Контроль нефтяных скважин


Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений

Особняком стоят геофизические исследования в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах, применяемых для определения дебита скважины, технического состояния колонны, профиля притока или профиля приемистости. При этом используют термометрию; расходометрию; барометрию; СТИ; ЛМ - локатор муфт; акустическую шумометрию; электромагнитную дефектоскопию и толщинометрию; СНГК - спектрометрический нейтронный гамма-каротаж; ИННК-импульсный нейтрон-нейтронный каротаж, и некоторые другие виды и методы каротажей.

Существует много методов исследования скважин н технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий.

Геофизические методы исследования. Из всех методов исследования скважин и пластов следует выделить особый комплекс геофизических методов. Они основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.

Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, их закачивания, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими партиями и организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т. е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электро кабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой. К ним относятся:

  • 1. Электрокаротаж. Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.
  • 2. Радиоактивный каротаж - РК. Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.
  • 3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и над тепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.
  • 4. Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.
  • 5. Другие виды каротажа. К другим видам относится кавернометрия, т. е. измерение фактического диаметра не обсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т. е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или не обсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а следовательно, по тепловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке.

Увеличение чувствительности скважинных термометров и уменьшение их тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых с помощью термометрии.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны нa изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [Q(Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта

e = kh/m с

при забойной зоны.

Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность c, для более удаленных зон пласта и параметр c2/rпр (c - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.

Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода.

Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.

vuzlit.ru

Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин

Автор(ы):Булатов А.И., Демихов В.И., Макаренко П.П.

Издание:Недра, Москва, 1998 г., 345 стр., УДК: 622.24.084.3, ISBN: 5-247-03808-8

Язык(и)Русский

Рассмотрены методы и средства контроля параметров процессов бурения нефтяных и газовых скважин. Приведены методы оценки информативности параметров и расчета комплекса параметров, необходимого для определения состояния технологических объектов при бурении скважин в осложненных условиях, а также оценки достоверности результатов контроля. Большое внимание уделено методикам контроля параметров буровых и тампонажных растворов.

Для научных и инженерно-технических работников, занимающихся исследованиями в области бурения нефтяных и газовых скважин; может быть использована студентами и аспирантами соответствующих специальностей нефтяных и политехнических вузов

ТематикаГорючие полезные ископаемые, Бурение

СкачатьВсе права на материалы принадлежат исключительно их авторам или законным правообладателям. Все материалы предоставляются исключительно для ознакомления. Подробнее об авторских правах читайте здесь!

www.geokniga.org

Контроль за разработкой нефтяных залежей

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

  • а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;
  • б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

  • а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;
  • б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;
  • в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;
  • г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;
  • д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;
  • е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;
  • ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;
  • з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин;
  • и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.

Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров, характеризующих процесс разработки залежи и работу отдельных скважин.

Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ:

  • -- замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;
  • -- замеры пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;
  • -- замеры устьевых давлений нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам;
  • -- гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;
  • -- исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;
  • -- отбор и исследования глубинных проб нефти, поверхностных пород продукции скважин (нефти, газа, воды);
  • -- специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом на разработку.

Периодичность исследований и измерений по контролю за разработкой должна удовлетворять рекомендациям технологического проекта на разработку данного месторождения.

Ввод в эксплуатацию скважин, не оборудованных для индивидуального замера, дебита жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента, не_ разрешается.

Обязательные комплексы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений разрабатываются научно-исследовательскими организациями (авторами проектных документов) и утверждаются производственным объединением.

Исследования по контролю разработки осуществляются нефтегазодобывающими управлениями, геофизическими службами и научно-исследовательскими институтами.

Материалы по контролю процесса разработки залежей (эксплуатационных объектов) анализируются и обобщаются геологической службой нефтегазодобывающих предприятий и включаются в виде специального раздела в годовой геологический отчет.

Материалы исследований по контролю за разработкой месторождений (залежей) подлежат обязательному хранению на протяжении сроков, определяемых ведомственными инструкциями.

Ответственность за выполнение объема исследований по контролю за разработкой несет руководство НГДУ.

Page 2
< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.

К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:

  • а) изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);
  • б) изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и др.);
  • в) увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта и др.);
  • г) изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т. д.);
  • д) выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды и др.);
  • е) одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях (при наличии надежного оборудования);
  • ж) изменение направлений фильтрационных потоков;
  • з) очаговое заводнение;
  • и) перенос фронта нагнетания;
  • к) бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.

Комплекс рекомендуемых мероприятий по регулированию процесса разработки должен проводиться с применением оборудования и методов контроля, позволяющих проводить оценку их эффективности, и уточняется в авторском надзоре.

Планирование и реализация методов и мероприятий регулирования процесса разработки (составление планов геолого-технических мероприятий) осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно на базе рекомендаций научно-исследовательских и проектных организаций, выдаваемых в авторских надзорах за реализацией проектов.

Весь комплекс мероприятий по регулированию процесса разработки и оценка его эффективности, после утверждения в установленном порядке, осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями.

Отчет о проведенных мероприятиях по регулированию процесса разработки составляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно и в виде отдельного раздела включается в годовой геологический отчет. Оценка технологической и экономической эффективности отдельных мероприятий в необходимых случаях выполняется научно-исследовательскими институтами в отчетах по авторскому надзору и анализах разработки.

  Если Вы заметили ошибку в тексте выделите слово и нажмите Shift + Enter < Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

studwood.ru

5.3. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений

Промыслово-геофизические методы контроля за разработкой месторождений нефти и газа приобретают в последнее время все большее значение. Основной объем ГИС при контроле за разработкой выполняется в процессе работы скважины. С этой целью применяются малогабаритные приборы диаметром 25-50 мм в комплекте с дополнительным оборудованием устья скважины. Спуск приборов в скважины, эксплуатирующиеся фонтанным или компрессорным способом, а также в нагнетательные скважины производится через насосно-компрессорные трубы. Воронка этих труб должна находиться при этом выше интервала перфорации пласта, подлежащего исследованию. Спуск приборов в скважины, оборудованные штанговыми глубинными насосами, осуществляется через межтрубное пространство между НКТ и обсадной колонной. Часть исследований проводится с остановкой скважин после извлечения НКТ и оборудования. При этом применяются обычные каротажные приборы и реже - специализированная аппаратура.

5.3.1. Методы контроля за продвижением внк и гжк

Для оценки характера насыщения пласта и прослеживания ВНК и ГЖК применяют главным образом методы нейтронного каротажа - НГМ, НМТ и ИНГМ. Применение нейтронных методов для разделения водоносных и нефтеносных пластов основано на различном содержании в них хлора. Поэтому исследования эффективны только в районах с высокой минерализацией пластовых вод - порядка 100-250 г/л. При низкой минерализации пластовых вод интерпретация становится ненадежной, особенно в разрезах, неоднородных по пористости и литологии.

Измерительная установка НГМ несколько отличается от обычной. Во-первых, в ней применяется зонд меньшей длины (35 см), во-вторых, отсутствует кадмиевый экран на детекторе, в-третьих, прибор экранируется слоем борсодержащего вещества, например, карбида бора, поглощающего медленные нейтроны. Эти изменения позволяют увеличить различие значений НГМ, регистрируемых в пластах, содержащих и несодержащих хлор. Измерительная установка НМ-Т такая же, как и при исследовании необсаженных скважин. Контакт газа и жидкости отмечается повышенными значениями ипротив газоносной части пласта вследствие меньшего содержания водорода в газе (примерно половина от его содержания в воде при пластовых условиях). Контакт нефти и воды фиксируется на кривых НГМ увеличением, а на кривых НМТ уменьшением показаний против водоносной части пласта.

Рис.5.20. Определение ВНК в неоднородных пластах путем сопоставления

нормированных диаграмм ННМ-Т и НГМ (а) и диаграмм НГМ, зарегистрированных в разное время (б): Кривые: I, III - I; II, IV - I; пласт: 1 - нефтеносный; 2 - водоносный или обводненный

Наиболее эффективным средством разделения пород по содержанию в них хлора является ИНГМ. Положение ВНК и ГЖК по данным ИНГМ определяется по времени жизни тепловых нейтронов. В водоносной части пласта среднее время жизни нейтронов меньше, чем в нефтеносной и особенно в газоносной частях пласта. При проведении ИНГМ регистрируются значения времени жизни тепловых нейтронов либо по отдельным точкам, либо в виде непрерывной кривой по колонне.

На рис.5.21 показан пример перемещения ГНК во времени. При первом замере, выполненном на начальном этапе эксплуатации, граница ГНК по кривой НГК соответствует глубине 1508 м. При втором замере, в связи с возросшей в процессе эксплуатации газовой шапкой, граница ГНК, как это видно по кривым НГК, ИННК, снизилась до глубины 1510 м.

Рис.5.21. Движение ГНК во времени. Замеры НГМ: I - первый; II - повторный;

пласты: 1 - нефтеносный, 2 - газоносный

Кроме этих методов, перемещение ВНК, ГЖК в процессе разработки месторождений можно установить по данным метода наведенной активности и метода радиоактивных изотопов. Метод НА эффективен при определении положения ВНК в случае минерализации пластовых вод по хлористому натрию свыше 40 г/л.

studfiles.net


Смотрите также