Исследование скважин при установившемся режиме фильтраций

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 

Федеральное бюджетное  образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«Тюменский государственный  нефтегазовый университет»

Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте

 

 

 

 

Отделение: СПО

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

по  теме:

Исследование  скважин при установившемся режиме фильтраций

по дисциплине:

Разработка  и эксплуатация нефтяных и газовых  месторождений

 

 

 

 

 

 

 

  Научный руководитель работы   Студент(ка) _______________

         ____________                                                (группа,  ф.и.о)

__________                                              __________

                         (роспись, ф.и.о)                   (роспись)

_____________________   

                           (дата, оценка)     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сургут 2013

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное бюджетное  образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«Тюменский государственный  нефтегазовый университет»

Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте 
 
 
 
 
ЗАДАНИЕ К КУРСОВОЙ РАБОТЕ 
по дисциплине 
Разработка нефтяных и газовых месторождений

 
 
Студенту:                                           группа 
1. Тема работы утверждена приказом по институту__________________ 
Название темы: Исследование скважин при установившемся режиме фильтраций на Федеровском месторождении 
2. Срок сдачи студентом законченной работы _________________20___г. 
3.Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке  вопросов)  
2  Геологический раздел         
2.1 Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых    месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»      
2.2  Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Западно-Сургутском месторождении    
3  Технико – технологический раздел       
3.1 Цели и виды исследования скважин      
3.2. Технология исследований нагнетательных скважин    
3.3 Приборы и оборудования для исследования

4   Расчетно практическая  часть        
4.1 Построение индикаторных диаграмм     
4.2Расчет параметров призабойной зоны  и коэффициента продуктивности скважин

4.3 Совершенствование техники  и технологии по исследованию  скважин  
 
 
 
Дата выдачи задания «___»________________20____г. 
 
Руководитель________________________________// 
 
Задание принял к исполнению «____»_____________20____г. 
 
  _________________ 
      (роспись студента)

Содержание

   ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………3

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений ОАО <<Сургутнефтегаз>>…………………………………….4

1.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Фёдоровском месторождений………………………………………5

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Цели и виды исследований скважин……………………………….………. 6

2.2 Технология исследования скважин………………………………………….9

2.3 Приборы и оборудования для исследования………………………………12

3 РАСЧЕТНО-ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Построение индикаторных диаграмм (для фонтанных скважин)………...14

3.2 Расчет параметров призабойной зоны и коэффициента продуктивности скважин…………………………………………………………………………...16

3.3 Совершенствование техники и технологий по исследованию скважин…18

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК РЕКОМЕДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

ВВЕДЕНИЕ 

В общем комплексе проблем  разработки месторождений углеводородов  важное место занимает начальная  и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых  условиях, добычных возможностях скважин и др. Объем такой информации о параметрах пласта весьма обширен.

Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и  косвенные методы, основанные на интерпретации  результатов исследований скважин  геолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых  флюидов при различных термобарических  условиях (исследования РVТ, изучаемой  физикой пласта), данных бурения  скважин и специального моделирования  процессов фильтрации ГДИС. Обработка  и интерпретация результатов  ГДИС связана с решением прямых и  обратных задач подземной гидромеханики. Учитывая, что обратные задачи подземной  гидромеханики не всегда имеют единственные решения, существенно отметить комплексный

характер интерпретации  данных ГДИС с широким использованием геолого-геофизических данных и  результатов лабораторных исследований РVT.

 

 

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

1. Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений ОАО <<Сургутнефтегаз>>

 

1 НГДУ <<Сургутнефть>>

-Западно-Сургутское

-Восточно-Сургутское

-Яун-Лорское

-Сайгатинское

-Восточно-Еловое

2 НГДУ <<Федоровскнефть>>

-Федоровское 

-Дунаевское

3 НГДУ <<Быстринскнефть>>

-Быстринское

  - Солинское

  -Вачимское

  -Западно-Солинское

  -Комарьинское

4НГДУ <<Лянторнефть>>

  -Лянторское

  -Маслиховское

5НГДУ <<Комсомольскнефть>>

  - Савуйское

  -Родниковое

- Русскинское

  -Конитлорское

6 НГДУ <<Нижнесортымскнефть>>

  -Нижне-Сортымское

- Алехинское

-Камынское

- Тянское

- Биттемское

В ближайшие пять лет планируется  ввести в разработку еще ряд месторождений ( Назаргалеевское, Тром-Еанское, Восточно-Тром-Еганское, Западно-Камынское, Хорлорское, Фйпимское, Западно-Айпимское, Тончиское и другие).

Месторождение значительно различаются по величине запасов нефти и газа, геологическому строению, продуктивности, степени выработки и обводненности, что обуславливает различия в принятых для месторождений системах разработки и особенностях технологий добычи нефти

 

 

1.2 Геолого-физические  характеристики продуктивных пластов  и свойств их нефтей на Фёдоровском  месторождений

Продуктивными пластами на Федоровском месторождении являются коллекторы практически всех выявленных залежей, которые представлены песчаниками  и алевритами. Проницаемость коллекторов  изменяется в очень широком диапазоне. Наилучшие коллектора связаны с  пластами АС4, АС10, БС1, БС2. Другие пласты группы АС и пласта БС10 имеют более  низкую проницаемость. Наиболее сложными и низкопроницаемыми коллекторами представлены пласты ачимовской толщи (БС16-БС22) и юрских отложений (ЮС0-ЮС10).

От профиля к профилю  хорошо прослеживается характер распространения  коллекторов. Так, на юге Федоровской  и Моховой площадей пласты полностью  представлены чередованием глинистых  и песчаных разностей. Далее на север  и северо-восток, в верхней части  пластов, появляются мощные монолитные песчаники.

Нефтяной газ стандартной  сепарации, сухой. Нефти на Федоровском  месторождении сернистые, парафинистые, смолистые. Пластовые воды относятся  к неокомскому комплексу. По химическому  составу воды в нижней части комплекса  гидрокарбонатно-натриевого типа, к  верхней части приурочены воды преимущественно  хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Цели и виды исследований скважин

 

Основная цель 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. Цели и виды исследования скважин: исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные  методы исследования. К прямым относят  непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения  параметров пласта и флюидов по керну  и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей  и скважин не поддается непосредственному  измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно  измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому  явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на:

- промыслово-геофизические,

- дебито- и расходометрические,

- термодинамические

-  гидродинамические.

При промыслово-геофизических  исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством  глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются:

- электрические свойства  пород (электрокаротаж),

- радиоактивные (радиоактивный  каротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж,  нейтронные каротажи),

- акустические (акустический  каротаж),

- механические (кавернометрия)  и т. п.

Промыслово-геофизические  исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость,

 

нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и

подошвы, литологию и глинистость  пород, положения водонефтяного  контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК) и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в  общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили  притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным  измерением давления, температуры, влагосодержания  потока (доли воды) и их распределения  вдоль ствола скважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор — расходомер (в добывающую скважину - дебитомер), датчик которого на поверхность подает электрический  сигнал, соответствующий расходу  жидкости.

Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход. По данным измерения строят диаграмму  интенсивности (расходо- или дебитограмму) или преимущественно профиль  поглощения (притока) жидкости , что  позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем  расходе (дебите) жидкости, охват разработкой  по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной  и перфо рированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта. При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины — построить для них индикаторные линии.

Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение  температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных  процессов в пласте (при 

тепловом воздействии, закачке  холодной воды) и выработки запасов  нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин  и работу подземного скважинного  оборудования. Расходо- и термометрия  скважин позволяют также определить места нарушения герметичности  колонн, перетоки между пластами и  др.

Гидродинамические методы исследования скважин и пластов по данным о  величинах дебитов жидкостей  и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре  во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов  по данным указанных исследований относится  к так называемым обратным задачам  гидродинамики, при решении которых  по измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура) устанавливаются  параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).

 

 

2.2 Технология исследования скважин

 

Традиционные методы гидродинамических  исследований, такие как методы восстановления давления и установившихся отборов  в большинстве случаев неприменимы  для исследований малодебитных скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора Приобского месторождения. Причиной этого  является невозможность соблюдения технологий исследований указанными методами, в частности, невозможность создания нескольких пли хотя бы одного устойчивого  режима работы добывающей скважины.

Согласно технологии центра «Информпласт» (ВНИИнефть) в течение  достаточно длительного промежутка времени (2-З суток и более) производится наблюдение за режимом работы скважины. В процессе работы скважины регистрируется во времени изменение следующих  параметров: забойных давления и температуры, буферного и затрубного давлений на устье скважины, а также дебита скважины на замерной установке на поверхности. Измерения на забое  скважины производятся дистанционными приборами, что позволяет в процессе временных измерений определять режим работы скважины. Затем, в зависимости  от режима работы выбираются методы и  технология дальнейших исследований данной скважины.

Большинство скважин на месторождении, эксплуатирующихся фонтанным способом, являются периодически фонтанирующими. В аналогичном режиме работают и  многие скважины, оборудованные погружными насосами. В процессе исследований определяются средние значения времени  фонтанирования; времени подъема  уровня до устья с момента прекращения  фонтанирования; забойного давления, при котором начинается фонтани-рование  и забойного давления, при котором  начинается подъем уровня. Все эти  характеристики периодического фонтанирования необходимо знать при обработке  регистрируемой впоследствии кривой восстановления давления (КВД). Они необходимы для  воссоздания истории работы скважины в последние несколько суток  перед закрытием ее на КВД.

Если скважина работает в  режиме периодического фонтанирования, то производится оценка участков роста  давления после прекращения фонтанирования. Если на этих участках происходит рост уровня в скважине, длина участков достаточно продолжительна (не менее 10-15 часов), амплитуда изменения давления достаточно велика (не менее 15-20 ат) и  кривые достаточно гладкие, то эти участки  роста давления могут быть использованы для обработки по методу прослеживания  уровня.

Если же эти участки  роста давления не соответствуют  указанным выше условиям, то для  исследований скважины методом прослеживания  уровня необходимо использовать компрессирование скважины. Бывают случаи, когда по каким-либо причинам невозможно использовать компрессор. Если

при этом в скважине имеется  высокое затрубное давление порядка 30-40 ат,

то снижение уровня в стволе скважины для проведения исследований методом прослеживания уровня можно  получить в результате разрядки затрубного пространства в линию.

После завершения исследований методом прослежив ания уровня при периодическом фонтанировании проводится исследование методом восстановления давления. При постоянном фонтанировании согласно обычной технологии скважина закрывается на КВД после последнего режима исследований методом "установившихся" отборов. При периодическом фонтанировании скважина закрывается на КВД после подъема уровня до устья скважины, т.е. перед началом ее фонтанирования.

Так как условия, при которых  проводятся измерения параметров в  скважинах, существенно отличаются от условий работы измерительных  приборов общепромышленного назначения, приборы для глубинных измерений  следует рассматривать как отдельную  группу средств измерительной техники.

Наиболее существенными  являются следующие особенности  работы глубинных приборов.

1. Измерения проводятся  на значительном удалении от  места наблюдения за показаниями  приборов: глубина спуска прибора  в скважину достигает 7000 м.

2. Прибор (снаряд) эксплуатируется  в измеряемой, среде и подвергается  действию окружающего давления, температуры и коррозионных жидкостей.  В связи с увеличением глубин  бурения, а также с необходимостью  контроля различных процессов  по интенсификации добычи нефти  и газа, давление окружающей среды  может достигать 1000--1500 кгс/см2, а  температура до 300--400° С.

3. Прибор спускается на  проволоке или кабеле в затрубное  пространство или в трубы диаметром  37--63 мм.

4. При спуске прибора  в скважину через трубы на  него действует выталкивающая  сила тем большая, чем выше  скорость встречного потока жидкости  или газа и меньше проходное  сечение между внутренней стенкой  трубы и корпусом прибора. В  отдельных случаях спуск глубинного  прибора в действующие скважины  представляет сложную техническую  задачу.

5. Во время спуска и  подъема прибор подвергается  ударам, а во время работы, например, в скважине, оборудованной установками  погружных электронасосов, и действию  вибрационных нагрузок.

6. Время пребывания прибора  в месте измерения в зависимости  от вида проводимых исследований  и способа эксплуатации скважин  составляет от нескольких часов  до нескольких месяцев.

7. Среда, в которой находится  прибор, как правило, представляет  собою многофазную жидкость, содержащую  нефть, газ, воду и механические  включения (песок, шлам и т.  д.) с различными физико-химическими  свойствами (плотность, вязкость, наличие  солей и т. д.).

В соответствии с указанными выше особыми условиями работы к

конструкции глубинных приборов предъявляется ряд требований. Вследствие воздействия на них встречного потока жидкости или газа и необходимости  спуска в геометрически ограниченное пространство наружный диаметр корпуса  приборов в основном не должен превышать 32--36 мм, а при спуске через 37-мм трубы  или в затрубное пространство -- 20--25 мм. Длина его также ограничена: обычно не превышает 2000 мм, так как  увеличение ее сверх этого предела  значительно осложняет операции, связанные с подготовкой прибора  к спуску в фонтанные скважины. Кроме того, должна быть обеспечена полная герметичность внутренней полости  прибора от внешнего давления. Особые требования предъявляются также  к устройствам, расположенным в  глубинном приборе и эксплуатируемым  в условиях повышенной температуры, ударов и вибраций.

По способу получения  измерительной информации глубинные  приборы делятся на:

а) автономные, результаты измерения  которых можно получить только после  извлечения их из скважины;

б) дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала измерительной  информации по кабелю.

Выпускаемые промышленностью  автономные (самопишущие) скважинные манометры  широко используют для исследования добывающих и нагнетательных скважин, а также для испытаний с  помощью трубных испытателей  пластов.

Манометр типа МГН-2 с многовитковой  трубчатой пружиной, принципиальная схема которого приведена на рис. 10.2, а, предназначен для измерения  давления в добывающих скважинах. Давление в скважине через отверстие в корпусе 9 передается жидкости заполняющей внутреннюю полость разделительного и манометрической трубчатой пружине (геликсу) 8. Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось 7, на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером 6. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку 5, линию, длина которой пропорциональна измеренному давлению.

 

 

 

 

2.3 Приборы и оборудования для исследования

 

При измерениях в скважинах  глубиной свыше 1500 м применяют только механизированные глубинные лебедки. Для спуска приборов в скважины (с  избыточным давлением на устье) на фонтанной  арматуре должен быть установлен лубрикатор 1, представляющий собой полый цилиндр  и имеющий в верхнем торце  сальник для прохода проволоки  или кабеля, манометр и кран для  сообщения лубрикатора с атмосферой. К корпусу крепится направляющий и оттяжные ролики для прохода  проволоки или кабеля.

Установка с лебедкой располагается  примерно в 25—40 м от устья. Установку  ставят таким образом, чтобы вал  барабана лебедей был перпендикулярен  направлению движения проволоки  от скважины до середины барабана.

Для подготовки глубинного прибора 6 к спуску конец проволоки  от лебедки 7 пропускают через сальник  лубрикатора, вывинтив его предварительно из корпуса.

Закрепив конец проволоки  в подвесной части прибора, его  помещают в корпус лубрикатора и завинчивают сальник. Сальник затягивают так, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом обеспечить возможность движения ее через сальник.

Лебедка Азинмаш-8 (Азинмаш-8А  и Азинмаш-8Б) монтируется на автомашине ГАЗ-66.

Она предназначена для  спуска и подъема в скважину измерительных  приборов на глубину до 6000 м (глубинные  манометры, термометры), а также для  измерения глубины скважин и  уровня жидкости в них. Привод ее осуществляется от коробки передач автомашины через  карданный вал и узел цепной передачи. Для ручного подъема приборов предназначена рукоятка, смонтированная на барабане лебедки.

Техническая характеристика лебедки:

Диаметр бочки барабана, мм165

Длина бочки барабана, мм200

Диаметр проволоки, мм1,6-1,8

Габаритные размеры, мм:

длина1195

ширина895

высота892

Габаритные размеры агрегата, м:

длина6,1

ширина2,1

высота2,8

Масса, кг:

агрегата4320

лебедки (без проволоки)323

Для точного отсчета глубины  спуска прибора лебедка оборудована  мерительным аппаратом: мерного  шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание  проволоки, и счетчика, связанного с  мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.

Мерительный аппарат позволяет  определить глубину положения прибора  с точностью до 0,1 м. Лебедка управляется  рычагами.

 

 

3. РАСЧЕТНО-ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Построение индикаторных диаграмм (для фонтанных и механизированных скважин)

 

Для добывающих скважин могут  быть построены прямолинейные

диаграммы (когда эксплуатируется  пласт с водонапорным режимом  и

приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному

закону фильтрации); криволинейные  – с выпуклостью, обращенной к  оси

дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а  другая при

увеличении депрессии  и дебитов – криволинейна (рис 1, линия 4).

Искривление индикаторной линии  обычно происходит вследствие

нарушения линейного закона фильтрации.

      Во всех  случаях, когда залежь эксплуатируется  на режиме,

отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой

по отношению к оси  дебитов.

Форма индикаторной линии  может быть вогнутой по отношению  к

оси дебитов (рис1, линия 3). Поэтому в тех случаях, когда получают

вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают

неудовлетворительным и  его необходимо повторить.

      Приток  жидкости к забою скважины  определяется зависимостью

                           Q = K ( Pпл − Рзаб ) n ,

где K – коэффициент продуктивности; n – коэффициент, показывающий

характер фильтрации жидкости через пористую среду.

При линейном законе фильтрации n = 1 (индикаторная линия –

прямая). Линию, выпуклую к  оси дебитов, получают при n > 1 , а

вогнутую – при n < 1 .

      При линейном  законе фильтрации предыдущее  уравнение

принимает вид:

                              Q = K ( Pпл − Рзаб ) .

      Коэффициентом  продуктивности добывающей скважины K

называется отношение  ее дебита к перепаду (депрессии) между

пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту:

               Q                Q

K= ────────  =──             

     Pпл − Рзаб ∆ P   100

 

 Если дебит измерять  в т/сут. (м3/сут), а перепад давления  в

паскалях, то размерность  коэффициента продуктивности будет  т/

(сут.·Па), или м3/(сут.·Па). Однако величина паскаль чрезмерно  мала,