Пирназаров Ш.Б.
з1РЭ02
КУРСОВАЯ РАБОТА
2024 г.
ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ
(филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения
высшего образования «Югорский государственный университет»
Специальность 21.02.01
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
КУРСОВАЯ РАБОТА
МДК 01.01 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»
Тема: «Исследования продуктивных пластов»
Руководитель
/ Попов А.Н.
(подпись, дата)
Разработал
(ФИО)
/ Пирназаров Ш.Б.
(подпись, дата)
Нефтеюганск 2024
(ФИО)
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 Технико-технологический раздел
1.1 Цели и виды исследования скважин и пластов
1.2 Технология исследования продуктивных пластов методом
гидропрослушивания
1.3 Анализ данных исследования методом гидропрослушивания
1.4 Опыт применения метода гидропрослушивания на промысле
1.5 Выбор оборудования для исследования скважин и пластов
2 Расчётно – практический раздел
2.1 Расчет пластового давления в нефтяной и газовой скважинах
2.2 Расчет пластового давления в нефтяной и газовой скважинах
Заключение
Список литературы
5
7
8
11
14
17
22
26
27
27
29
32
ВВЕДЕНИЕ
Нефтегазовая залежь представляет собой сложную динамическую
гетерогенную систему с присущими только ей специфическими свойствами. В
геологии, и в нефтепромысловом деле в частности, подход к решению проблем
системы предполагает учет всех разнообразных вещественно-энергетических
факторов, вызывающих разнообразные изменения состояния элементов в
непрекращающейся динамике самой системы.
Исследование месторождений начинается с момента их открытия и
продолжается до полной выработки извлекаемых запасов нефти и газа.
Получаемая информация используется для проектирования, контроля и
регулирования систем разработки месторождений, что обеспечивает
необходимые темпы и степень выработки запасов при минимальных затратах.
Одним
из
важнейших
источников
информации
являются
гидродинамические (промысловые) исследования пластов и скважин.
Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений связано с
применяемыми на промыслах мероприятиями по интенсификации добычи
нефти. Промысловые исследования скважин и пластов поэтому приобретают
все более важное значение как инструмент для оценки эффективности
применяемых мероприятий.
В процессе эксплуатации пластов и скважин исследования ведутся,
главным образом, гидродинамическими методами, при этом уточняются
характеристики пластов, выявляется эффективность мероприятий по
воздействию на призабойную зону пласта.
Целью курсовой работы является изучить пути исследования
продуктивных пластов.
Задачами курсовой работы являются:
1. Описать цели и виды исследования скважин и пластов;
2. Рассмотреть технологию исследования продуктивных пластов методом
гидропрослушивания;
3. Провести анализ данных исследования методом гидропрослушивания;
4. Описать опыт применения метода гидропрослушивания на промысле;
5. Описать выбор оборудования для исследования скважин и пластов;
6. Произвести расчёт пластового давления в нефтяной и газовой
скважинах;
7. Произвести расчет дебита нефтяной скважины.
Из Лист № докум. Подпись Дата
Пирназаров Ш.Б.
м.
Разраб
Проверил Попов А.Н.
Консульт
.
.
Утв
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Пояснительная
записка
Лит
Лист
6
Листов
32
з1РЭ02
1 ТЕХНИКО –
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
РАЗДЕЛ
1.1 ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ
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.
Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной
разведки месторождений является получение возможно полной информации о
строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления
проекта разработки.
С помощью промысловых исследований можно получить наиболее
объективные материалы о комплексе гидродинамических характеристик пласта,
ибо они основываются на изучении аналитических зависимостей между
доступными для непосредственных измерений величинами, такими как
пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т. д.
Задача определения абсолютных значений этих величин с необходимой
точностью, а также изучения характера их изменения во времени и пространстве
(по разрезу и площади залежи) является основной задачей специальной области
измерительной техники, связанной с проведением измерений в скважинах и
получившей название глубинной. Методы и средства глубинных измерений
указанных величин (исходных параметров) имеют существенные особенности,
определяемые как целями и видом исследования, так и специфическими
условиями эксплуатации приборов в различных скважинах.
В связи с широким внедрением новых видов гидродинамических
исследований, возрастанием их роли в области контроля и регулирования
процессом разработки месторождений непрерывно совершенствуется и техника
глубинных измерений. За последние годы в нашей стране и за рубежом
разработаны различные глубинные приборы для измерения давлений,
температур, уровней, расходов и других величин; созданы специальные
устройства для проведения глубинных измерений в скважинах; разработаны
полевые самоходные лаборатории для проведения комплексных измерений и т.д.
Тенденции развития техники контроля и регулирования разработки
нефтяных месторождений таковы, что промысловые исследования будут иметь в
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
8
последующие годы все более важное практическое значение, а служба
исследований непрерывно будет совершенствоваться и расширяться.
Предусмотренное усиление работ по изысканию новых, более эффективных
методов разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений по
значительному повышению степени извлечения нефти и газового конденсата из
недр потребует для своего осуществления создания информационноизмерительных систем, обеспечивающих действенный контроль за ходом
процессов выработки продуктивных пластов, а также комплекса глубинных
приборов для оценки эффективности мероприятий по интенсификации добычи
нефти и газа. Поэтому все большее значение приобретают и вопросы, связанные
с методами глубинных измерений исходных параметров, теоретическими и
физическими принципами создания глубинных приборов, техникой проведения
измерений в скважинах.
Для подсчета запасов нефти и газа, составления проектов разработки
объектов, установления технологических режимов работы скважин и пластов и
решения вопросов оперативного регулирования необходим следующий комплекс
сведений.
1. Горногеометрическая характеристика пласта и залежи, глубина
залегания, площадь распространения, положение непроницаемых границ и
включений и их протяженность, начальное положение контуров нефтеносности,
степень и характер расчленения пласта по разрезу, эффективная мощность
пласта h и характер ее изменения по площади и т. д.
1. Гидродинамические и коллекторские свойства пласта,
Пористость т, проницаемость k, пьезопроводность ч, гидропроводность е,
продуктивность К, нефтенасыщенность ун, и газонасыщенность уг начальное и
текущее давления и т. п.
2. Физико-химические характеристики пластовых жидкостей и газов,
вязкость м, плотность с, давление насыщения и другие, а также зависимости их
от давления, температуры и газонасыщенности.
Процессы фильтрации жидкостей и газов в реальных пластах из-за
значительной изменчивости их гидродинамических свойств чрезвычайно
сложны. Поэтому для изучения и управления процессами добычи необходима
информация не только о начальном состоянии залежи, но и о закономерностях
изменения указанных параметров при разработке месторождения.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
9
Одной из главных задач гидродинамических исследований на стадии
промышленной разведки является выявление общей картины неоднородностей
пласта по площади.
На стадиях пробной эксплуатации и промышленной разработки
месторождения задачами гидродинамических исследований являются.
1) уточнение данных о гидродинамических свойствах разрабатываемого
объекта, необходимых для дальнейшего проектирования;
2) получение информации о динамике процесса разработки, необходимой
для его регулирования;
3)
определение
технологической
эффективности
мероприятий,
направленных на интенсификацию добычи нефти (обработка призабойных зон
скважин, гидроразрыв и т. д.).
Каждым из указанных видов исследования (геологические; геофизические;
гидродинамические и лабораторные) не обеспечивается получение всего
комплекса сведений и тем более с одинаковой достоверностью. Только в
результате сочетания различных методов можно определить параметры,
характеризующие начальное и текущее состояния процесса разработки, с той
степенью достоверности, которая может быть достигнута при современном
уровне теории и техники промысловых исследований.
Для получения полной информации необходимы систематическое
исследование и контроль за процессом добычи на всех стадиях разработки
месторождения: от разведки до промышленной эксплуатации включительно. Как
известно, на стадии разведки из-за небольшого числа разведочных скважин
невозможно учесть все детали строения продуктивного пласта и изменения его
гидродинамических свойств. При проектировании принимаются осредненные
параметры, характеризующие свойства пластов и пластовых жидкостей.
Поэтому в проектах разработки не учитывается вся совокупность геологических
и физико-химических факторов, влияющих на процесс разработки
месторождения.
При освоении залежи объём информации возрастает, что позволяет
составить более полную картину неоднородности пласта и внести необходимые
коррективы в проект разработки. Чтобы выбранная система разработки полнее
соответствовала выявляющейся картине неоднородности, в процессе
эксплуатации месторождения необходимо осуществлять ее регулирование
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
10
принять меры к изменению принятой системы, ибо только тогда обеспечиваются
наиболее высокие технико-экономические показатели разработки залежи.
Эффективность мероприятий по регулированию процесса добычи также
зависит от детального знания свойств пластов и о ходе процессов их разработки.
Эти сведения могут быть получены с помощью исследований и контроля за
добычей нефти.
В общем случае система контроля процесса добычи нефти должна
обеспечить получение данных, достаточных для установления текущих значений
следующих факторов:
1) распределения запасов нефти и газа по площади и разрезу залежи;
2) распределения давления по площади каждого пласта и в отдельных
случаях - в прилегающей к залежи законтурной области пласта;
3) распределения притоков и поглощений нефти, воды и газа по разрезу;
4) распределения коэффициентов продуктивности и приемистости по
интервалам.
1.2 ТЕХНОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
МЕТОДОМ ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ
Метод
гидропрослушивания
позволяет
определить
параметры
продуктивных пластов, установить газодинамическую взаимосвязь между
отдельными скважинами, провести оценку неоднородности пласта.
Сущность метода гидропрослушивания, заключается в наблюдении за
изменением давления одной скважины, происходящим при изменении дебита
соседней скважины.
На газовых скважинах данный метод не нашел широкого применения из-за
малых эффектов взаимодействия в газовой среде. Для успешного использования
этого метода в газовых скважинах необходимы высокоточная измерительная
техника и незначительное расстояние между скважинами.
При проведении исследований методом гидропрослушивания выбирают
две скважины – возмущающую и реагирующую. По возмущающей скважине
определяют изменение дебита. В реагирующей скважине ведут наблюдение за
изменением забойного давления, вызванным указанным возмущением.
Результатами исследования являются кривые изменения дебита в возмущающих
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
11
скважинах и давления в реагирующих, называемые кривыми реагирования
(рисунок 1).
Рисунок 1 - Кривая реагирования скважины на пуск и остановки соседних
скважин
До проведения исследований необходимо провести расчет ожидаемой
кривой реагирования, используя средний по месторождению параметр
продуктивности пласта. Это позволит оценить время, необходимое для
проведения исследования и класс точности измерительного оборудования. В
качестве возмущающей скважины выбирают действующую или простаивающую
добывающую скважину. Перед началом исследования такая скважина должна
работать с некоторым установившимся дебитом и забойным давлением. В
качестве реагирующей могут быть использованы простаивающие или
специально остановленные скважины, находящиеся вблизи возмущающих
скважин. Если в качестве реагирующей используется эксплуатационная
скважина, то ее останавливают до полного восстановления давления и в течение
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
12
длительного периода времени производят замер давления. После этого
возмущающую скважину либо пускают в работу с дебитом постоянным в
течение всего периода исследований, либо останавливают. На реагирующей
скважине продолжают замер давления. Если изменение давления не фиксируется
в течение длительного периода времени, существенно превышающее оценочное,
то гидродинамическая связь между скважинами отсутствует. Если отмечено
изменение давления зафиксируется, то исследования продолжают для получения
кривой реагирования.
Обработка кривой реагирования производится следующим образом:
1. По результатам исследования строят фактическую кривую
прослушивания.
2. На фактическую кривую накладывают расчетную кривую которую
строят в тех же координатах, для пласта с условным параметрами.
3. Отмечают, при каких параметрах пласта фактическая кривая совпадает с
расчетной кривой.
4. Определяют гидропроводность и пьезопроводность пласта.
Исследования должны проводиться в обстановке, исключающей в данный
период посторонние возмущения, обусловливающие изменение забойных
давлений в реагирующих скважинах (пуски или остановки других близко
расположенных скважин и т. п.).
Контролируемые параметры при исследовании:
• Давление на забое возмущающей и реагирующей скважин
• Дебит жидкости в период возмущений скважины
• Обводненность
Результаты:
• Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, пласта;
• Пластовое давление.
Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на
изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие
гидродинамической
связи
между
скважинами
вследствие
наличия
непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта).
Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения
пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе
разведки и геологического изучения месторождения.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
13
1.3 АНАЛИЗ ДАННЫХ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕТОДОМ
ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ
Рассмотрим проведение гидродинамического исследования методом
гидропрослушивания при сопровождении процесса эксплуатации на скважинах
конкретного месторождения (рисунок 2). Исследования были выполнены с
использованием двух добывающих скважин. Основные характеристики пласта
БС10/2 по исследуемому участку, используемые в расчетах, представлены в
таблице 1.
Таблица 1 - Основные характеристики пласта БС10/2
Наименование
Пористость пласта
Вязкость нефти
Проницаемость
Объемный коэффициент
Упругоемкость пласта, Ct
Упругоемкость пласта, β= m*
Ct
Эффективная толщина пласта
Единицы
Значения
д. е.
сПз
мД
м3/м3
1/Па
1/Па
0,217
1,97
264,6
1,11
4.4Е-10
9.55Е-11
м
3,9
Подача гидроимпульса осуществлялась путем остановки и пуска
нагнетательной скважины при постоянном режиме механизированного способа
добычи продукции в реагирующих скважинах.
Для записи фонового давления в скважине были считаны данные датчика
ТМС. После регистрации фонового давления 20.09.2023г. в 15:50 была
произведена остановка нагнетательной скважины. Давление закачки составляло
112 атм, приемистость скважин 119 м3/сут. Продолжительность построения
кривой падения составила 2,83 ч. Далее проводилась регистрация сигналов
прослушивания.
Для того чтобы убедиться в наличии предполагаемой гидродинамической
связи между скважинами, была осуществлена повторная подача импульса путем
запуска (28.09.2023 г. в 11:39) возмущающей скважины скважины 3150. Время
начала реагирования скважины 2153 больше, чем у скважины 1186, так как ее
забой находится удаленнее от забоя возмущающей скважины 3150. Таким
образом, гидродинамическая связь между возмущающей скважиной 3150 и
реагирующими скважинами 2153, 1186 присутствует, хотя «затушевана»
техническими причинами.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
14
Рисунок 2 – Карта скважин
Рисунок 3 - Совмещенный график данных устьевого манометра нагнетательной
скважины с данными ТМС
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
15
Сводная информация по полученным результатам представлена в таблице
2.
Таблица 2 - Результаты
Наименование
Ед. изм.
Реагирующие скважины
Скв. 2153
Гидропроводность
Д*см/сП
Пьезопроводность
Скв. 1186
53,1
96,5
см2/с
1.22Е+04
2,56Е+04
Проницаемость пласта
мД
232,2
487,4
Эффективная работающая
м
4,51
3,90
б. р.
1,16
1,000
толщина
Коэффициент охвата
Исследование участка показало, что в изучаемом районе залежи имеется
четкое
гидродинамическое взаимодействие нагнетательной скважине 3150 и
добывающих скважинах 2153, 1186. В направлении скважины 2153, расстояние
до которой по кровле продуктивного пласта равно 339м, передача импульса
давления происходит через 11 часов. Перепад давления с момента начала
реакции составил 0,7 атм. При запуске нагнетательной скважины реакция
зарегистрирована примерно через 9 часов, перепад давления составил 0,8 атм.
Фильтрационные свойства коллектора в направлении скважины 1186 (614м)
таковы, что позволяют импульсу от возмущающей скважины достичь
реагирующую за 38 ч Перепад давления с момента начала реакции составил 1,4
атм. При запуске нагнетательной скважины также зарегистрирована реакция
через 30 ч, перепад давления составил 1,5 атм.
Активное и быстрое реагирование скважин 2153 и 6077 на подачу
импульсов скважины 3150 характеризует хорошую гидродинамическую связь
между этими скважинами и позволяет определить гидродинамические
параметры межскважинного пространства.
Полученная в результате интерпретации проницаемость (Кпр)
межскважинных пространств (232,2-487,4 мД) и эффективные работающие
толщины Һ (3,9-4,51 м) сопоставимы с аналогичными параметрами по геолого-
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
16
физическим характеристикам пласта (Кпр = 264,6мД, Һ = 3,9 м), что
свидетельствует о его однородности.
Анализ результатов исследований свидетельствует об эффективности
метода гидропрослушивания пласта с ТМС без остановки реагирующих скважин
в условиях продуктивных пластов.
Наиболее оптимальной технологической схемой исследовании в части
создания возмущения является одноцикличное или многоцикличное изменение
режима работы нагнетательной скважин (остановка или запуск под нагнетание).
При
проведении
гидродинамических
исследований
методом
гидропрослушивания рекомендуется подбирать реагирующие скважины,
оборудованные датчиками ТМС с разрешением по давлению 0,01 атм.
Разрешение в 1 атм в большинстве случаев являете достаточным для надежного
определения гидродинамической связи между исследуемыми скважинами и
определения ФЕС пласта.
При
проведении
гидродинамических
исследований
методом
гидропрослушивания
рекомендуется выполнять регистрацию кривой снижения давления.
С целью повышения качества исследований методом гидропрослушивания
необходимо повысить контроль за проведением исследований: не изменять
режим работы реагирующих скважин, а также скважин ближайшего окружения;
в случае изменения режима работы фиксировать все изменения для
последующего учета при интерпретации.
Данный метод исследований позволяет в комплексе управлять
заводнением пластов при разработке месторождений.
В результате проведения и интерпретации гидродинамического
прослушивания определяются области прироста доказанных запасов,
оцениваются площади и рассчитываются величины соответствующих запасов.
1.4 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ НА
ПРОМЫСЛЕ
Пуск в эксплуатацию или остановка скважины при исследовании методом
КВД влияет на работу соседних скважин (интерференция скважин). Степень
этого влияния зависит от свойств пластовой системыи интенсивности импульса
дебита.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
17
Изучение свойств и строения пластов по результатам интерференции
скважин называется гидропрослушиванием.
Метод гидропрослушивания скважин предназначен для установления
гидродинамической связи между исследуемыми скважинами (рисунок 4)
Заключается в наблюдении за изменением давления в одной из них
(реагирующей) при создании возмущения в другой (возмущающей).
Метод применяется на залежах, эксплуатирующихся при давлениях выше
давления насыщения и используется при условии фильтрации однофазной
жидкости или водонефтяной смеси.
Цель: определить
осредненные
значения гидропроводности
e и пьезопроводности c в районе исследуемых скважин.
Рисунок 4 - Схема проведения гидропрослушивания пластов:
1 – возмущающая скважина, 2 – реагирующая скважиная, 3 – пласт, 4 –
глубинный прибор (манометр или дифманометр) e1 и e2 – коэффициенты
гидропроводности призабойных зон пласта, e1¢ и e2¢– коэффициенты
гидропроводности удаленных зон пласта, e3 – коэффициент гидропроводности
пласта на участке между возмущающей и реагирующей скважинами.
Возможны
три
варианта
получаемых
значений коэффициента
гидропроводности на участке между исследуемыми скважинами по сравнению с
призабойной и удаленной зонами пласта вокруг скважин:
1) e3 ³ e2 и e1;
2) e3 < e2 и e1 - имеется зона неоднородности;
3) e3=0 - имеется непроницаемая граница.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
18
Разновидности метода гидропрослушивания:
1. Скачкообразное изменение дебита возмущающей скважины
2. Плавное изменение дебита возмущающей скважины
3. Периодическое изменение дебита возмущающей скважины.
Эти разновидности метода гидропрослушивания применяют для уточнения
свойств пластовой системы для конкретной области пласта, для отдельных
пропластков в любой точке пласта и т.д.
Способы обработки кривых реагирования:
1. Графоаналитические методы (способ касательной)
2. Методы характерных точек (по экстремуму кривой)
3. Методы эталонных кривых
4. Аналитические методы.
Кривые реагирования (гидропрослушивания) обычно строят в координатах
DR-t (DR - изменение давления в реагирующей скважине по отношению к
фоновой кривой). Если при исследовании используют U-образные ртутные
манометры, то кривую строят в координатах Dl-t (Рисунок 5, Dl- мм. ртутного
столба).
При обработке кривых гидропрослушивания (Рисунок 5) способом
касательной коэффициент гидропроводности определяют по приращению
давления в реагирующей скважине Dрk , соответствующему времени tk, когда
темп изменения давления начал уменьшаться и кривая имеет видимый изгиб.
Начало координат по оси абсцисс совпадает с моментом создания импульса в
возмущающей скважине. Коэффициент пьезопроводности пласта устанавливают
также по времени t, от считываемому от момента создания импульса до начала
перегиба кривой гидропрослушивания.
Рисунок 5 - Кривая гидропро-слушиваяия с точкой перегиба
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
19
DQo - значение дебита в пластовых условиях при первом изменении;
DQ1 — значение дебита в пластовых условиях при втором изменении.
При использовании метода эталонных кривых результаты исследований
представляются в виде графика гидропрослушивания (рисунок 6). По оси
ординат откладывается изменение забойного давления реагирующих скважин, а
по оси абсцисс — время в часах. Время отсчитывается с момента изменения
режима работы возмущающей скважины (точка В).
Изменение давления ∆𝑝1 в момент времени ti соответствующее
вертикальному отрезку ∆𝑙2 , берется между фоном (AА1) и фактической кривой в
реагирующей скважине (BC).
Рисунок 6 - График гидропрослушивания (изменение забойного давления в
наблюдательной скважине от изменения дебита в возмущающей)
Фактическая кривая изменения давления на забое реагирующей скважины
строится в координатах lg ∆p , lge таким образом, чтобы она разместилась на
бланке. С этой целью выбираются соответствующие масштабы для оси времени
и для оси давления.
На фактическую кривую накладывается эталонная, нанесенная на кальку
(масштабы координатных осей у обеих кривых должны быть одинаковы),
рисунок 7.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
20
Рисунок 7 - Эталонная кривая восстановления давления, применяемая при
исследовании скважин методом гидропрослушивания.
При совмещении кривых следует соблюдать параллельность координатных
осей обеих кривых. Фиксируются значения совпадающих точек кривых
эталонной и фактической по давлению и по времени (соответственно ∆p и t1 —
для эталонной кривой и ∆pφ и t φ для фактической). Параметры пласта
рассчитываются из соотношений:
kh ∆p1
=
∆Q;
μ
∆pφ
t1
X = 10R2 ;
tφ
(1)
(2)
где ∆Q — изменение дебита возмущающей скважины;
R — расстояние между двумя взаимодействующими скважинами.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
21
1.5 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И
ПЛАСТОВ
При исследовании скважин и спуске скважинных приборов используется
специальное оборудование и устройства. Для исследования фонтанных и
газлифтных скважин с целью предупреждения выброса нефти на поверхность
применяют лубрикатор (рисунок 8).
У фонтанной скважины устанавливают мостки для спуска и подъема
приборов из скважины. При проведении исследований автомашину с лебедкой
устанавливают на расстоянии 20 - 40 м от устья так, чтобы ось барабан лебедки
была перпендикулярна к проволоке, идущей он устья скважины к барабану.
Перед спуском прибора в скважину убеждаются в герметичности сальника
лубрикатора. Прибор спускают со скоростью 0,7-0,8 м/с. При подходе прибора к
заданной глубине скорость замедляют и при достижении заданной глубины!
полностью затормаживают барабан.
Время выдержки прибора на заданной глубине определяется исходя из
поставленных задач. Если измеряется только давление на забое то прибор
остается без движения на заданной глубине 20 - 30 мин. Если снимается кривая
восстановления давления, то прибор выдерживают в течение 2 - 4 ч.
Из скважины прибор поднимают с помощью мотора автомашины на
второй скорости. При достижении прибором глубины 30 - 50 м уменьшают
скорость подъема, а за 5 - 7м до устья его поднимают вручную. Убедившись, что
прибор находится в лубрикаторе, извлекают из него прибор.
Открыв вентиль, снижают давление в лубрикаторе, перекрывают задвижку
на буфере. Открыв вентиль, снижают давление в лубрикаторе и извлекают из
него прибор. Затем разбирают прибор и извлекают бланк-диаграмму с записью
давления во времени.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
22
Рисунок 8 – Исследовательская лаборатория АПЭЛ:
1 – скв.прибор; 2 – стенд вторичных приборов; 3 – лебёдка; 4 – смоточное
устройство; 5 – ролик; 6 - лубрикатор
При исследовании скважин приборами с дистанционным измерением
используют автоматическую промысловую электронную лабораторию АПЭЛ
или АИСТ. В лаборатории АПЭЛ установлена малогабаритная лебедка для
спуска глубинных манометров с местной регистрацией.
В комплект лаборатории входят скважинные дистанционные приборы:
расходомер-дебитомер РГД-2М, термометрТ4Г-1 и влагомер ВГД-2М. Сигнал от
скважинного прибора передается по кабелю на вторичный блок
соответствующего прибора, в котором сигнал усиливается и передается в блок
частотомера, а затем передается на вход самопишущего потенциометра.
Измеряемые параметры могут регистрироваться также с помощью стрелочных
или цифровых приборов в координатах параметр-время или параметр-глубина.
Основные параметры - дебит и давление, используемые при обработке
результатов исследования скважин, измеряют с помощью специальной
аппаратуры. Так, дебит в системах сбора чаще измеряют объемным или весовым
методом. Измерение расходов жидкости непосредственно в скважинах, когда
требуется исследовать изменение расхода по длине фильтра, имеет свои
особенности, обусловленные тем, что прибор в скважине может занимать самое
различное положение (находиться в центре или лежать на стенке), в результате
чего скоростной напор жидкости будет меняться и тем самым прибор будет
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
23
регистрировать разный расход.
В связи с этим скважинные приборы имеют специальные устройства,
предназначенные для направления всего потока через калибровочные отверстия
прибора или для центровки положения скважинного прибора в стволе скважины.
Первые называются пакерующими устройствами, вторые - центраторами.
Глубинные манометры предназначены для измерения и регистрации
давления в стволе скважины на любой глубине (включая забой устье). Используя
результаты измерения можно решать различные задачи связанные с
технологическими режимами разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений:
1. Определять зависимость дебита скважин от давления на забое.
2. Определять коэффициент продуктивности.
3. Оценивать количество функционирования и гидропроводности пласта.
4.Выявлять пластовое давление и динамику его изменения для
прогнозирования изменения давления в различных точках пласта и выявление
эффективности его поддержания.
Рисунок 9 - Глубинный манометр геликсный.
Давление измеряемой среды через отверстие 16 в корпусе действует на
сильфон 14, соединенный капилляром 13 с геликсной пружиной 12. Внутренняя
полость сильфона и геликсной пружиной заполнены маловязкой жидкостью.
Через жидкость давление от сильфона передается геликсной пружине, которая
раскручивается на угол пропорциональный величине измеряемого давления.
Угловое перемещение пружины преобразуется в электрический сигнал и
передается по кабелю на поверхность.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
24
Рисунок 10 - Образец диаграммы записи давления глубинного манометра
Диаграмма имеет вид замкнутого контура, состоящего и ломаных линий.
Линия AF называется нулевой и записывается при включении механизма
привода до спуска прибора в скважину и соответствует атмосферному давлению.
Расстояние l1 характеризует буферное давление, когда прибор помещен в
лубрикатор при закрытой буферной задвижке перед началом спуска его в
скважину. Линия ВС показывает давление возрастающее от буферного на устье
до забойного при спуске манометра в скважину. Расстояние l2 соответствует
давлению забоя скважины. Закругление в С вызвано температурным фактором,
оказывающее влияние на изменение упругих свойств геликсной многоветковой
трубчатой пружины во время нагрева манометра при температуре забоя
скважины. Фактическое давление на забое необходимо измерять на некотором
расстоянии от С линией CD. Линия DE соответствует давлению при подъеме
манометра от забоя до устья скважины, а характеризует буферное давление.
Линия EF показывает что при закрытой буферной задвижке давление в
лубрикаторе снизилось до атмосферного. В проекции линий AB,BC,DE и EF на
нулевую линию определяют время пребывания прибора.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
25
2 РАСЧЁТНО –
ПРАКТИЧЕСКИЙ
РАЗДЕЛ
2.1 РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ
СКВАЖИНАХ
Определить пластовое давление в скважине.
Исходные данные:
Плотность жидкости в скважине ρж -850 кг/м3
Глубина (забой) скважины, Hскв – 1720 м
Ускорение свободного падения g – 9,81 м/с2
Решение:
Пластовое давление Рпл в скважине будет равно:
𝑃пл = 𝜌ж ∙ 𝑔 ∙ 𝐻
(3)
𝑃пл = 850 ∙ 9,81 ∙ 1720 = 14342220 Па = 14,34 МПа
Ответ: пластовое давление в скважине равно 14,34 МПа.
2.2 РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном
давлению насыщения, для следующих условий:
проницаемость призабойной зоны 0,25 мкм2; толщина пласта h = 5 м;
плотность нефти в пластовых условиях ρНП = 805 кг/м3; вязкость нефти в
пластовых условиях 2 мПа·с; плотность дегазированной нефти Ρнд = 862 кг/м3;
радиус контура питания RК м; приведенный радиус скважины 0,01 м; пластовое
давление pПЛ = 25 МПа; газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти
(объем газа приведен к стандартным условиям) S0 = 78,5 м3/м3, давление
насыщения при t = 20°С РНАС20 = 8,48 МПа; пластовая температура 82°С;
содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных
условиях Ум = 0,622, а азота Уа = 0,027.
Прежде всего рассчитываем объемный коэффициент нефти
𝒃н = 𝟏 + 𝟑, 𝟎𝟓 ∙ 𝟏𝟎−𝟑 𝑺𝟎
{
𝒃н = 𝟏 + 𝟑, 𝟔𝟑 ∙ 𝟏𝟎−𝟑 𝑺𝟎
при 𝑺𝟎 ≤ 𝟒𝟎𝟎м𝟑 /м𝟑
при 𝑺𝟎 > 𝟒𝟎𝟎м𝟑 /м𝟑
(4)
где S0 — газонасыщенность пластовой нефти м3/м3 (объем газа приведен к
стандартным условиям).
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
7
27
2
Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так
как в исходных данных оно дано при стандартной температуре.
Для этого:
𝑡 − 𝑡пл
𝑃нас = 𝑃нас 𝑡 −
, МПа
701,8
(5)
9,157 + (У
)
𝑆0м
м −0,8Уа
Приводим заданное газосодержание S0 пластовой нефти к размерности
Sом в вышеприведенном уравнении.
Для этого:
Тср =273+ t (К)
(6)
ТО = 273(К)
𝟏𝟎𝟑 ∙ 𝑺𝟎
𝑺ом =
𝝆НД ∙ Тср /Т𝟎
Таким образом, давление насыщения при tПЛ
(𝟐𝟎 − 𝟖𝟐)
Рнас = 𝟖, 𝟒𝟖 +
𝟕𝟎𝟏,𝟖
𝟗, 𝟏𝟓𝟕 +
(7)
= 𝟏𝟏, 𝟖 МПа
𝟖𝟒,𝟖(𝟎,𝟔𝟐𝟐𝟏−𝟎,𝟖∙𝟎,𝟎𝟐𝟕)
Рассчитываем дебит скважины:
𝑸 = Кпр (Рпл − Рзаб )
(8)
где КПР — коэффициент продуктивности скважины, т/ (сут·МПа)
(стандартные условия).
Q≈295,3 т/сут.
Расчетный дебит в стандартных условиях составляет 295,3 т/сут.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
8
28
2
Заключение
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
9
29
2
В настоящее время промысловые и геофизические службы все шире
включают
в
комплексы
скважинных
исследований
различные
гидродинамические измерения в процессе испытаний продуктивных пластов.
Это оправдано, так как гидродинамические методы исследований пластов и
скважин совместно с промысловыми данными потенциально способны
информационно обеспечить процесс контроля за энергетическим состоянием
основных объектов эксплуатации. Информативность таких работ возрастает при
выполнении одновременного контроля за поведением системы «скважинапласт».
Снижение производительности скважин и их малодебитность может быть
обусловлена естественными факторами (низкая проницаемость пород). Малая
толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с
загрязнением призабойной зоны пласта в процессе бурения и эксплуатации. Если
низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными причинами, то прежде
всего необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента
продуктивности скважины.
Гидродинамические исследования являются одним из важнейших звеньев
методики оценки пластов, поэтому данная тема привлекает к себе много
внимания.
Направление гидродинамических исследований (ГДИ) в России и за
рубежом постоянно совершенствуется в методическом и технологическом плане,
а также модернизируется соответствующее программное обеспечение.
В настоящее время в ООО «РН-ЮНГ» разработаны и внедрены в
производство новые технологии исследования действующих скважин. В целом,
проведение исследований действующих добывающих и нагнетательных скважин
позволяет определять параметры и решать задачи, представляющие большой
интерес для разработки нефтяных месторождений:
прямое определение забойного давления, дебита и состава продукции в
работающей скважине вместо косвенных оценок (расчет забойного давления по
уровню, замер дебита и состава флюида на устье);
определение относительного вклада каждого работающего интервала в
добываемой продукции; мониторинг динамики работы скважины во времени
без извлечения насоса и привлечения бригад ПРС и КРС;
определение причин изменения дебита и состава продукции (изменение
работающей мощности, появление заколонных перетоков флюида и др.);
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
0
30
3
определение положения ВНК в перфорированных пластах при работе
скважины;
определение необходимости оптимизации режима работы, капитального
ремонта, других геолого-технологических мероприятий;
проведение
площадного
гидродинамического
мониторинга
(гидропрослушивания), когда предлагаемые технологии применяются в
нескольких гидродинамически связанных скважинах с целью изучения их
взаимовлияния по пластам.
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
1
31
3
Список литературы
1. Арбузов, В. Н. Сборник задач по технологии добычи нефти и газа в
осложненных условиях: Практикум / Арбузов В.Н., Курганова Е.В. - Томск:
Издательство ТПУ, 2020. - 68 с. - Текст: электронный. - URL:
https://new.znanium.com/catalog/product/672983 (дата обращения: 19.03.2020)
2. Галикеев, И. А. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных
условиях: учебное пособие / И.А. Галикеев, В.А. Насыров, А.М. Насыров. Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2020. - 356 с. - ISBN 978-5-9729-0288-0. Текст: электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/1049194
(дата обращения: 20.03.2020)
3. Говорушко,
С.
М.
Экологические
последствия
добычи,
транспортировки и переработки ископаемого топлива / С.М. Говорушко. Москва: НИЦ ИНФРА-М, 2020. - 208 с. (Научная мысль). - ISBN 978-5-16103369-2
Текст:
электронный.
URL:
https://new.znanium.com/catalog/product/517112 (дата обращения: 20.03.2020)
4. Кадырбеков, Ю.Д. Ведение технологического процесса при всех
способах добычи нефти, газа и газового конденсата: учебник для СПО / Ю.Д.
Кадырбекова, Ю.Ю. Королева. - Москва: Академия, 2020. - ISBN 978-5-44681420-6. Текст непосредственный.
5. Мусин, М. М. Разработка нефтяных месторождений: учебное пособие /
М.М. Мусин, А.А. Липаев, Р.С. Хисамов ; под ред. А.А. Липаева. - 2-е изд.,
перераб. и доп. - Москва; Вологда: Инфра-Инженерпя, 2021. - 328 с. - ISBN 9785-9729-0314-6.
Текст:
электронный.
URL:
https://new.znanium.com/catalog/product/1049168 (дата обращения: 20.03.2020)
6. Покрепин, Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
учебное пособие / Б.В. Покрепин.- Ростов на Дону: Феникс, 2020.-605 с.- ISBN
978-5-222-26386-0. - Текст непосредственный.
7. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности : Санкт-Петербург: ДЕАН, 2021.- .- ISBN 978-5-93630-578-8.- Текст
непосредственный.
8. Шишмина, Л. В. Практикум по экологии нефтедобывающего
комплекса: учебное пособие / Шишмина Л.В., Ельчанинова Е.А., - 2-е изд. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2019. - 144 с. - Текст:
электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/701941
(дата
обращения: 20.03.2020)
9. Юрчук, А.М., Истомин, А.З. Расчеты в добыче нефти учебник для
техникумов / А. М. Юрчук, А. З. Истомин.- 3 издание переработанное и
дополненное. – Москва: Альянс, 2020.-272 с.- ISBN 978-5-00106-312-4. - Текст:
непосредственный
Из Лист
м.
№ докум.
Подпись Дата
ИндИ.КР.34.00.000.ПЗ
Лист
2
32
3
