курсовой проект. КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Хисамов Динар группа 34. Курсовой проект по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин на тему анализ результатов проведения геологотехнических мероприятий на добывающем фонде ершового месторождения

• Название: Курсовой проект по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин на тему анализ результатов проведения геологотехнических мероприятий на добывающем фонде ершового месторождения
• Анкор: курсовой проект
• Дата: 08.02.2022
• Размер: 2.64 Mb.
• Имя файла: КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Хисамов Динар группа 34.doc
• Тип: Курсовой проект; #355654
• страница: 6 из 10

Из таблицы видно, что на месторождении из числа действующего фонда в основном эксплуатируются скважины с обводненностью более 70 %. Низкодебитных скважин мало – 6 скважин. Большинство скважин работает с дебитом более 100 м³/сут – 66 скважин.

В периодическом режиме работает 9 скважин или 8 % от фонда скважин дающих продукцию.

Коэффициент подачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,2 до 2,4. В близком к оптимальному режиму (К_подачи = 0,6 – 1,2) работает 57 установок или 53 % от работающего фонда (см. таблицу 3.5).

На скважинах, работающих с К_подачи от 0,1 до 0,6 (№№ 3021, 5039, 2732, 2734, 2789, 2918, 2522, 7193, 7118, 7220, 7228, 7234, 7166), рекомендуется провести ревизию подземного оборудования, произвести ОПЗ или смену ЭЦН - на меньший типоразмер.

Таблица 3.5

Распределение К_подачи скважин, оборудованных УЭЦН на Ершовом месторождении

Коэффициент подачи	0.1 – 0.3	0.4 – 0.6	0.6 – 1.2	Более 1.2	всего
Количество скважин: шт. %	3 3	10 9	57 55	35 33	105 100

Скважины, имеющие К_подачи более 1.3, работают в основном с обводненностью от 90 до 99 % и оптимизацию на форсирование дебита проводить на этих скважинах не рекомендуется.

На Ершовом месторождении в 2012 г. было 167 отказов скважин, оборудованных УЭЦН. Коэффициент отказности был равен 1,18 ед. Одной из причин отказов УЭЦН является увеличение глубины спуска насосных установок.
2.5. Контроль за разработкой Ершового месторождения

Задачи контроля за разработкой и выработки запасов нефти методами промысловой геофизики продуктивных залежей Ершового месторождения направлены на получение максимальной информации о геолого-физических характеристиках продуктивных пластов для решения оперативного регулирования процессом эксплуатации сложного объекта. Также необходимо предусмотреть мероприятия с целью контроля энергетического состояния эксплуатационных объектов и установления закономерностей выработки запасов нефти²⁰.

В соответствии с «Методическими указаниями» (РД 153-39.0-109-01, Москва, 2002г.), утвержденными и введенными в действие с 01.03.2002 г. приказом Минэнерго России от 5.02.2002 г. № 30, для изучения процесса выработки запасов нефти нефтяных месторождений проводится следующий обязательный минимальный комплекс промыслово - геофизических методов:

• 
  механическая дебитометрия (расходометрия) и индикация притока жидкости в ствол скважины (АКИС-36);
  
• 
  термометрия (ТДА, ТЭГ-36 и др.);
  
• 
  плотнометрия, влагометрия, резистивиметрия;
  
• 
  импульсный нейтрон - нейтронный метод (АИНК-43);
  
• 
  радиоактивные методы (НКТ, ГК) совместно с магнитным локатором муфт.
  

Эти методы проводятся с целью определения профиля отдачи (приемистости), выявления работающих и обводняемых интервалов, изучения технического состояния эксплуатационной колонны и затрубного пространства, оценки текущего характера насыщения разрабатываемых пластов, уточнения местоположения интервалов перфорации.

Для получения достаточной по объему и удовлетворительной по качеству информации при современном техническом оснащении, ограничивающим возможности исследовательской службы предприятия, рекомендуется создать опорную сеть контрольных скважин, по контролю за текущим характером насыщения продуктивной части объекта. Рекомендуемая сетка скважин: 2570, 2502, 7016, 2690, 7199, 7056, 7220, 7164, 217, 7146, 7124, 7104, 2571.

Особо следует отметить необходимость качественной подготовки скважин для проведения ПГИ, включающую в себя своевременную очистку забоя, эффективные способы возбуждения скважин и недопустимость сокращения комплекса ГИС.

Добывающие скважины. Эксплуатация скважин месторождения ведется только механизированным способом и поэтому проведение промыслово-геофизических исследований возможно после подъема насоса, в основном, в период ремонта. При этом на состав притока при исследованиях сказывается остановка скважины, при которой перфорированные пласты обычно задавлены солевым раствором, проникающим в породы-коллекторы на разную глубину. Причем даже отработка скважины с помощью компрессора не позволяет вывести скважину на режим механизированной эксплуатации. Поэтому после проведения методов потокометрии возникает ложное представление о том, что обводнением охвачена вся толщина пласта, хотя действительная картина обводнения пласта может быть иной.

Для более достоверного определения работающих и обводняемых интервалов необходимо проведение замеров пластоиспытателем, позволяющим оценить состояние фильтрационных свойств прискважинной зоны пласта и его потенциальную и фактическую продуктивность, в комплексе с исследованиями дебитометрией и методами, изучающими состав жидкости (ВГД, РИС, ГГП - пакерный). Особенно это важно в условиях сложных низкопроницаемых пород-коллекторов горизонта ЮВ₁ и пласта БВ₁₀.

Для повышения эффективности состава, поступающего из пласта жидкости в низкодебитных механизированных скважинах после подъема ШГН (ИШГ) необходимо внедрение исследований пакерным плотномером (ГГП-1). Увеличение скорости движения нефти за счет уменьшения диаметра колонны или пропуска движущейся жидкости через датчик ограниченного диаметра за счет пакеровки позволит исключить влияние «застойной» воды на показания плотномера.

Определение работающих интервалов в обводненных скважинах затруднено из-за сложной структуры потока флюида в стволе скважины, составные части (нефть, вода) которого двигаются с разной скоростью. Кроме того, после поднятия насоса изменяется режим работы скважины и снижается ее дебит. Исследования в таких скважинах должны проводиться гидродинамическими дебитомерами, имеющими различный порог реагирования (чувствительности) к поступающему в ствол пластовому флюиду, то есть необходимо проводить комплексные исследования приборами РГТ-1 и ДГД-8. При этом комплекс исследований обязательно должен включать замеры термометром, термоэлектрическим индикатором притока (СТД), влагомером и плотномером.

В скважинах с резким нарастанием обводнения продукции основной задачей, стоящей перед промыслово-геофизическими методами, кроме определения работающих интервалов, является выявление обводненных

пропластков. Для решения такой задачи наряду с методами потокометрии наиболее целесообразно использовать методы радиометрии. Для этого после подъема насоса и остановки скважины, задавливанием солевого раствора в интервал перфорации, проводятся исследования стандартным методом нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (НКТ-50) совместно с термометрией. Затем замеры проводятся после отработки скважины с помощью компрессора. Такая методика проведения работ позволит наиболее достоверно определить максимально поглощающие соленую воду интервалы из-за большей фазовой проницаемости по воде. А также выявить наличие (отсутствие) затрубного перетока пластовой воды.

Для второй стадии разработки исследования добывающих скважин проводятся 1 раз в 2 года. При проведении ремонта или ГТМ с изменением режима эксплуатации, состояния призабойной зоны, сменой оборудования, с изоляцией или приобщением пласта исследования проводятся до начала и после проведения работ.

Нагнетательные скважины. Основной комплекс ГИС нагнетательных скважин включает расходометрию (РГД-4, РГД-5, РГТ-1, и др.), термометрию (ТЭГ-36, ТДА и др.), локатор муфт, гамма-метод (нейтронный метод - НКТ).

В качестве дополнительных методов ГИС, позволяющих достоверно определить интервалы поглощения нагнетательной воды и установить наличие (отсутствие) затрубного перетока воды в неперфорированные проницаемые интервалы, необходимо использовать закачку меченой жидкости (Br82, Na24, J131, Fe59 и др.). При этом наиболее целесообразна закачка обычного хлористого раствора (NaCl, CaCl₂) с минерализацией 150-250 г/л²¹.

Ежегодный охват исследованиями нагнетательных скважин должен составлять не менее 25 % действующего фонда.

Контроль текущего характера насыщения. Контрольные скважины с неперфорированной колонной в интервалах изучаемых объектов отсутствуют. Тем самым нет возможности проведения исследований по контролю насыщения пород-коллекторов импульсным нейтрон-нейтронным методом, а также углерод-кислородным методом (СО), широко применяемым в последние годы для определения текущего характера насыщения на месторождениях Западной Сибири. Углеродно-кислородный каротаж основан на регистрации и последовательном анализе спектров неупругого взаимодействия быстрых нейтронов с ядрами углерода, кислорода и некоторых других элементов. Разность значений между показаниями углеродно-кислородного каротажа по воде и нефти зависит от нефтенасыщенности и пористости²².

3.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1. Конструкция скважин

Существует несколько видов скважин:

• 
  нефтяные
  
• 
  газовые
  
• 
  газоконденсатные
  
• 
  нагнетательные
  
• 
  наблюдательные, контрольные.
  

Конструкция скважин должна отвечать следующим требованиям:

1. 
   Обеспечивать механическую устойчивость стенок ствола скважин и надежность разобщения всех пластов друг от друга (нефть, газ, вода и т.д.), обеспечивать доступ к забою скважин спускаемого оборудования, недопущение обрушения породы
   
2. 
   Эффективную и надежную гидродинамическую связь к забою скважин с продуктивным пластом
   
3. 
   Возмещать герметизацию устья скважины и напряжение извлекаемой продукции в системе сбора, подготовки нефти и газа или нагнетания в пласт реагента воздействия
   
4. 
   Возмещать проведение в скважинах исследования, геолого-технических мероприятий, ремонтно-профилактических и других работ.
   

Конструкция скважин определяется геологическим строением разреза, наличием несовместимых условий бурения, значением скважин, добывающими возможностями пластов, наличием или отсутствием близкорасположенных газовых и водоносных пластов²³.

На Ершовом месторождении применяются следующие конструкции скважин (рис. 4.1):

Направление диаметром 324мм глубина спуска 50-60м. Предназначено для предотвращения размыва устья и организации замкнутой циркуляции бурового раствора, цемент до устья.

Кондуктор диаметром 245мм глубина спуска 450-500м и глубже, при условиях перекрытия интервала люлинворских глин и установки башмака кондуктора на 50м ниже подошвы люлинворских глин. Цементируется до устья.

Эксплутационная колонна диам.168(146мм) спущенная на 50м ниже подошвы эксплуатационного объекта. Глубина спуска колонны на пласт ЮВ₁-260м. Типоразмеры обсадных труб подбираются с расчетом нагрузок и справочными прочностными характеристиками. Направления собираются из труб отечественного производства по ГОСТ 632-80.

Кондуктор составляется из труб ОТТМБ – трапецеидальной резьбовой в исполнении Б.

Эксплуатационная колонна составляется из обсадных труб:

• 
  в добывающих скважинах по ГОСТ 632-80 с нормальной резьбой;
  
• 
  в газлифтных скважинах ОТТМБ или «БАТРЕСС»;
  
• 
  в газоводонагнетательных скважинах – высокогерметичные.
  

Резьбовое соединение «БАТРЕСС» с тефлоновыми уплотнениями для герметизирующих резьбовых соединений труб отечественного производства используется смазка Р-402, резьбовые соединения труб импортного производства уплотняются в соответствии с инструкциями фирм производителей²⁴.

Оснастка обсадных колонн производится в соответствии с регламентом на строительство нефтяных скважин и предусматривает установку центартов, использования направлений башмаков, обратных клапанов.

Если расстояние между нефтенасыщенным и водонасыщенным пластом менее 10м рекомендуется установка заколонного разобщающего пакера.

Дн=324 мм Дк=245мм Дэ=168(146)мм

















направление




Lн=60м






















кондуктор

Lк=500м








эксплуатационная

колонна





Lэ=на 50 м ниже подошвы объекта

Рис. 4.1 Схема конструкции типовой скважины

Предлагаются следующие конструкции скважин табл.4.1.
Таблица 4.1

Конструкции скважин

Тип ствола	Старый ствол			Новый ствол
Наименование колонн	Направ	Кондуктор	Экспл. кол	Хвостовик
Диаметр, мм	324	245	168(146)	144(89)
Глубина спуска	50	500	1800	2400