Исследование глубинно-насосных скважин

МИНИСТЕРСТВО  ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ  РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ

УНИВЕРСИТЕТ

кафедра разработки  нефтяных и газовых  месторождений 
 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

ПО ТЕМЕ: «Исследование глубинно-насосных скважин» 
 
 
 
 
 

Выполнил: студен                                                              Насибуллин Н.А. 
 

Принял: доцент                                                _________________________ 
 
 

2000 

СОДЕРЖАНИЕ

1. ВВЕДЕНИЕ
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ                                                                             10
1. Краткий геологический очерк10
2. Характеристика продуктивных пластов
3. Характеристика пластовых жидкостей и газов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Основные проектные решения по разработке
2. Состояние разработки месторождения
3. Фонд скважин
4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
1. Приборы применяемые при исследовании скважин
2. Эхолотирование скважин, расшифровка эхограмм
3. Построение индикаторных кривых
4. Динамометрирование скважин
5. Рекомендации по качественному исследованию скважин
5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Калькуляция затрат на проведение исследований по скважине
6. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
7. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Принципиальная схема эхолота
2. Типовые диаграммы

8. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ  ЛИТЕРАТУРЫ  
 

1 ВВЕДЕНИЕ

    В северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к северо-востоку  от  г. Когалым и 102 км на северо-восток от г. Сургут находится Повховское нефтяное. Месторождение. С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году. В процессе эксплуатации месторождения на нефтепромыслах ведется комплекс исследований за разработкой:

• геолого-промысловые исследования скважин, включающие в себя замеры дебитов в процессе эксплуатации, контроль за обводненностью;
• гидродинамические методы: методы установившихся отборов; методы неустановившихся отборов ( метод восстановления давления основан на фиксации распределения давления в залежи после нарушения режима работы; метод гидро-прослушивания заключается в наблюдении за изменением пластового давления и статистического уровня в простаивающих скважинах);
• промыслово-геофизические методы исследования определяют характеристику пласта, в том числе профилей;
• определение технического состояния эксплуатационной колонны, замеры пластового давления, расходомер, термометрия и т. д.;
• геолого-промысловый контроль изменения свойств нефти, газа и воды в процессе разработки;
• контроль за перемещением ВНК, ГНК;
• контроль охвата продуктивных пластов воздействием на продуктивные пласты закачкой воды

    Основная  задача исследования залежей и скважин  – получение информации о них  для подсчета запасов нефти и  газа , проектирования, анализа, регулирования  разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т.е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

      В области контроля за разработкой на Повховском месторождении в 1999году был произведен анализ 62220 устьевых проб жидкости на процент воды, по 210 пробам попутной воды сделан 6-компонентный анализ. Было осуществлено 82636 замера дебита по 1503 скважинам и 18154 замера приемистости по 439 нагнетательным скважинам. Выполнен также значительный объем гидродинамических и промыслово-геофизических исследований (таблица № 1.1). Всего определено тех.состояние эксплуатационных колонн по 117 добывающих и 360 нагнетательной скважинах.

    Необходимо  отметить, что по результатам ГИС  нагнетательных скважин обнаружено 14 скважин с негерметичностью эксплуатационных колонн, 84 скважины с заколонными  перетоками (в том числе и внутрипластовыми). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    Таблица №  1.1. Объем исследований по Повховскому месторождению

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткий  геологический очерк 

    Повховское  месторождение находится в центральной  части Западно-Сибирской равнины  в северо-восточной части Сургутского  нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к северо-востоку от  г. Когалым и 102 км на северо-восток от  г. Сургут.

    Район месторождения представляет собой  слаборасчлененную, заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +75 до +10 метров. Сильная заболоченность этого района, как и остальных районов севера Тюменской области, связана с наличием мощного слоя вечномерзлых пород, играющего роль водоупора, слабой испаряемостью влаги и затруднением стоков.

    Вследствие  относительно большой глубины болот и их позднего промерзания движение сухопутным транспортом затруднено.

    Климат  района резко континентальный с  продолжительной холодной зимой  и сравнительно жарким летом. Среднегодовая  температура –3⁰С. Самый холодный месяц - январь (до -50*С), самый теплый - июнь (до +30*С). Общее количество осадков в год достигает 400-500 мм. Наибольшее количество осадков приходится на начало и конец лета. Зимой выпадает 30-40 % от общего количества осадков. Первый снег выпадает в октябре. Устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Глубина снежного покрова достигает 1м, толщина льда на озерах и реках изменяется от 40 см до 1м. Максимальная глубина промерзания грунта по площади достигает на отдельных участках 3м. Зимой нередко бывают снежные бури, пурга, скорость которых достигает 10-15 м/с при средней скорости 2-3 м/с. В зимний период преобладают южные ветры, в летний - северные. Весенняя распутица начинается в апреле. 
 

2. Характеристика  продуктивных пластов

    На  Повховском месторождении установлена  промышленная нефтеностность неокомских и корских отложений.

    В верхней части мегионской свиты  выявлен основной продуктивный пласт  БВ8. Подчиненную роль имеют залежи в пластах БВ7 (вартовской свиты), БВ9 –11, БВ14 (мегионской свиты) и Ю1/1, Ю2 (васюганской и тюменской свит), они незначительны по своим размерам.

    Промышленная  ценность тюменской свиты (пласт  Ю2) доказано в скв. №105, где в результате испытания интервала 3020-3030м получен  дебит нефти 3,5м3/ сут,Нд=1480м. В связи  с малым объемом информации невозможно более подробно описать данный пласт.

    На  Больше-Котухтинской структуре пробурен ряд скв. (№2,100,1,105 и др.).

    Томуина Ю` составляет от 9,2 до 14м, а эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скв.№105 составила 19,0м.

    Промышленная  нефтеностность доказана в свк. №2, где дебит нефти составил 37м3/сут через 6 мм штуцер, плотность нефти – 0,856 г/см3.

    Тип залежи- пластовая, литологически экранированная.

    СКВ №417, 1213, расположенными на Средне –Ватьеганской  структуре, вскрыт пласт Ю1/1 который  оказался непродуктивным.

    Небольшая залежь зафиксирована в пласте БВ 14 в районе скв №88, где получен  приток нефти 2,6 м3/ сут. В соседних скважинах  №95, 96,93,103 пласт заглинизирован. Нефтенасыщенная  толщина в скв№88 составляет 2,6м  Рн=0,826 /см3. Тип залежи- пластовая, с литологически экранированная. Незначительный приток нефти из пласта БВ11 получен в скв. №114 (3,2м3/ сут, Нд=1065.)

    При сводовых частях Средне-Ватьеганской и Больше-Котухтинской структур, скв.№2,6,112,11 и др. вскрыты коллекторы пластов  БВ9 –БВ10,которые, по – видимому представляют собой составные части единого природного резервуара – горизонта БВ9-10. О возможности единства пластов свидетельствует близкая литологическая характеристика коллекторов, а также физико – химические свойства нефтей.

    Небольшая эффективная толщина коллекторов пласта БВ9 вскрыта скв №112 (6,4м).

    Промышленная  ценность пласта доказана результатом  опробования эксплуатационной скв.№1208, где получен дебит 26,7м3/сут через 7мм штуцер, Рн =0,802 =0,857 г/см3 (удельный вес).

    Песчаники пласта БВ10 так же  являются промышленно нефтеностными. Наибольшая эффективная толщина вскрыта скв№112 (9,6м).

    Промышленная  нефтеностность пласта доказана скв№6, где получено 52,8м3/сут нефти через 8мм штуцер. Плотность нефти изменяется в пределах 0,859-0,804 г/см3. Горизонт БВ9 – 10, тип залежей –пластовые, литологически экранированные.

    Первый  тип представлен в целом более  глинистым разрезом, где нижняя пачка  практически замещена глинами или  представлена маломощным коллекторами, в основном алевролитами. В площадном отношении этот тип характерен для участков , граничащих с зонами замещения (скв.№8,12,9,19,20,22,18 и др.)

    Второй  тип – это разрез с максимальной песчанистостью всего горизонта  БВ8. Толщина глинистого раздела  между пачками незначительна, не более 1-2м. Второй тип разреза распространен в присводовых частях локальных поднятий (скв №10,11,21,24).

    Третий  тип является промежуточным между  вышеперечисленными и для него в  той или иной мере свойственны  признаки как первого так и  второго типов. В плане зона распространения этого типа приурочена к северной части месторождения (район скв.№4,5,90,91 и др.)

    Между пластами БВ1/8 и БВ2/8 хорошо прослеживается глинистая перемычка толщиной 3-5м. На сводовых участках толщина  этой перемычки резко сокращается  до 1,5м,тем самым указывая на возможность слияния вышеуказанных пластов.

    Залежи  пластов БВ1/8 и БВ2/8 являются пластовыми литологически экранироваными.

    Песчаники пласта БВ1/8 имеют широкое распространение  и глинизируются на западном склоне (скв.№14,15,32), в северо-западной части месторождения (скв.№1,85,92,93,94,97,98,101,102,104,116), а также на востоке (скв.№33,43).

    Области с максимальными эффективными нефтенасышенными толщинами приурочены к присводовым  участкам, иногда к восточным крыльям  и зонам сочленения структур.

    Пласт БВ1/8 имеет общую толщину 17,6-26,4м,эффективная  изменяется от 0,8м до 19,2м. Дебиты скважин  колеблются от 0,4м2/сут (скв.№9 ) до 179 м3/сут (скв№24).

    Ниже  по разрезу залегает пласт БВ2/8, в  отличии от верхнего , глинизация имеет  более широкое распространение. Зона глинизации пласта заходит в осевую часть месторождения (скв.№4,8,9,12,20,22) и на восточный склон (скв.№16,17,41-44,37).

    Пласт БВ2/8 имеет общую толщину 18,6 –27,4м, эффективная от 0,4м (скв.№14) до 13,4м (скв  №112). Плотность  нефти пласта БВ1/8 –0,845 –0,886 г./см3, БВ2/8 –0,857 –0,869 г/см3.

    Дебиты  нефти колеблются от 0,6 м3/сут (скв  №32) до 66,5 м3/сут (скв№30). Во многих случаях  пласты БВ1/8 и БВ2/8 испытаны совместно.

    Небольшие притоки нефти получены в пластах  БВ1/7, БВ2/7 и БВ3/7.

    Залежь  пласта БВ1/7 приурочена к северной переклинами  Больше-Котухтинской структуры.

    Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,6 – 3,2 м. В скв №95 получен дебит  нефти Q=8м3/сут.

    На  западной части Больше-Котухтинской структуры скв. №102,116,118 вскрыты коллекторы пласта БВ2/7.

    Эффективная толщина 1,4 –2,8м. Дебит нефти составил 4,73 м3/сут (скв№102).

    Промышленная  нефтеностность пласта БВ3/7 доказана скв№104,116.

    Дебиты  нефти составляют 5,4 –6,6 м3/сут, эффективные  нефтенасыщенные толщины  - 0,6 –3,4м.

    Плотность нефти продуктивного горизонта  БВ7 изменяется от 0,832 до 0,86/см3. Залежи пластов БВ71 БВ2/7 и БВ3/7 являются пластовыми литологически экранироваными.

    Коллекторские свойства пласта БВ8  Повховского  месторождения определяются по данным лабораторных исследований керна и  гидродинамических исследований скважин.

    Исследования  показали, что продуктивный горизонт БВ8 неоднороден как по разрезу, так  и по площади. По разрезу происходит ухудшение коллекторских свойств  к подошве, а наличие глинистой  перемычки толщиной 3-5м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ2/8.

    Пласт БВ1/8 – основной, содержит до 80% месторождения. Залегает повсеместно, общая толщина 17,6-26,6м. Верхняя часть пласта 10-16м  монолитна с хорошими коллекторскими свойствами, нижняя- тонкое чередование проницаемых и плотных непроницаемых пород.

    ПластБВ2/8 содержит лдо14% запасов месторождения. Залегает в нижней части горизонта  БВ8, развит не повсеместно. Общая толщина  от 18,6 до 27,4м. Пласт еще более неоднороден  и более заглинизирован по сравнению с БВ1/8.

    Среднее значение гидродинамических параметров пластов БВ1/8 и БВ2/8 приведены  к таблице№2.1 .

    Таблица.№2.1–Значения  гидродинамических параметров пластов  БВ

    2.3. Физико –химические свойства  нефти, газа и воды 

    Свойства  пластовой нефти залежи являются основными для  Нижневартовского свода. При погружении залежей давление и температура повышаются.

    Нефть не донасыщена газом, давление насыщения  значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10-14 МПа. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

    Свойства  нефти прилагается в таблице  №2.

    Таблица №2–Свойства нефти Повховского  месторождения

    Из  этого видно, что нефти Повховского  месторождения легкие, малосмолистые, маловязкие, сернистые, парафинистые.

    Пластовые воды относятся к хлоркальциевому  типу. Минерализация – от 14 до 20,5г/л. Характеризуются значительным содержанием  брома и ионов кальция. Содержание йода –2,1 –2,34 ш г/л, аммония –от 24,3 до 34,5мг/л. Величина РН- 0,8 –7,2. Удельный вес –1,016 г/см3. Воды повсеместно насыщены углеводородным газом. Содержание метана –58,5%; азота – 1,128%; углекислого газа –0,609%; гелия –0,005%; тяжелых углеводородов 39,758%.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1Основные  проектные решения

    По Повховскому  месторождению имеется шесть  проектных документов. В настоящее  время разработка ведется на основании  проектных решений технологической схемы разработки (протокол ЦКР №613 от 18.05.1978 г.), дополнительной записки (протокол ЦКР №974 от 21.04.82 г.), дополнительной записки (протокол ЦКР Главтюменнефтегаза  №47 от 21.03.88 г.), авторского надзора (БашНИПИнефть, протокол ЦКР №1176 от 25.12.1985 г.), авторского надзора (СибНИИНП, протокол №1954 от 01.12.1995 г.).

    Протоколом  ЦКР МНП №1432 от 05.06.1991 г. по дополнению к авторскому надзору утвержден проектный фонд 3876 скважин, в т. ч. 411 резервных.

    В южной части месторождения для  организации опытного участка по уплотнению сетки скважин горизонта БВ8 рекомендовано бурение 308 скважин. При положительном результате опытные работы рекомендовано перенести на другие участки залежи, используя резервный фонд скважин.

    Для ускорения ввода в разработку месторождения в июле 1978 года было создано НГДУ “Повхнефть”, ныне НГДУ “Ватьеганнефть”. Бурение эксплуатационных скважин производилось Мирненским УБР и Повховским УБР.

    Поисковое бурение на нефть и газ в  пределах Средне-Варьеганской и Больше-Котухтинской площадей началось в 1972 году. Первые поисковые скважины №№ 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения нефтегазоностности меловых и юрских отложений и уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований.

    В 1972 году на Средне-Варьеганской структуре  скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ8. При испытании интервала 2594 – 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5 м3/сут. через 8 мм штуцер. Пласт Ю1 васюганской свиты не был опробован, хотя по керну отмечался нефтенасыщенный песчаник, приуроченный к верхней заглинизированной части пласта.

    Открытое  месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья.

    В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения,  которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Котухтинской площади.

    В соответствии с этим проектом скважина 1 была пробурена в сводной части  южного купола Больше-Котухтинсой структуры. По результатам промысловой геофизики  и испытаний было установлено, что пласт БВ8 в скважине 1 заглинизирован, а пласт  БВ6 водоносен. Из отложений васюганской свиты (пласт Ю1) был получен приток бурового раствора с нефтью. В дальнейшем осуществление проекта было продолжено на Средне-Ватьеганской площади. В качестве базисного был принят горизонт БВ8.

    Первые  разведочные скважины №№ 8, 9, 10, 11, 12, 13 пробуренные в 1973-1974 гг. размещались  профилем по длинной оси структуры  и позволили установить, что залежь распространяется на всю группу локальных куполов, которые образуют Средне-Ватьеганскую структуру. Было выявлено значительное увеличение эффективной толщины пласта в южном направлении и некоторое в северном.   

    В разрезах скважин, пробуренных на западном погружении поднятия, горизонт БВ8 оказался практически заглинизированным. Таким образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами.

    В связи с необходимостью ускоренного  ввода месторождения, в разработку 1976 году был составлен проект доразведки Повховского месторождения, где по Повховско – Больше-Котухтинской площади для оценки запасов нефти по промышленным категориям предусматривалось бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных на дату составления проекта.

    Скважины  предлагалось бурить по сетке 3х4 км в предполагаемой продуктивной зоне развития коллекторов пласта БВ8. Кроме того, в присводовых частях Больше-Котухтинской структуры проектировались две поисковые скважины на юрские отложения и одна в зоне сочетания с Вынгапурским месторождением со вскрытием нижнесреднеюрских пород.

    Согласно  проекта разработки, в районе проектной  скважины 42, предусмотренной на юрском отложении, вскрыты верхнеюрские, продуктивные породы васюганской свиты (Ю1), где при испытании интервала 2960 - 2963 м был получен фонтан нефти дебитом 30,7 м3/сут. через 6 мм штуцер.