Проблемная эксплуатация залежи нефти. Реферат Диплом Содержит страниц машинописного текста, в т ч. 22 рисунка, 38 таблиц, 7 графических приложения

• Название: Реферат Диплом Содержит страниц машинописного текста, в т ч. 22 рисунка, 38 таблиц, 7 графических приложения
• Анкор: Проблемная эксплуатация залежи нефти
• Дата: 28.09.2022
• Размер: 1.16 Mb.
• Имя файла: Probnaya_expluatatsia_zalezhi_nefti_na_mestorozhdenii_Severny_Nu.doc
• Тип: Реферат; #703006
• страница: 11 из 33

3.2 Анализ гидродинамических исследований скважин

3.2.1 Оценка продуктивности скважин методом установившихся отборов

За период пробной эксплуатации 27.04.2008-01.01.2009 гг. на месторождении Северный Нуралы были проведены 4 исследования методом установившихся отборов (МУО) с целью оценки продуктивности добывающих скважин по 4 добывающим скважинам №№ 4, 9, 12 и 133.

Режим работы фонтанных скважин регулировался путём изменения депрессии (смены штуцеров). Обработка и интерпретация полученных данных проводилась специалистами двух компаний: АО "НИПИнефтегаз" и ТОО "CNEC", результаты гидродинамических исследований приведены в таблице 3.2.1. Скважина №4 была исследована на 3-х режимах: диаметр штуцера 8, 10, 12 мм. На рисунке 3.2.1 приведёна индикаторная диаграмма, построенная по результатам исследования. Коэффициент продуктивности по жидкости составил 10.9 м³/ (сут*МПа).


Рисунок 3.2.1 - Месторождение Северный Нуралы. Индикаторная диаграмма по скважине №4
Скважина №9 была исследована на 2-х режимах: диаметр штуцера 6, 8 мм. На рисунке 3.2.2 приведена индикаторная диаграмма, построенная по результатам исследований. Коэффициент продуктивности по жидкости составил 4.2 м³/сут*МПа.


Рисунок 3.2.2 - Месторождение Северный Нуралы. Индикаторная диаграмма по скважине №9
Скважина №12 была протестирована на штуцерах диаметром: 6, 8, 10 мм. Индикаторная кривая показана на рисунке 3.2.3 Коэффициент продуктивности по жидкости составил 22.1 м³/ (сут*МПа).


Рисунок 3.2.3 - Месторождение Северный Нуралы. Индикаторная диаграмма по скважине №12
Скважина №133 была исследована на 3-х режимах.

Исследования провели на штуцерах диаметром: 6, 8, 10 мм, индикаторная кривая показана на рисунке 3.2.4 Коэффициент продуктивности по жидкости составил 9 м³/ (сут*МПа).


Рисунок 3.2.4 - Месторождение Северный Нуралы. Индикаторная диаграмма по скважине №133
Следует отметить, что полученные двумя компаниями результаты коэффициентов продуктивности отличаются незначительно (см. табл.3.2.1). При режимных исследованиях по всем скважинам наблюдалось снижение забойного давления ниже давления насыщения, принятого в ППЭ равным 18.7 МПа.

После проведения исследований МУО в скважинах №№4, 9, 12, 133 п

ровели исследования методом восстановления давления (регистрация КВД).

3.2.2 Оценка фильтрационно-ёмкостных свойств пластов-коллекторов методом восстановления давления

В течение рассматриваемого периода (27.04.2008-01.01.2009 гг.) с целью оценки фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЁС) пластов-коллекторов было проведено 9 исследований методом восстановления давления по 9 скважинам №№ 2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 116 и 133. Обработка и интерпретация полученных данных проводилась специалистами двух компаний: АО "НИПИнефтегаз" и ТОО "CNEC".

В АО "НИПИнефтегаз" обработка кривых восстановления давления проводилась в программном обеспечении Saphir версия 3.00.14 компании "Kappa Engineering", в ТОО "CNEC" в программном обеспечении Saphir версия 3.20 компании "Kappa Engineering".

Обработка данных КВД для сравнения по скважине проводилась несколькими методами: в полулогарифмических координатах (P,log (tp+dt) - log (dt)), методом "Semi-log" и в дважды логарифмических координатах "log-log" В процессе адаптации выбранных моделей были определены фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЁС) продуктивных пластов в районе скважин (см. приложение 7).

В результате интерпретации исследований, обработанных специалистами компании АО "НИПИнефтегаз", были получены значения ФЁС по скважинам приведенные в таблице 3.2.1.

Скважины останавливали для регистрации КВД от 6 до 19 дней. В скважине 8 был осуществлён прямой замер манометром пластового давления, которое составило 21.6 МПа. Замеренное давление соответствует начальному пластовому давлению (даже несколько выше - на 0.6 МПа). Это объясняется тем, что данная скважина находится в консервации.

По результатам обработки исследований методом восстановления давления компаниями АО "НИПИнефтегаз” и ТОО "CNEC” полученные результаты по основным параметрам имеют небольшие различия (см. таблицу 3.2.1).

Средняя проницаемость пластов-коллекторов составила 0.029-0.0001 мкм², коэффициент продуктивности - 0.9-22.1 м³/ (сут*МПа), коэффициент пьезопроводности - 0.01-0.23 м²/с, коэффициент гидропроводности - 0.01-1.2 мкм²*м/ (мПа_*с).

С целью оценки состояния призабойной зоны скважин (ПЗС) определена величина скин-фактора. По этому параметру отмечается наибольшее различие по оценкам АО "НИПИнефтегаз” и ТОО "CNEC”. Отрицательный скин-фактор, характеризующий улучшенные фильтрационные свойства пластов прискважинной зоны, по отношению к более удаленной части пласта, получен по результатам обработки ТОО "CNEC” в 5 скважинах, по данным АО "НИПИнефтегаз” - только в 2-х (см. табл.3.2.1).

В процессе пробной эксплуатации, кроме исследований МУО и КВД, в скважинах (№№2, 3, 4, 7, 8, 9, 10, 12, 116, 133) были проведены исследования по замерам градиентов давления и температуры, значения которых указаны в таблице 3.2.1 Средний градиент температуры составил 0.03 ⁰С/метр, средний градиент давления - 0.005 МПа/метр.