трехходовой кран 7 может сообщаться с затрубным пространством или атмосферой.

Для исследования скважины с избыточным давлением в межтрубье верхний конец гибкого тросика 5 вытягивают из полости лубрикатора. При этом пробка 4 плотно прижимается к нижнему торцу корпуса лубрикатора 1. Затем кран 7 поворачивают по часовой стрелке на 90 0 , после чего полость лубрикатора сообщается с атмосферой. Далее открывают крышку 3 и верхний конец гибкого тросика 5 проталкивают вниз на длину 10-20 см. При этом пробка 4 удерживается в состоянии, прижатом к торцу корпуса 1, за счет избыточного давления в межтрубном пространстве, а тросик 5 ослабевает создавая свободное пространство в полости лубрикатора для скважинного прибора. В полос лубрикатора спускают скважинный прибор на кабеле и на верхний конец корпуса лубрикатора наворачивают сальниковое устройство, одетое на кабель. Послe этого поворотом трехходовою крана 7 на 90 0 против часовой стрелки полость лубрикатора сообщают с межтрубным пространством. При этом пробка 4 отрывается от торца корпуса 1,освобождая для прохода прибора в скважину.

После проведения исследований скважинный прибор вводят полость лубрикатора и, протягиванием тросика 5 вверх, пробку 4 прижимают к торцу корпуса 1. Далее поворотом крана 7 на 90 0 по часовой стрелке из полости лубрикатора стравливают давление в атмосферу и демонтаж оборудования и аппаратуры производят в обратной последовательности.

Рассмотрим специфические особенности исследования отдельных категорий скважин.

К настоящему времени накоплен большой опыт исследования скважин с ШГН путем спуска малогабаритных приборов на забой через межтрубное пространство (между обсадной колонной и НКТ). Изучение патентной и научно-технической литературы и ознакомление с имевшимся на промыслах опытом показывает, что по состоянию развития измерительной техники и смежных с ней областей этот способ исследования скважин с ШГН является наиболее приемлемым.

За рубежом исследование скважин через межтрубное пространство практически не используется. Там большое распространение получил способ исследования механизированных скважин (c ШГН и ЭПН) по следующей технологии.

Из скважины, предназначенной под исследование, поднимают насосное оборудование и спускают вместо него специальное компрессорное оборудование, вызывают искусственное фонтанирование скважины и при этом на различных режимах фонтанирования проводят исследование приборами, предназначенными для исследования фонтанных скважин. Недостатками данного метода перед способом исследования через межтрубное пространство являются, с одной стороны, высокие затраты на производство этих работ и, с другой - несоответствие режима работы скважины и пластов при проведе­нии исследований реальному режиму их эксплуатации.

Для производства исследований через межтрубное пространство устье скважины оборудуется специальной эксцентрической планшайбой с отверсти­ем для пропуска скважинного прибора. Она обеспечивает прижатие НКТ к одной стороне колонны обсадных труб. Благодаря этому межтрубное про­странство имеет серповидное сечение и увеличивается зазор между НКТ и обсадной колонной. Как видно табл. 2.1 теоретически минимальный зазор между НКТ (по муфтам) и обсадной колонной равняется 49 мм. Однако многолетний опыт показывает, что при исследовании скважин с ШГН лучшую проходимость на забой имеют приборы с наружным диаметром 25-32 мм.

Исследование скважин путем спуска приборов через межтрубное пространство, как видно из приведенных исследований, имеет очень низкие технико-экономические показатели и, следовательно, требуется дальнейшее совершенствование техники и технологии проведения этой операции.

Читайте также: