методичка. Введение. 2 Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений

• Название: Введение. 2 Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений
• Дата: 25.11.2022
• Размер: 0.63 Mb.
• Имя файла: методичка.doc
• Тип: Документы; #811242
• страница: 1 из 4

Введение. 2

1.Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений. 3

1. 
   Метод термометрии…………………………………………………… 3
   
2. 
   Метод механической расходометрии………………………………… 4
   
3. 
   Метод влагометрии (диэлькометрия)………………………………. 5
   
4. 
   Метод индукционной резистивиметрии…………………………….. 5
   
5. 
   Метод термокондуктивной резистивиметрии………………………. 6
   
6. 
   Метод барометрии…….……………………………………………….. 7
   
7. 
   Метод шумометрии……………………………………………………. 7
   
8. 
   Метод плотнометрии………………………………………………….. 8
   
9. 
   Метод меченого вещества…………………………………………….. 8
   
10. 
    Метод электромагнитной локации муфт…………………………….. 9
    
11. 
    Метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии……… 9
    
12. 
    Метод гамма-гамма цементометрии…………………………………. 10
    
13. 
    Метод акустической цементометрии………………………………… 10
    
14. 
    Метод интегрального гамма-каротажа ……………………………… 11
    
15. 
    Методы нейтронного каротажа………………………………………. 12
    
16. 
    Методы импульсного нейтронного каротажа……………………….. 13
    

2.Задачи, решаемые геофизическими методами при контроле за разработкой нефтяных месторождений. 14

2.1 Исследование процесса вытеснения нефти в пласте. 14

• 
  контроль за перемещением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности …….……………………………………………….…....14
  

• 
  контроль за продвижением фронта закачиваемых вод…………….….…. 16
  
• 
  количественная оценка коэффициента текущей и остаточной нефтенасыщенности…………………………………………….…....17
  

• 
  контроль за продвижением газонефтяного контакта……………..….…. 18
  

2.2. Изучение эксплуатационных характеристик пласта. 18

• 
  выделение интервалов притока (поглощения) …………….………….…....19
  
• 
  определение профиля притока и профиля приемистости.……..…….…....21
  
• 
  выявление обводненных интервалов и установление источника обводнения…………………...….……………………………………………….…....22
  

• 
  определение энергетических параметров пласта….….….………….…....23
  

2.3. Исследование технического состояния скважин. 25

• 
  общие исследования....….……………………………………………….…....25
  
• 
  специальные исследования. …………………………………………….…....26
  

2.4.Исследование скважин для выбора оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования. 27
Литература 30

Введение.

Геофизические исследования при контроле разработки месторождений существенно отличаются от геофизических работ, проводимых в бурящихся необсаженных скважинах. Обусловлено это тем, что при контроле исследуются различные категории скважин при различных режимах их работы, используются различные технологии исследований и, наконец, часто каждая обсаженная скважина, как объект измерений, требует индивидуального подхода как к методике, так и к интерпретации полученных данных. Тогда как при исследовании необсаженных скважин и интерпретации результатов их исследования чаще используются типовые шаблоны, стандарты.

Сегодня, когда реальная ситуация в отрасли такова, что объемы бурения падают, значимость геофизического контроля за разработкой месторождений для снижения темпов добычи и ее последующей стабилизации существенно возрастает. Бурный рост потребления нефти, отсутствие естественного воспроизводства и ограниченность запасов ее на Земле вынуждают предпринимать энергичные усилия к более полному извлечению нефти из недр. В связи с этим очень важной в области разработки нефтяных месторождений является проблема повышения нефтеотдачи и оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. Определение параметров выработки нефтяных пластов позволяет решить эти задачи.

Данное учебное пособие состоит из двух разделов. В первом разделе описаны методы контроля за разработкой нефтяных месторождения, кратко рассмотрены их физические основы и аппаратура. Во втором разделе приведены задачи, решаемые данными геофизическими методами.

1. 
   Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений.
   

1.1 Метод термометрии

Термометрия является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при исследовании эксплуатационных характеристик пласта.

Термометрия применяется для:

• 
  выделения работающих (отдающих и принимающих) пластов;
  
• 
  выявления заколонных перетоков снизу и сверху;
  
• 
  выявления внутриколонных перетоков между пластами;
  
• 
  определения мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины;
  
• 
  определения нефте-газо-водопритоков;
  
• 
  выявления обводненных пластов;
  
• 
  определения динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве;
  
• 
  контроля работы и местоположения глубинного насоса;
  
• 
  определения местоположения мандрелей и низа НКТ;
  
• 
  оценки расхода жидкости в скважине, оценки Р_пл и Р_нас ;
  
• 
  определение Т_пл и Т_заб;
  
• 
  контроля за перфорацией колонны;
  
• 
  контроля за гидроразрывом пласта.
  

В перфорированных пластах термометрия применяется для вы­деления интервалов притока (приемистости), определения отдаю­щих (поглощающих) пластов и установления интервалов обвод­нения. В неперфорированных пластах термометрия служит для прослеживания местоположения температурного фронта закачи­ваемых вод.

К достоинствам термометрии скважин относятся:

• 
  возможность исследования объектов, перекрытых лифто­выми трубами;
  
• 
  возможность получения информации о работе пласта, недоступного для исследования в действующей скважине (например, в скважинах, эксплуатирующихся с помощью электропогружных центробежных насосов, при высоких устьевых давлениях и т.п.), по измерениям, выполненным в остановленной скважине, после ее глушения и извлечения технологического оборудования;
  
• 
  выявление слабо работающих перфорированных пластов, когда другие промысловые методы не эффективны;
  
• 
  выявление интервалов обводнения независимо от минера­лизации воды, обводняющей пласт;
  
• 
  возможность более точной отбивки подошвы нижнего от­дающего (поглощающего) интервала в действующей скважине по сравнению с методами, исследующими состав и дебит смеси.
  

Круг потенциально решаемых задач и объемы исследований для термометрии наибольшие. Это позволяет считать термометрию одним из основных методов в комплексе геофизических методов, что обусловлено его высокой информативностью. Высокая информативность, в свою очередь, связана с высокой чувствительностью термометров к различного рода изменениям состояния скважины и пласта. В этом достоинство и недостаток метода. Поэтому для обеспечения эффективной интерпретации результатов исследования необходимо глубокое знание физических и методических основ.
Физические основы метода

Распределение естественной температуры пород по глубине характеризуется геотермой  температурной кривой, записанной в простаивающей скважине, удаленной от мест закачки и отбора флюида. Геотерма принимается за базисную температурную кривую. Сопоставление термограмм скважин с геотермой позволяет по расхождению между ними выделять интервалы нарушения теплового равновесия, вызванного процессами, происходящими в пласте и стволе скважины, и по характерным отличиям судить о причине нарушения теплового равновесия.

При отсутствии геотермы по данной сква­жине используется типовая геотерма для данного месторождения. (В наклонных скважинах типовая геотерма перестраивается с учетом угла наклона данной скважины.)
Аппаратура

Для измерения температуры применяют термометры сопротивления, спускаемые на геофизическом кабеле. Существуют термометры двух типов: высокочувствительные и с обычной чувствительностью до 0.3 град. Действие основано на изменении сопротивления металлического проводника с изменением температуры.

Термометр сопротивления комплексируют с приборами остальных методов ГИС. Он является частью технологического блока в сборках модулей.

2. 
   Метод механической расходометрии
   

Измерения механическими расходомерами производят для следующих целей:

• 
  выделение интервалов притока или приемистости в дейст­вующих скважинах;
  
• 
  выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;
  
• 
  распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интер­валами;
  
• 
  получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.
  

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора скважине из-за наличия пакера или сужений.

Физические основы метода

Программа работ для установления распределения суммарного дебита по пластам предусматривает запись непрерывной кри­вой и измерения на точках.

Непрерывная диаграмма записывается в интервалах перфора­ции и прилегающих к ним 10-20 метровых участках ствола.

Точечные измерения проводятся в перемычках между исследуе­мыми пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации, на участках, характеризующихся постоянством показаний прибора на непрерывной кривой.

Дифференциальная дебитограмма, характеризующая распреде­ление дебитов по отдельным интервалам притока (приемистости), представляется в виде ступенчатой кривой – гистограммы, полу­чаемой путем перестройки интегральной дебитограммы.

При исследованиях скважины на нескольких установившихся режимах строят индикаторные кривые в виде зависимости дебитов (расходов) пластов в м³/сут от величины забойного дав­ления.

По результатам изучения скважины в период восстановле­ния пластового давления строят кривые спада дебита: по оси абс­цисс откладывают время замера после закрытия скважины в с, по оси ординат – величину дебита в см³/с или в м³/сут (т/сут).
Аппаратура

Из механических дебитомеров-расходомеров на практике применяются в основном приборы с датчиками турбинного типа – свободно вращающейся вертушки. Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы. Скорость вращения вертушки пропорциональна объемному расходу смеси.

Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние – только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока через измерительную камеру, в которую помещена турбинка.

Комплексируют с термокондуктивной расходометрией и другими методами изучения «притока-состава».
1.3. Метод влагометрии (диэлькометрия).

Метод влагометрии применяют:

• 
  для определения состава флюидов в стволе скважины;
  
• 
  выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей;
  
• 
  установления мест негерметичности обсадной колонны;
  
• 
  при благоприятных условиях – для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.
  

Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60 % метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.
Физические основы метода
Использование диэлькометрической влагометрии для иссле­дования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости.

Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока.
Аппаратура

Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC или RC- генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты.

В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные – для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры – беспакерные.

Комплексируется с другими методами в рамках комплекса для оценки «притока-состава».
1.4. Метод индукционной резистивиметрии

Индукционная резистивиметрия применяется:

• 
  для определения состава флюидов в стволе скважины;
  
• 
  выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое;
  
• 
  установления мест негерметичности колонны;
  
• 
  разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий;
  
• 
  определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси.
  

Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости.
Физические основы метода.

Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного элект­рического сопротивления или проводимости.
Аппаратура.

Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух – возбуждающей и приемной – тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется черех жидкость, находящуюся вокруг датчика.

Существуют две модификации резистивиметров:

а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназна­ченные для измерения удельной проводимости;

б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

Прибор комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке «притока-состава».
1.5. Метод термокондуктивной резистивиметрии

Метод термокондуктивной дебитометрии применяют:

• 
  для выявления интервалов притоков или приемистости флюидов;
  
• 
  установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;
  
• 
  для оценки разделов фаз в стволе скважины.
  

Недостатки метода связаны с ненадежностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения (повышенная чувствительность к радиальной составляющей потока), температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока.
Физические основы метода

Сущность метода заключается в измерении температуры перегретого относительно окружающей среды датчика. При изменении относительной скорости датчика и потока жидкости увеличивается теплоотдача от датчика в окружающую среду и соответственно уменьшается температура регистрации. По мере охлаждения чувствительность к притокам ослабевает, поэтому оптимальный интервал записи не должен превышать 100м. Лучше всего по СТИ отбивается нижний работающий пласт. Перегрев в современных датчиках 5, но для четкого определения работающих интервалов д.б. около 25.

На показания метода оказывает влияние и состав жидкости работающего пласта.

Поскольку коэффициент теплоотдачи от датчика в воде в 2 раза меньше, чем в нефти, то при переходе из воды в нефть происходит разогрев, на термодебитограмме можно увидеть границу перехода воды к нефти. (В случае, если в подошве пласта вода; если в пласте смесь – ступеньки не увидим).

Измеряемая величина – электрическое сопротивление, единица измерения – Омм.
Аппаратура

Термокондуктивный дебитомер представляет собой один из видов термоанемометров – термокондуктивный анемометр, рабо­тающий в режиме постоянного тока. Термодатчиком в приборе служит резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей тем­пературу окружающей среды. Величина приращения температуры термодатчика, позволяющая судить о скорости потока, опреде­ляется по измерениям приращения либо сопротивления датчика (прибор СТД-2), либо частоты, когда, датчик включен в ча­стотно-зависимую схему (прибор ТЭД-2).
1.6. Метод барометрии

Метод барометрии применяют:

• 
  для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты;
  
• 
  определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления;
  
• 
  оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси.
  

Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока.
Физические основы метода

Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени.
Аппаратура

Измерения выполняют глубинными манометрами, ко­торые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и диф­ференциальные. Их подразделяют также на манометры с авто­номной регистрацией, которые опускают на скребковой прово­локе, геофизическом кабеле (с последующим оставлением на якоре в заданном интервале) или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие на геофизическом кабеле.

Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные.

Прибор барометрии применяют в сборке приборов «притока-состава».
1.7. Метод шумометрии

Метод акустической шумометрии применяют:

• 
  для выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами;
  
• 
  интервалов заколонных перетоков газа;
  
• 
  выявления типа флюидов, поступающих из пласта.
  

Ограничения связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.
Физические основы метода

Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе сква­жины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды.
Аппаратура

Чувствительным элементом акустической шумометрии является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), распо­ложенный в отдельном модуле сборки «притока-состава» или кон­структивно совмещённый с одним из приёмников акустической цементометрии (в последнем случае измерения проводят отдель­ной спускоподъёмной операцией при выключенном излучателе).
1.8. Метод плотнометрии

Плотностной гамма-каротаж применяют:

• 
  для определения состава жидкости в стволе скважины;
  
• 
  выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).
  

Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины.

Физические основы метода

Гамма-гамма-плотнометрия основана на регистрации интенсивности проходящего через скважинную среду излучения от ампульного изотопного гамма-источника. Интенсивность регистрируемого излучения определяется поглощающими свойствами скважинной среды и находится в обратной зависимости от плотности смеси в стволе скважины.
Аппаратура