Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин

Геолого-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.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
1.2 Состав и свойства пластовых флюидов
2. Текущее состояние разработки месторождения
3. Вскрытие пласта и освоение скважин
3.2Перфорация обсадных колонн и принцип действия применяемых перфораторов
4.1 Геофизические методы исследования скважин
4.2 Гидродинамические методы исследования скважин
5 Эксплуатация скважин Штанговыми Скважинными Насосными Установками (ШСНУ)
5.1 Подбор ШСНУ по производительности и глубине спуска
5.2 Основные проблемы при эксплуатации ШСНУ
6 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами (УЭЦН)
7. Способы воздействия на призабойные зоны скважин в целях увеличения их продуктивности.
7.6 Воздействие давлением пороховых газов
7.8 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
7.9 Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта
8. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин
8.3 Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами
8.4 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами
8.5 Оборудование применяемое при КРС
9.1 Деятельность и организационная структура ОАО «АНК Башнефть»
Шелкановское месторождение расположено в северо-западной части республики Башкортостан в пределах Кушнаренковского района. В непосредственной близости к месторождению находятся в промышленной разработке Карача-Елгинское и Чекмагушевское (на западе), Таймурзинское (на севере), Манчаровское (на северо-западе), Чермассанское (на юге) нефтяные месторождения.
К югу от района месторождения проходит железнодорожная линия Уфа-Ульяновск. Железнодорожные станции Уфа, Чишмы, Буздяк удалены от месторождения на 80-90 км.
Район месторождения располагает развитой сетью асфальтированных и гравийных дорог к которым относятся: Дюртюли-Семилетка-Чекмагуш, Дюртюли-В.Яркеево, Дюртюли-Кушнаренково-Уфа. Сообщение с железнодорожными станциями пристанью Дюртюли на реке Белой осуществляется посредством асфальтированных и шоссейных дорог.
В орогидрографическом отношении месторождение расположено в пределах левобережья реки Белой, которое, в свою очередь, расчленено левыми притоками рек Куваш, Чермассан на ряд водоразделов.
В геоморфологическом отношении месторождение представляет собой равнину, сложенную, в основном, пермскими коренными породами. Деятельность рек, речек, ручьёв обуславливает развитие овражной сети. Многочисленные источники приурочены к выходам песков и песчаников. Рельеф площади представлен сглаженными формами с отдельными холмами и широкими долинами с пологими склонами.
Климат района - умеренно-континентальный. Максимальная температура воздуха +36 0 С приходится на июль, минимальная до -45 0 С на январь-февраль. Доминирующие ветры юго-восточные, годовое количество осадков достигает 492 мм /1/.
1.1 Геолого-физическая характеристика основных продуктивных пластов
В геологическом строении Шелкановского месторождения принимают участие отложения четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем, а также толща пород додевонского возраста.
В тектоническом отношении Шелкановское нефтяное месторождение приурочено к поднятию с одноименным названием Андреевского вала Бирской седловины, выделенному по нижнекаменноугольному и более молодым горизонтам палеозоя. Шелкановское поднятие выделяется по нижнекаменноугольным и более молодым горизонтам палеозоя. Существование поднятия связано с процессом рифообразования в позднефранско-фаменско-турнейское время.
По кровле песчаников бобриковского горизонта поднятие представляет собой куполообразную структуру, вытянутую с севера на юг. Углы наклона крыльев до 3°, амплитуда поднятия по оконтуривающей изогипсе --1240 м равна 97 м, размер залежи нефти 3,4x2,1 км. По кровле турнейского яруса амплитуда по оконтуривающей изогипсе --1260 м равна 105 м. На Шелкановском поднятии, отмечается общее совпадение положения сводов поднятий в плане по более молодым маркирующим горизонтам, однако амплитуда купола уменьшается, по верейскому горизонту она равна 49 м, по артинскому ярусу -- 22 м.
Нефтеносность Шелкановского месторождения связана с карбонатными коллекторами среднего карбона в каширском и верейском горизонтах и в башкирском ярусе, с песчаными коллекторами терригенной толщи нижнего карбона и карбонатными коллекторами турнейского яруса нижнего карбона.
Залежи нефти среднего карбона связаны с пористо-кавернозными известняками, хорошо выдержанными по площади и залегающими в чередовании с плотными разностями /1/.
ВНК залежей не установлен и принят на уровне подошвы нефтяных прослоев по опробованию на отметках: для верейского и каширского горизонта -- 780 м, для башкирского яруса -- 816 м.
Число пористых прослоев в пласте каширского горизонта равно 1...3, в пластах верейского горизонта и башкирского яруса -- 3...6.
Толщина нефтенасыщенных известняков изменяется в пределах 0,6...4,0 м. Общая толщина продуктивной пачки верейского горизонта изменяется в пределах 2,4...6,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4,2 м; в башкирском ярусе до 15,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4,7 м. Залежь нефти в башкирском ярусе практически полностью водоплавающая.
Проницаемость по пластам среднего карбона составляет 0,032 мкм 2 , пористость -- 14,6...9,0%, нефтенасыщенность -- 70%.
Отложения терригенной толщи нижнего карбона Шелкановского месторождения характеризуются неоднородным строением и представлены переслаиванием пластов и линз песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев - рисунок 2.
Число песчаных прослоев изменяется от одного до шести, суммарная толщина их увеличивается в северо-западном направлении, достигая 17,4 м.
Залежь нефти, связанная с песчаными пластами, имеет единый ВНК на отметках --1236...--1239 м. Залежь относится к пластовому сводовому типу.
Ширина водонефтяной части 100...350 м, высота залежи -- 90 м. Толщина нефтенасыщенных песчаников в среднем равна 5,5 м, коэффициент расчлененности -- 24, коэффициент песчанистости -- 0,4 /2/.
Выделены две пачки: верхняя (пласт C-VI-1) и нижняя (пласт C-VI-2).
месторождение пластовый флюид скважина
Рисунок 2 - Схематический геологический профиль отложений бобриковского и турнейского яруса Шелкановского месторождения
В пласте C-VI-1 коллекторы замещены в юго-западной части залежи. Толщины изменяются в пределах от 0,8 до 6,4...7,6 м. Коллекторы пласта C-VI-2 развиты в западной части залежи, толщины которых изменяются в пределах 1,4...17,4 м. Среднее значение проницаемости равно 0,450 мкм 2 , пористости -- 19 %. Нефтенасыщенность равна 0,91.
Залежь нефти турнейского яруса приурочена к высокопроницаемым пористо-кавернозным разностям известняков, перекрытых плотными глинистыми породами. Залежь относится к массивному типу и полностью подстилается водой. Максимальная толщина нефтяных коллекторов равна 72 м. ВНК залежи установлен на отметке -- 1256 м.
Средние величины проницаемости и пористости коллекторов турнейского яруса соответственно равны 0,682 мкм 2 и 16%, нефтенасыщенность -- 0,70.
В таблице 1 приведены геолого-физические данные по продуктивным горизонтам Шелкановского месторождения.
Средняя нефтена-сыщенная толщина, м
Средняя нефтена-сыщенность, доли ед.
Средняя насыщен-ность связанной водой, доли ед.
Пробы пластовой нефти турнейского яруса отобраны из скважины №10. Исследования пластовой нефти, терригенной тощи нижнего карбона Шелкановского месторождения, никогда не проводились. По данным исследования поверхностной нефти определена характеристика пластовой нефти. Параметры пластовой нефти приведены в таблице 2.
Параметры разгазированной нефти приведены в таблице 3.
Вязкость нефти при 20 0 С,10 -6 м 2 /с
2. Текущее состояние разработки Шелкановского нефтяного
Шелкановское нефтяное месторождение введено в разработку в 1963 г. Запасы нефти и газа утверждены в ГКЗ в 1965 г. Первым проектным документом по разработке месторождения является технологическая схема разработки Карача-Елгинской (Дюртюлинской) группы нефтяных месторождений выполненная в 1964 г. В 1971 г. был составлен проект разработки Шелкановского месторождения нефти. В 1978 г. выполнен уточнённый проект разработки Шелкановского нефтяного месторождения. Последним документом на разработку является уточнённый проект разработки Шелкановского нефтяного месторождения 1984 г. утверждённый в ТЭС Башнефти в 8.01.1985 г.
На месторождении выделено три эксплуатационных объекта: верейско-башкирские залежи среднего карбона, бобриковский горизонт, турнейский ярус. Основными эксплуатационными объектами являются залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса.
Турнейский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, система размещения скважин - треугольная неравномерная, сетка скважин - 380х380, плотность сетки в контуре нефтеносности - 15 га/скв., давление на забое добывающих скважин - 3 МПа, давление на устье нагнетательных скважин - 9,8 МПа, естественный режим системы заводнения.
Бобриковский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, треугольная неравномерная система размещения скважин, сетка скважин 350х350, плотность сетки скважин - 12 га/скв., давление на забое добывающих скважин - 5 МПа, давление на устье нагнетательных скважин - 9,83 МПа, очагово-избирательная система заводнения.
Средний карбон - водонапорный режим разработки, система размещения скважин - треугольная неравномерная, плотность сетки скважин в контуре нефтеносности - 5,9 МПа, давление на забое добывающих скважин - 5,0 МПа, давление на устье нагнетательных скважин - 9,9 МПа, естественный режим системы заводнения /1/.
Всего пробурено на месторождении 62 скважины, в т.ч. в действующем добывающем фонде 42 скважины, нагнетательном фонде - 5 скважин; в т.ч. по бобриковскому горизонту - 18 добывающая и 4 нагнетательных скважины, по турнейскому ярусу - 22 добывающие скважины и по среднему карбону - 2 добывающих скважин.
В 2002 году на месторождении добыто 13,361 тыс.тонн нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0.25% от текущих 2,26%.
С начала разработки добыто 4836.831 тыс.тонн нефти или 89,4% от начальных извлекаемых запасов.
В таблице 5 приведена информация по распределению добычи нефти в 2002 году по принадлежности залежей к стратиграфическим системам.
Из таблицы 5 видно, что больше половины запасов нефти сосредоточены в карбонатных коллекторах.
За отчетный год добыто 334.203 тыс. тонн жидкости, что на 120,360 тыс. тонн (26.5 %) меньше чем в 2001 году. Обводнённость продукции выросла на 0.9 % и составила 96,0 %.
Текущий коэффициент нефтеотдачи по месторождению составил 0,340.
За год закачано 124,718 тыс. м З виды или 41.9% от отбора жидкости. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки составила 40,6% в том числе по бобриковскому горизонту 124,6% и 5,2% по турнейскому ярусу. Залежи, приуроченные к среднекаменноугольным и кыновским отложениям, разрабатываются на естественном режиме.
В 2002 году введена в эксплуатацию разведочная скважина №237БКТ, пробуренная в 2000 году. Из скважины добыто 840 тонн нефти, дебит скважины по нефти составил 7,0 т/сут. Введена из бездействия из числа простаивавших на 1.01.1999 года скв. №1720. Годовая добыча из нее составила 302 т нефти и 4577 тонн жидкости.
Всего по 9 скважинам введенным с 1999 года , добыто 2372 тонны нефти (17,8% от всей добычи) и 56200 тонн жидкости.
Внедрено две технологии МУН, проведено 5 скважино-обработок. Дополнительная добыча нефти составила 1214 тонн (9.1% ко всей добыче).
Геолого-физические данные по пластам приведены в таблице 6. Более половины запасов заключены в турнейском ярусе /3/.
Геолого-физические данные по объектам разработки
В процессе разработки уточнены извлекаемые запасы по бобриковскому горизонту и турнейскому ярусу и приняты для проектирования в следующих количествах:
- бобриковский горизонт - 1550 тыс. тонн (КНО - 0,335);
- турнейский ярус - 3260 тыс. тонн (КНО - 0,434).
В сумме по месторождению извлекаемые запасы принятые для проектирования составляют 5020 тыс. тонн вместо 5111 тыс. тонн числящихся на балансе.
Средний дебит одной добывающей скважины составляет 1,3 т/сут по нефти и 35,7 м 3 /сут по жидкости, дебит по нефти меньше среднего значения по НГДУ на 1 т/сут, а дебит по жидкости больше среднего значения по НГДУ на 4,7 м 3 /сут /3/.
В таблице 7 приведены показатели разработки Шелкановского нефтяного месторождения.
Показатели разработки Шелкановского нефтяного месторождения
Средний дебит одной скважины по нефти, т/сут.
Средний дебит одной скважины по жидкости, т/сут.
По добыче нефти проектный уровень выполнен на 183,0%. планово-нормативный не выполнен па 20,9%. По отбору жидкости проектный уровень выполнен на 123,6%, плановый не выполнен на 25,7%. По закачке не выполнены ни проектный, ни плановый уровни, что связано с применявшейся в отчетном году циклической закачкой по КНС-13. По сравнению с 2001 годом добыча нефти снизилась на 8.748 тыс. тонн (39,6%)
В таблице 8 приведено распределение скважин Шелкановского месторождения по способам эксплуатации.
Действующий фонд нефтяных скважин Шелкановского месторождения
Межремонтный период работы скважин за 2002 год.
Общий МРП - 785 суток, в т.ч. по видам эксплуатации
В таблице 9 приведены данные по распределению скважин Шелкановского месторождения по обводнённости
Распределение скважин по обводнённости
На рисунке 3 приведёно графическое распределение действующего фонда нефтяных скважин Шелкановского нефтяного месторождения по обводнённости.
Рисунок 3 - Распределение скважин по обводнённости
Как видно из рисунка 3 в структуре фонда добывающих скважин Шелкановского месторождения высокообводнённые скважины имеют наибольший удельный вес.
Продуктивные горизонты месторождения залегают на глубинах в интервале 950-1500 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по месторождению составляет 4,2-4,7 на залежи среднего карбона, 5,6 м в бобриковском горизонте и 24,1 в турнейском ярусе. Коэффициент пористости по месторождению меняется в пределах от 9 до 19%, коэффициент проницаемости - от 0,035 до 0,32 мкм 2 . Пластовое давление и температура 10-14 МПа и 22-25 0 С соответственно.
С начала разработки добыто нефти 4,837 млн. тонн нефти, что составляет 34,9 % от балансовых и 95,4 % от извлекаемых запасов месторождения, в т. ч. по турнейской залежи добыто 3245,306 тыс. тонн, из залежи бобриковского горизонта добыто 1452,451 тыс. тонн, из залежей среднего карбона извлечено 139,074 тыс. тонн. На скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, приходится 58,5% общей добычи нефти по месторождению.
Действующий фонд добывающих скважин месторождения составляет 42 скважины, из них ШСНУ - 83 %, УЭЦН - 17 %. Среднесуточный дебит месторождения по нефти составляет 44 т/сут, по жидкости - 1334,5 т/сут., средний дебит одной скважины в сутки по нефти равен 1,04 т/сут, по жидкости 31,77 т/сут. Фонд нефтяных скважин высокообводненный - 90,5% скважин имеют обводнённость выше 50%.
Обводнённость по месторождению достигла значения 96,0 %, по турнейскому ярусу - 96,7 %, по бобриковскому горизонту - 94,8 %, по залежам среднего карбона - 26,2 %
3. Вскрытие пласта и освоение скважин
Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называется забоем. Этот элемент скважины является принципиально важным, так как в течение срока эксплуатации скважины забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся условиям разработки, обеспечивая:
- механическую прочность призабойной зоны без ее разрушения;
- возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродинамических или физико-химических обработок;
- максимально возможный коэффициент гидродинамического совершенства скважины.
В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рисунке 2.1:
- скважина с перфорированным забоем;
Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.
1. Скважины с перфорированным забоем (рисунок 2.1а) являются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:
- надежная изоляция пройденных горных пород;
- возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;
- простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае сложного строения ее;
- существенное упрощение технологии бурения, так как бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.
После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.
Рисунок 2.1 - Типовые конструкции забоев скважин:
а -- с перфорированным забоем; б -- с забойным хвостовиком; в -- с забойным фильтром; г -- с открытым забоем; 1 -- обсадная колонна; 2 -- цементное кольцо; 3 -- перфорационные отверстия; 4 -- перфорационные каналы; 5 -- перфорированный хвостовик; 6 -- забойный фильтр; 7 -- сальник (пакер); 8 -- открытый забой
2. Скважины с забойным хвостовиком (рисунок 2.1б) предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта; при этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным.
Приток в такую скважину аналогичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение диаметра скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны.
- Скважины с забойным фильтром (рисунок 2.1в) предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различающихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются.
- Скважины с открытым забоем (рисунок 2.1г) предназначены для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не отличается от таковой для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего диаметра до подошвы; при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым.
Совершенно очевидно, что такая конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:
- ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;
- небольшая толщина продуктивного горизонта;
- невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы ПЗС).
3 .2 Перфорация обсадных колонн и принцип действия применяемых перфораторов
Скважины с перфорированным забоем доминируют в нефтедобывающей отрасли, в связи с чем представляется разумным рассмотреть основные методы перфорации скважин.
По принципу действия технических средств и технологий, применяемых для перфорации скважин, все методы можно разделить на следующие:
1. К взрывным методам относятся пулевая, торпедная и кумулятивная перфорация.
Пулевая перфорация осуществляется так называемым пулевым перфоратором, в котором имеются каморы с взрывчатым веществом, детонатором и пулей диаметром 12,5 мм. В результате практически мгновенного сгорания заряда давление на пулю достигает 2 тыс. МПа; под действием этого давления пуля пробивает обсадную колонну, цементный камень и может внедряться в породу, образуя перфорационный канал длиной до 150 мм, диаметр которого равен 12 мм. Существуют пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикальными стволами.
Торпедная перфорация осуществляется разрывными снарядами диаметром 32 или 22 мм. При попадании снаряда в горную породу после выстрела происходит взрыв внутреннего заряда снаряда и дополнительное воздействие на горную породу в виде образования системы трещин. Длина перфорационных каналов при торпедной перфорации достигает 160 мм. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами с горизонтальными стволами.
Кумулятивная (беспулевая) перфорация осуществляется за счет фокусирования продуктов взрыва заряда специальной формы, как правило, конической. Заряд конической формы облицован тонким медным листовым покрытием. При подрыве заряда медная облицовка заряда расплавляется, смешивается с газами и в виде газометаллической фокусированной струи прорезает канал в колонне, цементном камне и горной породе. Давление в струе достигает 0,3 млн. МПа, а скорость ее -- 8 км/с. При этом образуется перфорационный канал длиной до 350 мм и диаметром до 14 мм. Кумулятивные перфораторы делятся на корпусные и бескорпусные (ленточные), но снаряды в них располагаются всегда горизонтально.
В настоящее время кумулятивная перфорация является наиболее распространенной, т.к. позволяет в широком диапазоне регулировать характеристики зарядов, подбирая наилучшие для каждого конкретного продуктивного горизонта.
Вместе с тем всем взрывным методам присущи определенные недостатки, некоторые из которых являются весьма существенными. Так как при взрыве создается высокое давление и возникает ударная волна, в обсадной колонне и особенно в цементном камне возникают нарушения, связанные с трещинообразованием, нарушением связи цементного камня с горными породами и обсадной колонной и потерей герметичности заколонного пространства. В процессе эксплуатации скважины это приводит к заколонным перетокам.
Перфорационные каналы, создаваемые при взрывных методах, имеют уплотненные стенки, а сами каналы засорены не только продуктами взрыва, но и различными разрушающимися деталями (герметизирующая резина, фрагменты ленты ленточных перфораторов и др.).
2. Среди возможных гидродинамических методов вторичного вскрытия наиболее интересной на сегодня является гидропескоструйная перфорация, входящая в арсенал средств и методов нефтегазодобывающего предприятия. Так как этот метод является не только методом перфорации, но и методом искусственного воздействия на ПЗС.
3. Механический метод перфорации является сравнительно новым и осуществляется сверлящим перфоратором, представляющим из себя, по существу, электрическую дрель. Этот перфоратор представляет собой корпус с электромотором. Сверло расположено в корпусе горизонтально. В связи с этим выход сверла определяется диаметром корпуса, что в ряде случаев является недостаточным.
При этом методе вторичное вскрытие осуществляется сверлением отверстий диаметром 14--16 мм; при сверлении обсадной колонны давление на цементный камень является малым, и он не повреждается. При соответствующем выходе сверла просверливаются не только обсадная колонна и цементный камень, но и часть горной породы. Поверхность такого канала является гладкой, а горная порода не уплотненной. Отсутствуют заусенцы и на внутренней поверхности обсадной колонны.
Как показало промышленное использование сверлящих перфораторов, они не повреждают цементного камня и не нарушают герметичности заколонного пространства, позволяя эффективно вскрывать продуктивные горизонты вблизи водонефтяного потока, избегая преждевременного обводнения скважин, которое неизбежно при взрывных методах. Недостатком сверлящего перфоратора является ограниченный выход сверла. Это не всегда обеспечивает эффективное вскрытие, особенно при эксцентричном расположении обсадной колонны в цементном камне, что характерно для наклонно-направленных скважин.
4. К химическим методам перфорации можно отнести такие, при которых вторичное вскрытие происходит за счет химической реакции, например, металла с кислотой. Рассмотрим следующую технологию вторичного вскрытия.
Обсадная колонна длиной, равной толщине продуктивного горизонта или необходимому интервалу вскрытия, просверливается в соответствии с выбранной плотностью перфорации до спуска ее в скважину (на поверхности). Просверленные отверстия закрываются, например, магниевыми пробками, длина которых равна сумме толщины обсадной колонны и толщины цементного кольца. Затем обсадная колонна спускается в скважину и производится ее цементирование. После схватывания цементного раствора в скважину закачивается расчетное количество раствора соляной кислоты, которое продавливается до интервала вскрытия. Взаимодействие солянокислотного раствора с магниевыми пробками приводит к их растворению, и через определенное время магниевые пробки растворяются полностью, раскрывая просверленные в обсадной колонне отверстия и отверстия, образовавшиеся в цементном камне. В результате этого создается хорошая гидродинамическая связь призабойной зоны с полостью скважины.
4. Исследование скважин и пластов
4.1 Геофизические методы исследования скважин
Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин.
ГИС применяют для решения геологических и технических задач. К геологическим задачам, в первую очередь, относятся литологическое расчленение разрезов, их корреляцию, выявление полезных ископаемых и определение параметров, необходимых для подсчета запасов. К техническим задачам относят изучение инженерно-геологических и гидрогеологических особенностей разрезов, изучение технического состояния скважин, контроль разработки месторождений нефти и газа.
Основные методы ГИС: электрические, электромагнитные, ядерно-физические, акустические. Существуют также термические, магнитные, гравиметрические, механические и геохимические методы.
4.2 Гидродинамические методы исследования скважин
Основными гидродинамическими методами исследований скважин являются:
Все эти методы используются, в той или иной степени, в нашем НГДУ.
Метод установившихся отборов (метод пробных откачек) является на практике самым распространенным. Он применяется при исследовании всех действующих нагнетательных и добывающих скважин. Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважин и величиной ее забойного давления при установившихся режимах эксплуатации. Этот метод позволяет определить коэффициент продуктивности и гидропроводности скважины.
Метод карт изобар используется для исследования пласта в целом. Этот метод предусматривает измерение пластового давления во всех скважинах изучаемого участка пласта с последующем воспроизведением на базе этих данных общей карты распределения давления в пласте путем построения карты изобар. Метод позволяет узнать и оценить параметры пласта, определить скорость движения жидкости в различных участках пласта.
Метод восстановления давления основан на изучении процессов изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому. Простейшим и наиболее часто применяемым вариантом этого метода является непрерывная регистрация забойного давления скважины после прекращения ее эксплуатации.
Метод гидропрослушивания по существу близок к методу восстановления давления. Отличие заключается в том, что при изменении режима эксплуатации скважин, изменение давления регистрируется на забое другой скважины.
В Краснохолмском УДНГ филиала «Башнефть-Янаул» довольно часто на скважинах производится замер статического и динамического уровня. Эту работу проводит оператор по исследованию скважин. При этом используется следующее оборудование: либо глубинный пъезограф с лебедкой, либо эхолот (используется наиболее часто).
Пъезограф - глубинный прибор предназначенный для определения небольших приращений уровня относительно какого-либо начального положения.
Для измерения положения уровня жидкости в глубинных скважинах применяются эхолоты, действие которых основано на определении времени прохождения упругой звуковой волны от устья до поверхности.
Эхолот ЭС-50 предназначен для измерения статического и динамического уровня в скважине. Принцип действия эхолота заключается в следующем. Во время прохождения звуковой волны через нагретую вольфрамовую нить, по которой протекает постоянный ток (0,2-0,3А), ее температура изменяется. Изменение силы тока регистрируется с помощью электроизмерительного прибора на диаграммной ленте, перемещающейся с постоянной скоростью. Эта диаграмма называется эхограммой: зная скорость движения диаграммной ленты, по расстоянию между пиками определяют время прохождения волны от устья до репера и уровня жидкости.
Рисунок 6.1 Эхолот ЭС-50 1 - ударный механизм; 2 - пороховой заряд; 3 - пламягаситель; 4 - термофон с вольфрамовой нитью; 5 - регистратор; 6 - лентопротяжный механизм; 7 - щелочной аккумулятор.
Эхолот ЭС-50 применяется в скважинах с различными диаметрами насосных и обсадных труб при глубинах уровня до устья, не превышающих 1200м.
Рисунок 6.2 Погружной пъезограф ППИ-4М
1 - часовой механизм; 2 - барабан; 3 - стойка; 4 - каретка с пишущим пером; 5 - винтовая пружина; 6 - штанга; 8 - цилиндр; 10 - поплавок; 11 - пластинчатая пружина; 12 - ниппель с фильтром.
4. Эксплуатация скважин, оборудованных ШСНУ
Наиболее распространенный способ добычи нефти - применение штанговых скважинных насосных установок (Рис.4.1). Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограм
Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Рамки Для Дипломной Работы Word Скачать
Дипломная работа по теме Основные направления повышения эффективности управления клиентской базой в ООО Турбюро 'Спутник'
Реферат: Гендерні стереотипи в культурі
Страхование В Экономике Реферат
Дипломная работа: Розповсюдження та діагностика фантомної вагітності у сук в умовах приватної клініки
Дипломная работа по теме Учет затрат на производство продукции на материалах ОАО 'Автоагрегат'
Реферат: Принципы гражданского процессуального права 4
Курсовая работа по теме Диагностика при подборе кадров
Реферат: Globalization Essay Research Paper A universal definition
Сочинение 3 Дня
Дипломная Работа Психология Фрустрационная Толерантность
Курсовая работа по теме Защита крепости Осовец русскими войсками в начале Первой мировой войны
Дипломная работа по теме Правовое регулирование расторжения трудового договора
Курсовая работа по теме Анализ и регулирование режимов районных электрических сетей
Реферат по теме Роль различных веществ в питании человека
Кровотечение Неотложная Помощь Реферат
Курсовая работа по теме Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования автомобиля Лада Приора ВАЗ 2170. Техническое обслуживание и ремонт фильтра газоотделителя топливораздаточной колонки
Дипломная работа по теме Перспективы развития операций банка с пластиковыми картами
Пожилой Человек В Семье Реферат
Реферат по теме Споры с участием предприятий с иностранными инвестициями
Принципы аудита - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Тютюнові вироби - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда контрольная работа
Налоговый учёт и отчётность бюджетных учреждений - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа