|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Контроль за разработкой месторождения
Объем, виды и периодичность исследований скважин горизонта БС10 планируются в соответствии с «Регламентом комплексного контроля за разработкой месторождений Главтюменьнефтегаза», утвержденного еще в 1987г. новых регламентирующих документов пока не появилось. Объем гидродинамических исследований горизонта БС10, выполненный ЦНИПРом НГДУ «Юганскнефть» за период 1998 - 2000гг. представлен в таблице 3.13. Таблица 3.13. Виды и объем фактических и плановых гидродинамических исследований горизонта БС10 за 1998-2000гг.
Из таблицы видно, что добывающим и нагнетательным скважинам пласта БС10 контроль за изменением динамических и статических уровней и пластовых давлений осуществляется в достаточном количестве скважин, соответствующем требованиям Регламента. Замеры пластовых давлений в пьезометрических и контрольных скважинах составляют около 50% от требуемых по Регламенту. Контроль за энергетическим состоянием залежей. Изменение энергетического состояния пласта БС10 прослеживается по картам изобар, построенных по данным периодических замеров пластовых давлений (статических уровней) в добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных скважин. Пластовые и забойные давления в добывающих скважинах, оборудованных ЭЦН и ШГН, определяется расчетным путем по замеренным статическому и динамическому уровням. «Методика обработки результатов гидродинамических исследований скважин», утвержденная главным геологом НГДУ «Юганскнефть» в 1997 году излагает порядок расчета и содержит упрощенный подход к составу газожидкостной смеси и процессам, происходящим в стволе насосной скважины в период ее работы и остановки, что в конечном итоге отражается на информативности получаемых результатов. Опыт анализа в СибНИИНП различных методик расчета по уровням забойных и пластовых давлений показывает, что в данном случае информативность результатов будет выражаться в завышенных значениях определенных Рпл и Рзаб. Кроме расчетов, на информативность результатов оказывают влияние нарушения технологии исследования, неточность определения уровня, неисправность устьевого оборудования, его не герметичность. При построении карт изобар из общего числа расчетных пластовых давлений 25¸ 30% как правило исключаются как неинформативные. В таблице 3.14 представлен анализ карты изобар по пласту БС10 на 01.01.00г. Таблица 3.14. Количество замеров пластовых давлений по горизонту БС10.
Из таблицы 3.14 видно, что неинформативны после расчетов по значениям статических уровней 26% замеров. Контроль за изменением продуктивности скважин и параметров пласта Добывающие скважины Коэффициенты продуктивности механизированных скважин определяются по кривым восстановления уровня (КВУ). Результаты исследования обрабатываются методом М. Маскета. Отмечая простоту метода, следует помнить о его приближенности, так как он основан на разновидности метода последовательной смены стационарных состояний. Предполагается что радиус влияния скважины постоянен, жидкость несжимаема, возмущение у стенки скважины мгновенно распространяется на расстояние, равное радиусу влияния скважины. На приближенность метода указывает и сам М. Маскет. При обработке КВУ необходимо знать статический уровень, который не всегда можно достаточно точно определить, так как для этого нужно выдерживать скважину очень долгое время. Завышенные или заниженные значения Нст приводят к искривлению КВУ при ее построении в координатах lnDH – t(сек). По горизонту БС10 за период с 1998 по 2000 год включительно выполнено 650 определений коэффициента продуктивности в 390 скважинах, распределенных равномерно по залежи. Среднее значение коэффициента продуктивности по горизонту БС10, на 01.10.00г. составляет 0, 28 м3/сут× ат. На 01.01.85г. он составлял 1, 28 м3/сут× ат. За истекший период произошло снижение коэффициентов продуктивности по отдельным скважинам и по залежи в целом. В таблице 3.15 представлена динамика коэффициентов продуктивности по отдельным скважинам горизонта БС10. Параметр гидропроводности в течение 1995¸ 2000гг. по добывающим скважинам не определялся, изменение его в зависимости от отдельных факторов не контролируется. Определение гидродинамических параметров пласта в механизированных скважинах представляет определенную сложность, связанную как с технологией исследований, так и с выбором методики для обработки результатов. В настоящее время СибНИИНП имеет возможность предложить технологию исследований механизированного фонда скважин методом волнометрирования, методики и программы обработки результатов на ПЭВМ, позволяющие определить точное положение уровня, скорость звуковой волны, давление на приеме насоса, забойное, пластовое давления, коэффициенты продуктивности, гидропроводности, оценить состояние призабойной зоны пласта (ПЗП). Разработана методика и программа оценки скин-эффекта в малодебитных не фонтанирующих скважинах. Таблица 3.15. Изменение коэффициента продуктивности за 1998 – 2000гг.
Нагнетательные скважины Не определялись параметры, характеризующие ПЗП и изменение ее за время работы нагнетательной скважины. Исследования с целью контроля оптимального нагнетания также не проводились. Выводы: 1. Виды, объем, периодичность гидродинамических исследований планируются и осуществляются на основании «Регламента комплексного контроля…» 2. Контроль за энергетическим состоянием залежи, за исключением пьезометрических и контрольных скважин, по объему исследования удовлетворяет требованиям Регламента. 3. Методика расчета Рпл давлений по замеренным уровням выдает до 26% неинформативных результатов. 4. Контроль за изменением продуктивности добывающих скважин в течение 1998¸ 2000гг. по объему и распределению по залежи соответствует требованиям Регламента. 5. Среднее значение коэффициента продуктивности на 01.10.00г. по горизонту БС10 составляет 0, 28 м3/сут× ат. 6. Гидропроводность, ее изменение и параметры, характеризующие состояние ПЗП, ее изменение от воздействия различных факторов как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, не определяются. Рекомендации: 1. Увеличить охват пьезометрических и контрольных скважин замерами пластовых давлений до 100%. 2. Гидродинамические исследования добывающих скважин проводить как с целью накопления информации о продуктивности и гидродинамической характеристиках скважин и пласта, так и целью контроля за их изменением в зависимости от времени разработки, обводненности, мероприятий по воздействию на ПЗП. 3. Внедрить методики обработки данных исследования не фонтанирующих скважин, отвечающие современным требованиям по определению давлений, продуктивности, гидропроводности, параметров, характеризующих ПЗП, с наилучшей их точностью. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Описание ГРП Гидравлический разрыв пластов - это одна из наиболее широко применяемых технологий повышения продуктивности, используемых на нефтяных и газовых скважинах. Теория гидравлического разрыва пластов совершенствовалась на протяжении многих лет. Со времени проведения первого ГРП в 1949 году совершенствование химических реагентов, оборудования и технологий сделали процесс гидроразрыва пластов надежным и предсказуемым процессом. Постоянные инженерные и научные исследования не оставляют сомнений в том, что в будущем времени технологии проведения работ и применяемые материалы будут еще более усовершенствованы. Гидравлическим разрывом пласта называется процесс, при котором давление жидкости воздействует на скальные пластовые породы, вызывая их разрушение и образование в них трещин. После того, как скальные породы разрушены, продолжающееся воздействие давления жидкости удлиняет трещину разрыва от первоначальной точки разрушения пород. К закачиваемой жидкости добавляется заполняющий материал, например песок, керамические шарики или спеченный боксит с целью заполнения образовавшейся трещины и удержания ее в открытом состоянии после исчезновения давления жидкости. За счет этого создается новый проточный канал большого сечения. Трещина разрыва может соединять имеющиеся естественные трещины, а также образовывать в пласте дополнительные дренажные зоны. Жидкость, используемая для передачи гидравлического давления на пластовые породы, называется жидкостью ГРП, а заполняющий трещину разрыва материал - пропантом. Проведение гидравлического разрыва пласта ставит перед собой следующие задачи: 1) Образование трещины разрыва в пластовых породах; 2) Заполнение трещины разрыва пропантом для удержания ее в открытом положении; 3) Удаление жидкости ГРП; 4) Увеличение продуктивности пласта. Создание трещины разрыва. Выполнение этой задачи достигается закачиванием в пласт жидкости соответствующего типа со скоростью закачки, превышающей поглощение жидкости пластом. Давление жидкости растет при этом до того, пока не превысит внутренние напряжения в пластовых породах, после чего породы начнут растрескиваться. Заполнение трещины для удержания ее в открытом положении. После того, как трещина разрыва образовалась, к жидкости ГРП добавляется пропант (искусственный песок PROPANT – керамический песок, его зерна имеют округлую форму: размер зерен - 0, 42-0, 833 мм; удельный вес - 1, 71 кг/м3) с целью закачки его в трещину. После того, как процесс закачки завершен и давление снижается, пропант остается в трещине, препятствуя схождению трещины и обеспечивая высокую проницаемость для пластовых жидкостей. Удаление жидкости ГРП. Перед запуском скважины в работу из нее необходимо удалить жидкость ГРП. Степень легкости удаления зависит от типа использованной жидкости, пластового давления и относительной проницаемости пластовых пород для жидкости ГРП. Удаление жидкости ГРП является крайне важным, поскольку она может вызвать блокирование пластовых жидкостей за счет снижения относительной проницаемости. Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2017-03-03; Просмотров: 1034; Нарушение авторского права страницы