Предмет и место криминалистики. Предмет и задачи криминалистики. История отечественной криминали. Цели и задачи контроля за разработкой нефтяных месторождений
 Скачать 51.07 Kb.
|
|
грузоподъемное устройство типа «АЗИНМАШ» и обслуживающий его персонал. 4. Технология проведения исследований в скважинах 27 Грузоподъемное устройство должно иметь номинальную грузоподъемность не менее чем в два раза превышающую разрывное усилие геофизического кабеля. Высота устройства должна позволять производить монтаж (демонтаж) лубрикатора и установку подвижного ролика. Грузоподъемное устройство необходимо для установки лубрикатора на устье скважины и разгрузку его конструкции от изгибающих моментов, возникающих вследствие отклонения лубрикатора от вертикального положения. Лубрикатор, согласно эксплуатационному документу, должен периодически подвергаться испытанию на прочность и герметичность. Испытания должны производиться на предприятиях заказчика с участием представителей геофизического предприятия. Сварочные соединения лубрикатора и мачты грузоподъемного устройства должны осматриваться перед началом и после окончания работы. Запрещается проведение работ при обнаружении дефектов. Подвесной ролик должен быть подвешен к крюку грузоподъемного устройства. Исследования в скважинах ВГВ проводятся по заранее согласованному плану. 2.11 Исследования пластов в процессе дренирования пластоиспытателем Применяется испытатель пластов многоциклового действия со сквозным каналом ИПТ-110-30-С-1, позволяющий пропустить геофизический прибор в подпакерную систему ИПТ (приложение 5). Испытатель пластов обеспечивает многоцикловое испытание пласта, гидроимпульсное воздействие на пласт с целью его очистки, исследование пластов геофизическими методами в процессе притока. Испытатель используется в составе серийного испытательного оборудования КИОД-110, и КИИ-2М-95 при проведении геолого-технологичес их мероприятий по очистке призабойной зоны для получения КВД. Испытатель спускается в скважину на НКТ диаметром 73мм или на трубах любого типа с внутренним диаметром не менее 60мм. Спуск испытателя в скважину обеспечивается всеми типами подъемных агрегатов, используемых при бурении и капитальном ремонте скважин глубиной до 5000 м. Испытатель может быть использован в скважинах с обсадными колоннами 140, 146 и 168 мм и работающих нефтью или технической водой с максимальной температурой рабочей среды до 150о С. Испытатель управляется вертикальным перемещением колонны труб и работает в режиме много цикловой технологии «приток – восстановление пластового давления», обеспечивая пропуск геофизической аппаратуры во время притока в зону испытываемого объекта. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 28 ИПТ обеспечивает проведение ГИС в динамических условиях, наиболее благоприятных для получения однозначных результатов. Приборы спускаются в подпакерную зону после серии гидроударов на пласт. Создание контролируемых знакопеременных депрессий различной величины, обеспечивает интенсивную очистку пласта и активное расформирование зоны проникновения. В приложении 6 приведены в качестве примера результаты исследований, проведенных в процессе дренирования пласта испытателем пластов, спуск приборов в подпакерную зону (в интервал продуктивных отложений) осуществлялся через ИПТ. Скв.420 эксплуатируется ШГН, обводненность продукции 98-100%, gв= 1.18 г/см3 . Результаты исследований через ИПТ (приложение 6 (2)) сопоставляются с ранее проведенными в процессе работы скважины через межтрубное пространство (приложение 6 (1)). По термометрии в обоих случаях отмечается затрубная циркуляция из нижезалегающих водоносных пластов к интервалу перфорации, то есть причиной обводнения скважин является негерметичность цементного камня в интервале залегания продуктивных пластов. По цементограмме качество цементирования неудовлетворительное С помощью ИПТ была проведена очистка забоя и дренирование пласта с большим перепадом давления, чем при насосной эксплуатации. В результате этого заработал верхний пласт, ранее не работающий. Результаты исследований через ИПТ в процессе дренирования показали их высокую эффективность в определении эксплуатационных и гидродинамических характеристик пласта, а дренирование и очистка пласта и забоя скважины способствует увеличению производительности скважины. 3. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 3.1 Геофизические методы контроля Геофизические методы контроля разработки классифицируются по характеру исследования: - определение характера насыщенности коллектора – различные модификации нейтронных методов, гамма-каротаж, электрометрия; - выделение работающих интервалов, профиля притока (поглощения) и т.д. – методы потока и состава жидкости в стволе работающей скважины – плотнометрия, резистивиметрия, влагометрия, кислородный каротаж скважинной жидкости, гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия; 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 29 - оценка качества изоляции заколонного пространства – термометрия, шумометрия. 3.1.1 Нейтронные методы Используются модификации стационарных и импульсных нейтронных методов, позволяющих проводить измерения в обсаженных стальной эксплуатационной колонной скважинах и решать следующие задачи: - определение положения газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва газа, перетоков, разгазирования нефти в пласте и оценке газонасыщенности (модификация НГК-70 и НК-Т-50); - определение положения водонефтяного контакта ВНК в пластах с высокой минерализацией пластовых вод. Модификация НГК-50; НК-Т-25-30. Импульсные нейтронные методы наиболее широко используются для оценки характера насыщенности коллекторов и определения положения ВНК, ГНК. Применяются две модификации импульсных методов: ИННМ – импульсный нейтрон-нейтронный метод, позволяющий изучать временное распределение тепловых нейтронов; ИНГМ – импульсный нейтронно-гамма метод, основанный на изучении временного распределения гамма-излучения, возникающего в результате радиационного захвата тепловых нейтронов ядрами атомов, слагающих горную породу. Преимуществами импульсных методов перед стационарными являются: большая глубинность исследования, более высокая чувствительность к хлорсодержанию пород, меньшее влияние скважины на измерения. Эффективность методов при исследовании пластов, не вскрытых перфорацией, составляет 95%, при определении ВНК в частично перфорированных пластах – 45–50%, при определении обводняющихся перфорированных пластов водами высокой минерализации – 90% (однако, в 55% случаях нельзя выделить границы обводненного интервала) и резко снижается при исследовании скважин, обводняющихся водами низкой минерализации (менее 20г/л). При скорости записи ИННМ менее 150 м/ч возможны записи кривых макросечения S а Кп захвата тепловых нейтронов и пористости пород Кп с систематической погрешностью не более ± 2.5% (относительной) для Sа и ± 1.5% (абсолютной) для Кп. Другой модификацией импульсного метода является кислородный нейтронный активационный метод (КНАМ), который применяется для определения интервалов поступления воды в скважину и интервалов заколонных циркуляций. Метод основан на активации ядер кислорода окружающей среды быстрыми нейтронами, испускаемыми скважинным генератором нейтронов. Регистрируя жесткое гамма-излучение 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 30 активированного кислорода, можно определить содержание кислорода в окружающей среде и направление движения его активированных ядер относительно детектора гамма излучения. Для реализации метода используется двухзондовая аппаратура типа ИГН-36-2, работающая в режиме КНАМ. При измерении этой аппаратурой регистрируется информация в виде скоростей счета (N) на прямом и обратном зондах (N30, N25). Интервалу притока воды в скважину соответствует увеличение показаний на непрерывной диаграмме КНАМ для прямого зонда (N30) и уменьшению показаний для обратного зонда (N25). Определение заколонных перетоков проводится в двух динамических режимах работы скважины – в остановленной и работающей. Критерием заколонных перетоков является отличие измеряемых параметров, зарегистрированных в работающей и остановленной скважине, более чем на 15%. 3.1.2 Методы состава и притока жидкости в стволе скважины Эффективность решения отдельных задач при контроле за разработкой действующих скважин с перфорированными пластами повышается при дополнении комплекса исследований измерениями профиля притока (дебитометрией) и методами, основанными на измерении различных физических свойств поступающей жидкости из пласта. С этой целью были разработаны различные малогабаритные приборы для исследования фонтанирующих и глубиннонасосных скважин, позволяющих выделить отдающую часть перфорированной толщины (термоэлектрические индикаторы притока типа СТД-2, СТД-4), а также количественно оценить дебит отдельных пластов и прослоев (механические дебитомеры типа РГД-1М, ДГД-6Б, Кобра-36, ДГД-8 и др.) и определить наиболее важные параметры жидкости, поступающей из пластов в скважину – ее плотность (гамма-плотномеры типа ГГП-1М, ГГП-3, ГГП-3М), диэлектрическую проницаемость (влагомеры типа ВГД-2, «Кобра-36», беспакерные влагомеры), вязкость (вибрационный вискозиметр ВВН-2), удельную проводимость (индукционный резистивиметр РИС-42) и т.д. 3.1.2.1 Влагометрия Для выделения интервалов поступления воды в скважину широко применяются диэлькометрические влагомеры, принцип действия которых основан на измерении диэлектрической проницаемости водо-нефтяной смеси LC (RC) – генератором, в колебательный контур которого включен измерительный конденсатор проточного типа. Материалы и теоретические расчеты показали, что верхний предел количественного определения влагосодержания ограничивается 50%. При обводнении свыше 50% аппаратура позволяет лишь качественно выделять водоотдающие интервалы. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 31 Существует две разновидности глубинных влагомеров, обладающих различными методическими возможностями: пакерные и беспакерные влагомеры. В беспакерном приборе через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, поэтому беспакерные влагомеры работают на качественном уровне. В пакерном влагомере через датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает эффективность прибора и позволяет использовать его для количественных определений. В газовых скважинах применяются только беспакерные влагомеры. Пакерные влагомеры должны удовлетворять следующим требованиям: - погрешность определения содержания воды в равномерно смешанной гидрофобной смеси не должна превышать ± 3%; - нестабильность работы в течение 6 часов не должна превышать ± 1%; - обнаруживать обводненность нефти при дебите скважины менее 100 м3 /сут и фиксировать приток нефти в гидрофильную среду. Исследуемые интервалы включают как непрерывные, так и точечные замеры влагомером. Непрерывные замеры проводятся в перфорированных пластах с закрытым пакером на спуске, при подъеме прибора запись ведется с полностью открытым пакером. Скорость при общих замерах не более 1000 м/ч, при детальных – 300 м/ч. Основным недостатком всех влагомеров является зависимость их показаний от свойств нефти, воды и структуры водонефтяных смесей, которые зависят от температуры, давления, газонасыщения и могут изменяться по площади и толщине даже одного нефтяного горизонта, что при количественной оценке компонентного состава смеси требует проведения больших тарировочных работ по построению градуировочных зависимостей с учетом всех мешающих факторов. Влагомер локального типа (ВБСТ-2) обладает более высокой чувствительностью к радиальным притокам нефти в колонну обводненной скважины. Эти влагомеры выпускаются диаметром 25 мм и 38 мм и позволяют исследовать как фонтанирующие, так и глубинно-насосные скважины через межтрубное пространство при забойных температурах до 1500 С. 3.1.2.2 Индукционная резистивиметрия Применение резистивиметров основано на измерении электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины, позволяющих выделить гидрофильную (нефть в воде) и гидрофобную (вода в нефти) составляющие и устанавливать положение водонефтяного раздела в скважинах ВНР). 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 32 Исследования индукционным резистивиметром позволяют определить удельную проводимость среды в колонне, положение нефтеводораздела – границу перехода гидрофильной среды в гидрофобную, границы зон гидрофильных водонефтяных смесей с различной концентрацией нефти в воде, границы изменения минерализации воды в колонне. Полученная информация обеспечивает выделение слабых притоков нефти в скважину при содержании воды в колонне более 50% и определение мест поступления воды в колонну различной минерализации, определение капельной и четочной структур течения для гидрофильных смесей. Предъявляемые требования к индукционным резистивиметрам – измерения УЭП в интервале 0.1 – 30 См/м с основной относительной погрешностью не более ± 5%, допустимый коэффициент нелинейной зависимости показаний от УЭП не более ± 5%, погрешность по температуре не более ± 0.5% на 100 С. Скорость записи 400-600 м/ч. Учитывая высокую чувствительность метода к небольшим притокам нефти, индукционный резистивиметр следует применять как метод для выявления слабых притоков нефти через «застойную» воду, как индикатор типа эмульсии. 3.1.2.3 Плотнометрия Одно из свойств, которое может быть использовано для изучения характера и состава жидкости в скважине является плотность, по величине которой можно с большой точностью судить о соотношении отдельных ее компонентов (нефти, воды) в скважине. Разработанная аппаратура, гамма-гамма-плотномера (ГГП) обеспечивает определение плотности жидкости в стволе действующих скважин в диапазоне 0.7-1.2 г/см3 с точностью до +0.01 г/см3 . Различные конструкции для исследования фонтанирующих (ГГП-1, ГГП-2 диаметром соответственно 42 и 32 мм) и глубинно-насосных скважин через межтрубное пространство (ГГП-3 диаметром 25 мм) в настоящее время применяется в комплексе (с механическими дебитомерами типа РГД-1М, ДГД-6Б, термоэлектрическими типа СТД-2, СТД-4) при определении обводненных интервалов перфорированных пластов в условиях любой минерализации пластовых вод. Эффективность исследований данным комплексом составляет около 80%. Однако в условиях низких дебитов пластов, когда образуются «застойные» воды, оказывающие влияние на результаты определения плотности жидкости, поступающей из пласта, интерпретация данных измерений гамма-плотномером становится неоднозначной, а иногда и невозможной. При низких дебитах плотномер имеет пакер. Одним из критериев качества записи является совпадение повторных замеров. При пульсирующем режиме работы скважины воспроизводимость измеряют в зумпфе. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 33 В скважинах с суммарным дебитом жидкости в исследуемом интервале не ниже 120- 160 м3 /сутки, метод плотнометрии уверенно решает задачу выделения интервалов поступления в скважину воды, нефти. Скорость записи при детальных исследованиях 50- 100 м/ч. При наличии данных гидродинамического расходомера о количественной оценке поступающей жидкости из интервалов и отсутствии затрубной циркуляции, по результатам исследования плотномером можно произвести количественную оценку обводненности работающих интервалов. Эффективность комплекса, который включает плотномер, по выделению интервалов обводнения пластов по этой категории скважин составляет 80-90%. В скважинах, в которых суммарный дебит жидкости ниже 120 м3 /сут, метод беспакерной плотнометрии снижает свою эффективность по выделению обводненного интервала. При данном режиме движения двухкомпонентного потока проявляется эффект «гравитационного» разделения на фазы, в результате чего наблюдается завышение обводненности потока в интервале исследования. Это связано с неоднородностью потока жидкости в колонне и наличием «застойной» воды против исследуемого интервала, через которую они работают. При слабых притоках нефти в «застойную» воду нефть всплывает в виде отдельных включений, которые занимают незначительную площадь в общем сечении колонны. Результаты исследований состава жидкости плотномером в таких условиях получаются искаженными и показывают завышенную обводненность против исследуемого интервала по сравнению с промысловыми данными. 3.1.3 Термометрия Термометрия действующих скважин (высокочувствительна термометрия) отличается от традиционной термометрии (геометрия, метод закачки жидкости с контрастной температурой) тем, что измерения проводятся в процессе работы скважины и исследуются тепловые аномалии, обусловленные термодинамическими эффектами при движении флюидов в пласте и стволе скважины. Исследования сводятся к спуску термометра в продуктивный интервал и регистрации распределения температуры вдоль ствола скважины с обязательным перекрытием зумпфа и приема НКТ. Желательно, чтобы прием НКТ был поднят на 40–50 метров выше кровли верхнего перфорированного пласта. В действующей скважине с квазистационарным тепловым полем обязательно регистрируется повторная термограмма и несколько термограмм в остановленной скважине. Масштаб записи температуры 0.050 С/см. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 34 Интерпретация термограмм заключается в выявлении и анализе температурных аномалий. Анализ начинают с зумпфа. При наличии участка ненарушенной геотермы (в действующей скважине обычно на расстоянии более 10 м от подошвы нижнего работающего пласта) определяют градиент температуры. Корреляция градиентов |