Контрольная работа по «Контроль и регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений»

Министерство образования и науки Российской Федерации

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования

  «Уфимский государственный  нефтяной технический университет» 

в г. Октябрьском

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине «Контроль и регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений»

г. Октябрьский

2014

Содержание

Введение               3

1. Основные задачи ГИС-контроля в обсаженных скважинах      6
2. Назначение и область применения системных обработок призабойной зоны, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.)             10
3. Методы регулирования разработки Менеузовского месторождения НГДУ «Чекмагушнефть»            14

Заключение             26

Список используемых источников          28

Введение

Успешная разработка нефтяных и газовых месторождений определяется тем, насколько правильно будет выбрана система разработки. В процессе разработки возникает необходимость контролировать и уточнять состояние залежей с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при их разбуривании и эксплуатации.

Высокая эффективность систем заводнения обусловлена тем, что при помощи закачки воды повышают пластовое давление, в результате чего нефть эффективнее выжимается из порового пространства к эксплуатационным скважинам. Главное преимущество таких систем заключается в том, что при заводнении повышается интенсивность отбора нефти из пласта. С другой стороны такие методы поддерживания пластового давления представляют опасность заводнения продуктивных пластов. Может возникнуть такая ситуация, когда закачиваемая вода «опередит» нефть, продвигаясь по наиболее проницаемым участкам. В этом случае часть нефти в пласте изолируется в так называемых «целиках», что в свою очередь затруднит ее извлечение.

Очень важно иметь возможность регулирования процессов заводнения. Способы регулирования, основанные на изменении дебитов закачки воды и отбора нефти, требуют информации о текущих изменениях в пласте. Контроль за заводнением — одна из важнейших и самых сложных проблем разработки нефтяных месторождений. В настоящее время более 70% нефти добывается из месторождений, которые эксплуатируются с поддержанием пластового давления путем заводнения. Одним из главных вопросов рациональной разработки нефтяных месторождений с естественным упруговодонапорным режимом, а также с применением законтурного и внутриконтурного заводнений является контроль и регулирование продвижения контуров нефтеносности.

Целью геофизического контроля является получение информации о состоянии и изменениях, происходящих в продуктивных пластах в процессе их эксплуатации. При этом под геофизическими методами понимают все методы, проводимые когда-либо на территории месторождения.

В настоящее время контроль за разработкой развился в отдельное направление со своей методикой, методами и аппаратурой. Использование этих методов позволяет решать следующие задачи:

1. Определять положение и наблюдать за продвижением ВНК и ГНК в процессе вытеснения нефти из пласта;
2. Контролировать перемещение фронта нагнетательных вод по пласту;
3. Оценивать коэффициенты текущей и конечной нефтенасыщенности и нефтеотдачи пластов;
4. Изучать отдачу и приемистость (способность пласта принимать закачиваемую воду) скважин;
5. Выявлять места поступления в скважину вод и перетоков нефти и воды в затрубном пространстве;
6. Оценивать техническое состояние эксплуатационных и нагнетательных скважин;
7. Изучать режим работы технологического оборудования эксплуатационных скважин;
8. Уточнять геологическое строение и запасы нефти.

До конца 40-х годов XX века ВНК изучался преимущественно по данным электрокаротажа. Это, естественно, накладывало свои ограничения: исследования проводились только в необсаженных скважинах, следовательно, геологи получали информацию о первоначальном положении ВНК, начальном контуре нефтеносности, нефтенасыщенности, интервалах перфорации. Перемещение внутреннего контура нефтеносности можно было проследить только по появлению воды в эксплуатационных скважинах.

В 50-х годах XX века с внедрением радиоактивного каротажа появилась реальная возможность создавать способы разделения нефтеносных и водоносных коллекторов в обсаженных скважинах. Однако результаты этих методов достоверны только в том случае, если установлено, что вода не поступает в скважину из других пластов вследствие нарушения колонны или тампонажа скважин. При контроле за разработкой основным является различие по нейтронным свойствам минерализованной пластовой воды. Наиболее благоприятные условия существуют на местах с минерализацией пластовой воды более 100 г/л (пласты девона и карбона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции -300 г/л). Хуже обстоит дело при минерализации 20-30 г/л (Зап. Сибирь). В этом случае прибегают к помощи импульсных нейтронных методов (ИННК). которые существенно повышают чувствительность к нейтронным свойствам пласта.

Наряду со стационарными и импульсными методами при контроле за разработкой широкое распространение получили методы радио-, термометрии, акустического каротажа, дебитометрии.

1. Основные задачи ГИС-контроля в обсаженных скважинах

Контроль за разработкой нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами в последние годы развился в крупное самостоятельное направление промысловой геофизики со своей специфической методикой исследований, комплексом методов, аппаратурой и оборудованием. Усилиями научно-исследовательских, конструкторских и производственных организаций были созданы новые методы и аппаратура, позволяющие решать ряд задач по контролю за разработкой нефтяных месторождений. Широкое применение получили методы ядерной геофизики, в том числе наиболее эффективный из них - импульсный нейтронный каротаж (ИНК). Принципиально новыми являются способы изучения действующих скважин через лифтовые трубы и по межтрубному пространству малогабаритными приборами нейтронного каротажа, гамма-плотномерами, механическими и термоэлектрическими дебитомерами, высокочувствительными термометрами, а также методы меченого вещества. Важное значение приобретают многократные повторные измерения, требующие       спецальной методики и привязки по глубине.

Под промыслово-геофизическими методами контроля за разработкой нефтяных месторождений подразумеваются все виды промыслово-геофизических исследований скважин в пределах эксплуатируемой нефтяной залежи. Они включают исследования как ранее пробуренных и в первую очередь действующих скважин, так и бурящихся резервных, дополнительных и оценочных скважин. В этих, а также в контрольных скважинах с открытым забоем измерения выполняются в открытом стволе. Комплекс и методика проведения таких       измерений мало отличаются от применяющихся в разведочных скважинах, но при решении задач контроля за разработкой нефтяных месторождение требования к режимам, точности и детальности измерений существенно выше.

Дебитометрия является одним из основных методов изучения эксплуатацонных характеристик пласта. При контроле за разработкой нефтяных месторождений применяются две модификации метода: механическая и термокондуктивная дебитометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследований действующих скважин.

1. Измерения механическими дебитомерами-расходомерами  производят для следующих целей:

а) выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах;

б) выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;

в) распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами;

г) получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Локация муфт и перфорированных интервалов. Метод применяется для определения положения муфтовых соединений колонны, точной привязки по глубине показаний других приборов к положению муфтовых соединений,    взаимной привязки показаний нескольких приборов, глубины спуска лифтовых труб, положения забоя, а также для уточнения интервала перфорации в благоприятных условиях. Локаторы муфт используются в качестве приставок в термометрах и приборах для исследования состава и дебита смеси в стволе скважины. Запись диаграмм при локации муфт осуществляется при подъеме прибора. Скорость перемещения локатора определяется скоростью каротажа основного прибора. Для определения глубины нахождения искусственного забоя производится контрольная запись, включающая отбивку забоя и 2 – 3 муфтовых соединений. Отрыв от забоя отмечается началом колебаний блика гальванометра.

Колебания блика при остановке прибора на забое указывают на возможное наличие утечки. При локации интервала перфорации необходимо провести 2-3 записи с одинаковой скоростью перемещения прибора (200- 300 м/ч). Скорость подъема прибора и порядок извлечения его из скважины обусловлены требованиями, предъявляемыми к основным приборам. Масштаб записи не должен отличаться от требуемого более чем на 20%. Смещение нуля не должно превышать 1 см на 50 м записи. Большое смещение нуля указывает на наличие утечки. Запись, выполненная для определения положения муфтовых соединений, признается браком, если кривая по своей форме и характерным пикам не позволяет выделять муфтовые соединения. Амплитуда сигнала от муфт должна более чем в два раза превышать уровень помех (флуктуации).

Две-три диаграммы (основная и контрольные), записанные для уточнения интервала перфорации, должны повторяться по конфигурации. Большая часть характерных пик должна отмечаться на диаграммах и совпадать по глубинам. В противном случае запись бракуется. Совпадение амплитуд сигнала по величине не обязательно. Для уточнения интервала перфорации две диаграммы в оригинале накладываются одна на другую на светокопировальном столе и совмещаются по муфтам и нулевым линиям. Отмечаются все «пики», повторяющиеся и превышающие не менее чем в 1,5 раза уровень помех. Интервал их расположения является возможным интервалом перфорации.

Использование диэлькометричсской влагометрии для исследования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости. Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC-генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Существуют две разновидности глубинных влагомеров, имеющие различные методические возможности, — пакерные и беспакерные.

В беспакерном приборе через датчик проходит только часть смеси, движущейся по колонне. Показания беспакерного влагомера зависят от распределения степени обводненности продукции по сечению колонны и условий обтекания датчика прибора компонентами смеси. Беспакерные влагомеры служат в основном для определения содержания воды в турбулентном потоке гидрофобной смеси (выше ВНР в скважине), когда водонефтяную смесь с некоторым приближением можно рассматривать как гомогенную среду и изменением обводненности продукции по сечению колонны можно пренебречь.

В пакерном влагомере через датчик пропускается вся движущаяся по колонне смесь нефти с водой. Это позволяет фиксировать притоки нефти в гидрофильную смесь, не выделяемые по данным беспакерного влагомера. Установка пакера приводит к существенному увеличению скорости движения смеси в измерительной камере прибора, что позволяет получать более достоверные сведения об обводненности продукции, особенно в низкодебитных скважинах (ниже 100 М3/сут). Однако пакерные приборы вследствие внесения дополнительных гидравлических сопротивлений потоку могут в случае нарушения целостности цементного камня в интервале перфорации исказить реальный профиль притока.

2. Назначение и область применения системных обработок призабойной зоны, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.).

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик призабойной   зоны пласта с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбирают способ ОПЗ на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и     насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, что обязательно должно быть подтверждено исследованиями.

Технологию и периодичность воздействия на призабойную зону пласта на конкретной скважине обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с общим проектом разработки месторождения и действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Однократное либо многократное воздействие на призабойную зону производят в однократных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 метров. При коэффициенте охвата отбором (т.е. нагнетанием) свыше 0,5 воздействуют на зону однократно.

В случаях, когда отбором охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее, чем 0,5 осуществляют многократное, поинтервальное воздействие с использованием временно изолирующих материалов или оборудования.

Для всех видов ОПЗ обязательны предварительное обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовка ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не может обеспечить работы по ОПЗ, например, с глубинным насосом, вначале поднимают это оборудование, а затем в скважину спускают колонны насосно-компрессорных труб и все необходимое.

После проведения ОПЗ при депрессиях скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах, соответствующих режимам исследований скважин перед ОПЗ.

Фильтр скважины и призабойную зону пласта очищают от различных загрязнений, в зависимости от причин и геолого-технических условий, с помощью кислотных ванн, промывки пеной или раствором ПАВ, гидроимпульсным воздействием (т.е. методом переменных давлений); циклическим воздействием путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов.

Очень часто используют также многоцикловую очистку с применением пенных систем, воздействие на призабойную зону с использованием гидроимпульсного насоса, ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем и воздействие на зону растворителями (бутилбензольной фракцией, стабильным керосином и другими).

ОПЗ относится к методам интенсификации притока. ОПЗ  производят в терригенных и карбонатных коллекторах кислотными или щелочными (только терригены) составами с целью восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) после вторичного вскрытии пласта с целью устранения воздействия на пласт различными технологическими жидкостями в процессе эксплуатации скважины и ее ремонтов. Для планирования ОПЗ очень важно знать рецептуры применявшихся технологических жидкостей, оказавших свое влияние на проницаемость пласта. Не менее важной информацией является знания о составе пластовых вод и коллекторе. Вся информация полезна тогда, когда она используется для подбора состава химической композиции и технологии обработки. Если же закачивают в пласт химические составы, имеющиеся на складе без понимания химизма процессов, протекающих в ПЗП, то в половине случае получают снижение проницаемости и дебита, а в другой половине случаев     отрицательный результат скрывается увеличением дебита скважины гораздо ниже потенциального.

В карбонатных пластах производят ОПЗ кислотными составами также для увеличения площади дренирования за счет «выжигания» кислотой каверн и каналов вглубь пласта. Карбонат практически полностью реагирует с соляной  кислотой, образуя жидкие и гелеобразные составы, которые достаточно легко удаляются из пласта при соблюдении технологии освоения.

Технологии производства ОПЗ многообразны и их выбор зависит от геолого-технических условий, цели обработки, технической оснащенности и возможности использовать адаптивные составы и режимы закачки.  В технологиях ОПЗ «нет готовых рецептов»,  они разнообразны по методам и приемам работ,  но при их исполнении необходимо руководствоваться следующими постулатами.  В классической форме технология ОПЗ состоит из следующих этапов.

Подготовка ствола скважины и ПЗП к обработке. Она заключается в физико-химической очистке внутренних поверхностей обсадной колонны и НКТ от различных окислов и примесей. Очистке от разрушенного цемента также подлежат каналы интервала перфорации. Если не провести данную часть технологии, то при ОПЗ произойдет реагирование рабочих химических составов с указанными отложениями и закачка продуктов реакции в ПЗП. Надо понимать, что в лучшем случае при освоении скважины можно будет удалить только часть этих примесей. Оставшиеся в пласте продукты реакции будут снижать проницаемость ПЗП и, следовательно, продуктивность скважины.  В процессе подготовки к ОПЗ в ряде случае устанавливается внутрискважинный пакер – тогда, когда он требуется для выполнения программы ОПЗ или если он требуется при дальнейших работах или эксплуатации скважины.

Закачка химических составов. Чаще всего перед закачкой основного химического состава закачивается буфер, который необходим для разделения жидкости глушения и рабочих химических составов. Иногда с целью оттеснения пластовой жидкости или осушки ПЗП буфер закачивается в пласт. После закачки буфера в скважину подается химический состав, который закачивается в пласт с определенной скоростью и в расчетном объеме. Далее скважина оставляется для реагирования на расчетный период времени.

В пласт могут закачиваться от одного до нескольких химических составов различных по концентрации и (или) композиции с использованием либо без использования промежуточных буферов.  Обязательным условием является вынос продуктов реакции из пласта после каждой закачки химического состава  посредством создания депрессии на пласт и циркуляции.

При планировании ОПЗ необходимо учитывать, что эффективность обработки по дебиту в силу ее физического смысла не может превышать 20-30 процентов (за исключением может быть случаев кольматации высокопроницаемых пластов и недоосвоенности скважин). Поэтому в практике для интенсификации пласта чаще всего используется ГРП.  ОПЗ применяют в ряде случаев, когда  применение ГРП не возможно или нецелесообразно по экономическим причинам.  Однако, при глушении скважин после ГРП в процессе освоения либо при последующих ремонтах в данной скважине кислотные обработки для очистки трещин и восстановления их проницаемости  особенно актуальны.

Иногда в случаях некачественного сообщения скважина - пласт перед проведением ГРП пользуются кислотной ОПЗ для очистки каналов перфорации.

Следует также знать, что основным ограничивающим критерием кислотной ОПЗ является плохое состояние цементного камня за колонной. В этих случаях перед принятием решения о проведении ОПЗ оцениваются альтернативные решения, риски и последствия получения сообщения в заколонном пространстве за пределы объекта воздействия. В таких ситуациях необходимо использовать составы с минимальным воздействием на цементный камень, а также другие предупредительные технологические меры.

3. Методы регулирования разработки Менеузовского месторождения НГДУ «Чекмагушнефть»

Под регулированием процесса разработки месторождений (залежей) нефти и газа следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки их в рамках принятых проектных решений.

К условиям, которые определяют рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды относятся:

- Разбуривания месторождений по сетке скважин, которая учитывает фактическое распределение емкостно-фильтрационных характеристик коллекторов в пределах залежи;

- Допустимый уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающего смятия колонн, Нарушение сплошности цементного камня за эксплуатационной колонной;

- Оптимальные давления на линии нагнетания рабочих агентов или на устье нагнетательных скважин;

- Предусмотрены проектным документом способы эксплуатации скважин;

- Запроектированы меры для регулирования разработки (отключение високообвод-тых или с высокойим газовым фактором скважин (пластов), перенос фронта нагнетания, нестационарный влияние и т.д.);

- Допустимая скорость фильтрации в присвердловинний зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов, Прорыва витиснювальних агентов к забоев эксплуатационных скважин за трещины составляющую коллекторов);

- Допустимые (предельные) дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок, накопление жидкости на забое, Разработки порово-трещинного коллектора);

- Допустимый (предельный) максимальный газовый фактор скважин (в условиях газовой или газоводяного репрессии на пласт);

На 01.01.2010 г. на Менеузовском месторождении всего пробурено 416 скважин, 64 скважины ликвидированы. Характеристика фонда скважин по объектам и месторождению в целом приведена в таблице 1.

Добывающий эксплуатационный фонд составляют 246 скважин, из них 229 действующих: 189 скважин оборудованы ШГН, 40 скважин − ЭЦН. В бездействующем фонде находятся 17 скважин.

На каширском горизонте работают шесть скважин, на кизеловском горизонте 103 скважины. На ТТНК работает наибольшее количество скважин − 131 ед., из них 11 скважин эксплуатируются совместно с отложениями кизеловского горизонта.

На месторождении осуществлялись переводы скважин с объекта на объект (всего 39 переводов). На каширский горизонт переведено 6 скважин с ТТНК. На ТТНК была переведена 31 скважина с кизеловского горизонта. На кизеловский горизонт были переведены две скважины с ТТНК.

После отработки в качестве добывающих 64 скважины переведены в нагнетательный фонд.

Нагнетательный фонд составляют 85 скважин. Из них 62 действующих скважины (46 ед. на ТТНК, 16 ед. на турнейском ярусе), четыре бездействующих (все на ТТНК).

Ликвидированы 45 добывающих и 19 нагнетательных скважин, девять добывающих скважин находятся в ожидании ликвидации.

Скважины ликвидированы как выполнившие свое назначение (32 единицы) и геологически неудачные (32 единицы).

В 2009г. скважины месторождения работали с дебитом нефти до 8,7 т/сут. Наибольшее количество скважин (122 ед. или 53,3 %) работали с дебитом менее 1 т/сут. С дебитом 1-5 т/сут работают 95 скважин (41,5 %), с дебитом 5-10 т/сут работают 12 скважин (5,2 %). Средний дебит скважин месторождения по нефти за 2009 г. составляет 1,5 т/сут, по жидкости 28,6 т/сут, среднее значение обводненности 94,6 %.

Таблица 1 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 г.        

Все скважины дают обводненную продукцию. Наиболее обводнена продукция скважин ТТНК. Обводненность составляет 96,3 % при среднем дебите нефти 1,7 т/сут. Наименее обводнены скважины каширского горизонта, средняя обводненность по объекту в 2009 г. составляет 23,1 %.

2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Менеузовского месторождения в целом за период 2005 – 2009 гг. приведено в таблице 2. На рисунке 1 приведена динамика основных фактических показателей разработки: добыча нефти, жидкости, закачка рабочего агента, обводненность продукции скважин, действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин.

Рисунок 1 – Показатели разработки  Менеузовского месторождения

Отклонение фактической добычи нефти от проектной составляет не более 5 %: в 2006г. меньше проектной на 1,2тыс.т, в 2007– 2009 гг. больше проектной на 0,7 - 5,6 тыс.т. Максимальное отклонение (5 %) наблюдается в 2009 г.

Превышение фактических показателей добычи нефти связано с превышением фактического фонда добывающих скважин над проектным. Проектным документом было запланировано ежегодное выбытие 4 - 5 скважин, всего 22 скважины за рассматриваемый период. Фактически выбыла только одна скважина.

Таблица 2- Сравнение проектных и фактических показателей разработки Менузовского месторождения