Файл: Дипломный проект руководитель проекта Кудинов В. И. Консультанты Общий раздел Кудинов В. И.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.02.2024
Просмотров: 53
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
продуктивность в целом и по отдельным пропласткам. При изменении
режима (ИДТВ), т. е. смены агента воздействия от -закачки тепла к закачке
холодной воды, позволяет находить (определить) эффективную температуру
при закачке холодной воды, ниже которой воду необходимо прекращать
закачивать, т. е. при любом цикле холода и тепла находить эффективные
пределы закачки агента воздействия.
Разработка залежей высоковязкой нефти тепловыми методами оценивается проведением комплекса взаимосвязанных мероприятий, конечной целью которых является получение максимальных коэффициентов нефтеизвлечения с минимальными затратами.
Экономическая эффективность разработки, увеличение извлечения нефти из недр во многом зависят от контроля за разработкой залежи и методов регулирования ее процессов.
Главными задачами контроля за процессом термического воздействия являются:
- выявление добывающих скважин, реагирующих на процесс;
- определение направлений развития процесса и скоростей фильтрации флюидов;
- определение (оконтуривание) зон, охваченных тепловым процессом;
- выявление межпластовых перетоков и их возможных причин;
- установление гидрохимических условий, приводящих к выпаданию солей;
- прогнозирование на основе полученных данных исследований
развития процессов теплового воздействия.
Решение большинства вышеперечисленных задач должно осуществляться систематически, постоянно, с учетом геологических условий
залежи и применяемой технологии термического воздействия на данную залежь.
Эффективность контроля за разработкой залежи при непрерывном нарастании объемов термического воздействия и фонда скважин во многом зависит от выбора рационального и системного подхода, т. е. от обязательных гидродинамических, геофизических, гидрохимических и термодинамических исследований.
Методы исследований также зависят от процесса разработки залежей тепловыми методами, которые можно разделить на четыре стадии:
1. Подготовка к воздействию на залежь.
2. Проведение термического воздействия на залежь.
3. Перемещение тепловой оторочки водой.
4. Завершение процесса воздействия на залежь.
С точки зрения проведения исследовательских работ в подготовительный период основное внимание должно уделяться определению начальных фоновых характеристик работы скважин и пластов, гидродинамических параметров пластов, физико-химических свойств нефти, газа и воды, а также технического состояния скважин. Методы исследования скважин на этом этапе аналогичны методам при вторичных методах (заводнения и т. д.).
Вышеперечисленные параметры исследований в первоначальный период должны быть как можно полными и достоверными, т. к. являются базовыми для последующей интерпретации исследований, получаемых на последующих стадиях термического воздействия на залежь. На этапе ведения процесса термического воздействия главной задачей является контроль за процессом с целью его регулирования, т. е. определять, как идет процесс равномерного воздействия на залежь, выработки запасов в целом по залежи и т. д. В этот период объем исследований находится в прямой зависимости от поставленной задачи. Чем больше будет получено достоверной информации, тем более своевременно возможно вмешательство в процесс воздействия и соответственно получение высоких технико-экономических показателей. На завершающем этапе решаются аналогичные задачи, с той лишь разницей, что в этот период определяются техногенно нарушенный (искусственный) фон геофизических, гидродинамических и гидрохимических характеристик пласта и техническое состояние скважин. Особое значение на этой стадии придается оценке конечной нефтегазонасыщенности пластов и степени их охвата процессом воздействия как по толщине, так и по площади. Для получения достоверных данных бурятся так называемые оценочные скважины со сплошным отбором керна по всей толщине нефтенасыщенной части пласта; С целью своевременного вмешательства в процесс воздействия на залежь, получения высоких технико-экономических показателей, вся информация от исследований должна представляться по каждому параметру в виде диаграмм, таблиц, карт (изотерм, изобар, обводненности продукции, состава газа, минерализации добываемой воды и др.) и графиков разработки. Обобщение полученных
данных необходимо проводить в разрезе всей залежи, месторождения, чтобы получить представление о параметрах не в отдельных точках, а в целом по объекту.
Промысловые исследования проводятся в добывающих, нагнетательных, контрольных и оценочных скважинах. При необходимости проводятся исследования в законтурных скважинах. Практика разработки показывает, что наиболее достоверную информацию дают комплексные промысловые гидротермодинамические, геофизические и физико-химические исследования: замеры дебитов нефти, воды, газа; расход закачиваемых агентов; температура и профили температуры в паронагнетательных, контрольных и добывающих скважинах; замеры пластовых давлений в контрольных и добывающих скважинах; физико-химический анализ попутной воды; обводненность продукции добывающих скважин и т. д.
Ниже приводится краткая характеристика основных видов работ (построение карт температур, давлений и физико-химических свойств флюидов, которые в настоящее время применяются в практике с целью оценки охвата залежи процессом по площади).
2.9.1.Термометрический контроль
Начальная температура в продуктивном пласте А4 Гремихинского месторождения составляет 28°С. В первые годы внедрения тепловых методов, после достаточно длительного периода закачки тепловой оторочки (с сентября 1983 года до 1987 года) наблюдался закономерный рост количества добывающих скважин с температурой выше начальной пластовой. В дальнейшем с началом внедрения режимов ИДТВ и ИДТВ (П) в 1988 году температура в добывающих скважинах росла очень медленно, несмотря на значительное повышение в нагнетательных скважинах.
Единственным техническим средством при исследовании работающих паронагнетательных скважин является станция контроля при тепловых методах СКТ-2. В отличие от обычных геофизических станций, работающих до температуры 100°С, СКТ могут работать на ПНС, находящихся под закачкой пара, диапазон измерений температуры которой изменяется от 0 ° до 600 °С, относительная погрешность составляет 1%. Станция может работать при температуре окружающей среды от -30 °С до
+50°С при относительной влажности воздуха не более 90% при 30 °С. Состоит станция из измерительных датчиков температуры, регистрирующих приборов и блоков, в которые входят спуско-подъемное оборудование, устройство ввода, система заземления, пульт управления, измерительная стойка, силовой блок. Датчик температуры устанавливается на конце термостойкого кабеля (КТМС), они являются измерительной термопарой, рабочий спай которой размещен в датчике, а свободный конец соединен с регистрирующим прибором (включает в себя измерительный усилитель термоэлектродвижущей силы датчика температуры и регистратор Н381).
С сентября 1989 года были начаты первые исследования скважин с помощью СКТ-2, которой была записана 31 термограмма на 14 скважинах. Тогда была проведена большая работа по исследованию скважин, работающих в режиме ИДТВ (П), были записаны термограммы в различных режимах закачки:
- цикл закачки теплоносителя,
- пауза 1,
- 1-й цикл закачки холодной воды,
- пауза 2,
- 2-й цикл закачки холодной воды,
- пауза 3,
- 3-й цикл закачки холодной воды.
По данным этих исследований были сделаны соответствующие заключения и выводы. В 1990 году работы были продолжены и происследованы уже 70 скважин. На сегодняшний день в НГДУ "Ижевскнефть" работают две станции СКТ на Гремихинском месторождении.
Исследования, проводимые СКТ, предназначены для решения следующих задач:
-определение перепада температуры по стволу .скважины и в интервале продуктивного пласта в зависимости от темпа и времени нагнетания;
-определение интервалов приемистости в процессе остывания паронагнетательных скважин;
-теплопотери по стволу скважины;
-определение технического состояния эксплуатационной колонны (нарушения эксплуатационных колонн и в связи с этим - определение непроизводительных теплопотерь);
-выявление межпластовых перетоков.
Необходимость термодинамических исследований определяется "Обязательным комплексом гидротермодинамических, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований по контролю за разработкой Гремихинского месторождения с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи" (СГП (о) "Удмуртнефть", РосНИПИтермнефть, 1993 год), составленным в соответствии с требованиями ранее действовавшим отраслевым "Методическим
руководством по контролю за разработкой". Периодичность термодинамических исследований по всем видам технологий теплового воздействия по категориям скважин приведена в таблице № 17 .
Таблица 17
Оценка температуры работающих паронагнетательных скважин осуществляется станцией контроля при тепловых методах добычи нефти СКТ-2 (силами бригады по исследованию № 5 ЦНИПР).
Температура на забое паронагнетательных скважин составляет 150-190 °С, а в скважинах, оборудованных термостойкими трубами производства СЦТТ НГДУ "Ижевскнефть" ОАО "Удмуртнефть" - 220-250 °С при закачке теплоносителя и 45-50 °С при закачке холодной воды. Температура в добывающих скважинах в зоне закачки теплоносителя (зоне реагирования) в основном составляет приблизительно 30 °С , редко 35-50 °С - это по контрольным скважинам, которые расположены в непосредственной близости от нагнетательных скважин. За 2002 год зафиксирована температура 56,2 °С по скважине № 23 (дата исследования 17.09.02 г.) и 55 °С по контрольной скважине № 4 (17.09.02 г), 33,5 °С по добывающей скважине №456(2.02.02г), 51°С по скважине №1549 (4.01.02г), которая находится в непосредственной близости от ПНС № 845.
2.9.2.Контроль за состоянием паронагнетательного фонда
режима (ИДТВ), т. е. смены агента воздействия от -закачки тепла к закачке
холодной воды, позволяет находить (определить) эффективную температуру
при закачке холодной воды, ниже которой воду необходимо прекращать
закачивать, т. е. при любом цикле холода и тепла находить эффективные
пределы закачки агента воздействия.
Разработка залежей высоковязкой нефти тепловыми методами оценивается проведением комплекса взаимосвязанных мероприятий, конечной целью которых является получение максимальных коэффициентов нефтеизвлечения с минимальными затратами.
Экономическая эффективность разработки, увеличение извлечения нефти из недр во многом зависят от контроля за разработкой залежи и методов регулирования ее процессов.
Главными задачами контроля за процессом термического воздействия являются:
- выявление добывающих скважин, реагирующих на процесс;
- определение направлений развития процесса и скоростей фильтрации флюидов;
- определение (оконтуривание) зон, охваченных тепловым процессом;
- выявление межпластовых перетоков и их возможных причин;
- установление гидрохимических условий, приводящих к выпаданию солей;
- прогнозирование на основе полученных данных исследований
развития процессов теплового воздействия.
Решение большинства вышеперечисленных задач должно осуществляться систематически, постоянно, с учетом геологических условий
залежи и применяемой технологии термического воздействия на данную залежь.
Эффективность контроля за разработкой залежи при непрерывном нарастании объемов термического воздействия и фонда скважин во многом зависит от выбора рационального и системного подхода, т. е. от обязательных гидродинамических, геофизических, гидрохимических и термодинамических исследований.
Методы исследований также зависят от процесса разработки залежей тепловыми методами, которые можно разделить на четыре стадии:
1. Подготовка к воздействию на залежь.
2. Проведение термического воздействия на залежь.
3. Перемещение тепловой оторочки водой.
4. Завершение процесса воздействия на залежь.
С точки зрения проведения исследовательских работ в подготовительный период основное внимание должно уделяться определению начальных фоновых характеристик работы скважин и пластов, гидродинамических параметров пластов, физико-химических свойств нефти, газа и воды, а также технического состояния скважин. Методы исследования скважин на этом этапе аналогичны методам при вторичных методах (заводнения и т. д.).
Вышеперечисленные параметры исследований в первоначальный период должны быть как можно полными и достоверными, т. к. являются базовыми для последующей интерпретации исследований, получаемых на последующих стадиях термического воздействия на залежь. На этапе ведения процесса термического воздействия главной задачей является контроль за процессом с целью его регулирования, т. е. определять, как идет процесс равномерного воздействия на залежь, выработки запасов в целом по залежи и т. д. В этот период объем исследований находится в прямой зависимости от поставленной задачи. Чем больше будет получено достоверной информации, тем более своевременно возможно вмешательство в процесс воздействия и соответственно получение высоких технико-экономических показателей. На завершающем этапе решаются аналогичные задачи, с той лишь разницей, что в этот период определяются техногенно нарушенный (искусственный) фон геофизических, гидродинамических и гидрохимических характеристик пласта и техническое состояние скважин. Особое значение на этой стадии придается оценке конечной нефтегазонасыщенности пластов и степени их охвата процессом воздействия как по толщине, так и по площади. Для получения достоверных данных бурятся так называемые оценочные скважины со сплошным отбором керна по всей толщине нефтенасыщенной части пласта; С целью своевременного вмешательства в процесс воздействия на залежь, получения высоких технико-экономических показателей, вся информация от исследований должна представляться по каждому параметру в виде диаграмм, таблиц, карт (изотерм, изобар, обводненности продукции, состава газа, минерализации добываемой воды и др.) и графиков разработки. Обобщение полученных
данных необходимо проводить в разрезе всей залежи, месторождения, чтобы получить представление о параметрах не в отдельных точках, а в целом по объекту.
Промысловые исследования проводятся в добывающих, нагнетательных, контрольных и оценочных скважинах. При необходимости проводятся исследования в законтурных скважинах. Практика разработки показывает, что наиболее достоверную информацию дают комплексные промысловые гидротермодинамические, геофизические и физико-химические исследования: замеры дебитов нефти, воды, газа; расход закачиваемых агентов; температура и профили температуры в паронагнетательных, контрольных и добывающих скважинах; замеры пластовых давлений в контрольных и добывающих скважинах; физико-химический анализ попутной воды; обводненность продукции добывающих скважин и т. д.
Ниже приводится краткая характеристика основных видов работ (построение карт температур, давлений и физико-химических свойств флюидов, которые в настоящее время применяются в практике с целью оценки охвата залежи процессом по площади).
2.9.1.Термометрический контроль
Начальная температура в продуктивном пласте А4 Гремихинского месторождения составляет 28°С. В первые годы внедрения тепловых методов, после достаточно длительного периода закачки тепловой оторочки (с сентября 1983 года до 1987 года) наблюдался закономерный рост количества добывающих скважин с температурой выше начальной пластовой. В дальнейшем с началом внедрения режимов ИДТВ и ИДТВ (П) в 1988 году температура в добывающих скважинах росла очень медленно, несмотря на значительное повышение в нагнетательных скважинах.
Единственным техническим средством при исследовании работающих паронагнетательных скважин является станция контроля при тепловых методах СКТ-2. В отличие от обычных геофизических станций, работающих до температуры 100°С, СКТ могут работать на ПНС, находящихся под закачкой пара, диапазон измерений температуры которой изменяется от 0 ° до 600 °С, относительная погрешность составляет 1%. Станция может работать при температуре окружающей среды от -30 °С до
+50°С при относительной влажности воздуха не более 90% при 30 °С. Состоит станция из измерительных датчиков температуры, регистрирующих приборов и блоков, в которые входят спуско-подъемное оборудование, устройство ввода, система заземления, пульт управления, измерительная стойка, силовой блок. Датчик температуры устанавливается на конце термостойкого кабеля (КТМС), они являются измерительной термопарой, рабочий спай которой размещен в датчике, а свободный конец соединен с регистрирующим прибором (включает в себя измерительный усилитель термоэлектродвижущей силы датчика температуры и регистратор Н381).
С сентября 1989 года были начаты первые исследования скважин с помощью СКТ-2, которой была записана 31 термограмма на 14 скважинах. Тогда была проведена большая работа по исследованию скважин, работающих в режиме ИДТВ (П), были записаны термограммы в различных режимах закачки:
- цикл закачки теплоносителя,
- пауза 1,
- 1-й цикл закачки холодной воды,
- пауза 2,
- 2-й цикл закачки холодной воды,
- пауза 3,
- 3-й цикл закачки холодной воды.
По данным этих исследований были сделаны соответствующие заключения и выводы. В 1990 году работы были продолжены и происследованы уже 70 скважин. На сегодняшний день в НГДУ "Ижевскнефть" работают две станции СКТ на Гремихинском месторождении.
Исследования, проводимые СКТ, предназначены для решения следующих задач:
-определение перепада температуры по стволу .скважины и в интервале продуктивного пласта в зависимости от темпа и времени нагнетания;
-определение интервалов приемистости в процессе остывания паронагнетательных скважин;
-теплопотери по стволу скважины;
-определение технического состояния эксплуатационной колонны (нарушения эксплуатационных колонн и в связи с этим - определение непроизводительных теплопотерь);
-выявление межпластовых перетоков.
Необходимость термодинамических исследований определяется "Обязательным комплексом гидротермодинамических, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований по контролю за разработкой Гремихинского месторождения с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи" (СГП (о) "Удмуртнефть", РосНИПИтермнефть, 1993 год), составленным в соответствии с требованиями ранее действовавшим отраслевым "Методическим
руководством по контролю за разработкой". Периодичность термодинамических исследований по всем видам технологий теплового воздействия по категориям скважин приведена в таблице № 17 .
Таблица 17
| Наименование | Категории скважин | Погот. к процессу | ПТВ | идтв | ИДТП (П) | тцвп |
| профиль темперах. | негнета-тельные | Фон | 1 раз/кварт. | 1 раз/кварт. | 2 раз / год | 1 раз/кварт. |
| по стволу скважины | добывающ ие | Фон | 1 раз / год | 1 раз / год | 1 раз / год | 1 раз / год |
| и в интерв. прод. плас. | контрольн ые | Фон | 1 раз/месяц | 1 раз/кварт. | 1 раз/кварт. | 1 раз/кварт. |
Оценка температуры работающих паронагнетательных скважин осуществляется станцией контроля при тепловых методах добычи нефти СКТ-2 (силами бригады по исследованию № 5 ЦНИПР).
Температура на забое паронагнетательных скважин составляет 150-190 °С, а в скважинах, оборудованных термостойкими трубами производства СЦТТ НГДУ "Ижевскнефть" ОАО "Удмуртнефть" - 220-250 °С при закачке теплоносителя и 45-50 °С при закачке холодной воды. Температура в добывающих скважинах в зоне закачки теплоносителя (зоне реагирования) в основном составляет приблизительно 30 °С , редко 35-50 °С - это по контрольным скважинам, которые расположены в непосредственной близости от нагнетательных скважин. За 2002 год зафиксирована температура 56,2 °С по скважине № 23 (дата исследования 17.09.02 г.) и 55 °С по контрольной скважине № 4 (17.09.02 г), 33,5 °С по добывающей скважине №456(2.02.02г), 51°С по скважине №1549 (4.01.02г), которая находится в непосредственной близости от ПНС № 845.
2.9.2.Контроль за состоянием паронагнетательного фонда
