На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти готовые бесплатные и платные работы или заказать написание уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов по самым низким ценам. Добавив заявку на написание требуемой для вас работы, вы узнаете реальную стоимость ее выполнения.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Быстрая помощь студентам

 

Результат поиска


Наименование:


Реферат/Курсовая Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

Информация:

Тип работы: Реферат/Курсовая. Добавлен: 07.06.13. Сдан: 2012. Страниц: 44. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


1. Цели и задачи контроля за разработкой нефтяных месторождений
Сущность  контроля за разработкой
Контроль  за  разработкой направлен на  получение и правильную  интерпретацию
информации,  характеризующей  реально  протекающие  процессы  разработки  залежи  с
фильтрации различных  флюидов и сопровождающих их физико-химических процессов в
пласте и скважинах.
Фактический  процесс  разработки  конкретных  месторождений  и  залежей,  как
правило,  отличается  от  проектного.  Причиной  является  сложность и недостаточная
изученность  объекта  разработки,  схематизация  и  упрощение  геологического  строения
резервуара (залежи)  и  процесса  ее  разработки  при  составлении  проектов.  Однако,
целенаправленная,  уточняющая  информация,  получаемая  при  контроле  за  разработкой,
позволяет изменить или влиять на процесс разработки.
Под  контролем  за  разработкой  залежей  нефти  понимается  достаточно  полное  и,  в
основном,  соответствующее  действительности  описание  процессов,  происходящих  в
пределах  залежи,  основанное  на  обработке,  интерпретации,  анализе и обобщении
информации,  получаемой  в  результате  различного  рода  измерений  и  исследований  в
скважинах.
Контроль  за разработкой нефтяных месторождений осуществляется на протяжении
всего  периода  его  разработки  и  включает  решение  целого  ряда  вопросов,  решаемых  на
основании получаемой информации: планирование видоизменений и уточнений принятой
системы  разработки;  оптимизации  работы  скважин;  определение  степени  выработки
запасов  нефти;  энергетическое  состояние  залежей;  техническое  состояние  скважин  и
скважинного оборудования и т.д.
Целью  современного  контроля  и  анализа  разработки  нефтяных  залежей  является
достижение  максимальной  нефтедобычи  всех  пластов  объекта  разработки.  Только
объединение  и  совместный  анализ  всей  частичной  информации  по  каждой
индивидуальной  скважине  может  решить  эту  основную  задачу.  Однако,  непременным
условием  такого  анализа  является  создание  четкой  геологической  модели  строения
продуктивных  пластов  на  основе  детальной  корреляции  разрезов  скважин  и
использования  текущей  информации  о  работе  пластов,  их ФЕС,  давлении,  температуре,
характере насыщения и т.п.
Четкая  геологическая  модель  объекта  разработки (пласты,  залежи),  дополненная
достаточным  объемом  информации  как  о  пласте,  его  свойствах,  насыщающих  его 2. Цели и задачи контроля за разработкой нефтяных месторождений 9
флюидах, процессах происходящих внутри объекта разработки и т.д., позволит получить
достоверную объемную модель объекта разработки и решить основную задачу разработки
– максимальную нефтеотдачу. Из этого следует вывод – нельзя искусственно проводить
различие между  ГИС открытого и закрытого  ствола скважин.
Основные  цели и принципы контроля за разработкой
Основной  целью  контроля  за  разработкой  является  создание  близкой  к
действительности  модели  залежи  и  процесса  ее  разработки,  позволяющей  осуществить
рациональную  систему  разработки  данной  залежи.  Под  моделью  залежи  понимается
систематизированная информация, описывающая:
1)  геометрию   резервуара  залежи,  то  есть  пространственное   распределение   ФЕС,
закономерности  их  изменения,  взаимосвязи,  анизотропию,  погрешности
прогнозирования и т. д.
2)  распределение  в пространстве различных флюидальных  фаз (нефти, газа и воды), их
физико-химических свойств (плотности, вязкости, газонасыщенности, давления
насыщения,  коэффициента  светопоглощения  и других),  содержания
микроэлементов (Cо, Ni и др.)
3)  распределение   давления  в  пласте,  направления   и  скорости  перемещения   нефти  и
других  флюидов  на  разных  участках  залежи,  дебитов  скважин  и  пластов  по
нефти, газу и  воде в любой момент времени;
4)  положение   поверхностей  ВНК,  ГНК  и   ГВК,  контуров  нефтеносности,  фронта
закачиваемой  воды  и  динамической  переходной  зоны  в  реальном  масштабе
времени;
5)  закономерности  и количественные зависимости  между наблюдаемыми явлениями  и
фактами, позволяющие:
-  устанавливать  причинные связи;
-  восстанавливать  более полную (связную) картину  процесса разработки при
отсутствии некоторых сведений;
-  с той  или иной степенью достоверности  прогнозировать поведение залежи;
-  более   обосновано  планировать мероприятия,  направленные на  реализацию
рациональной  системы разработки.
Модель  залежи  представляется  в  виде  карт,  профилей,  таблиц,  графических
зависимостей, формул (уравнений), текстового описания на машинных носителях.
При  обработке  материала,  составлении  модели  залежи  и  процесса  ее  разработки
используются  современные  достижения  в  области  нефтепромысловой  геологии,  физики
нефтяного пласта, петрофизики, подземной гидродинамики, теории разработки нефтяных 2. Цели и задачи контроля за разработкой нефтяных месторождений 10
и  газовых  месторождений,  теории  управления  сложных  систем  с  обратной  связью
(кибернетики)  с  обязательным  привлечением  соответствующего  математического
аппарата и  электронно-вычислительной техники.
Составными частями  контроля разработкой также являются:
-  контроль за техническим состоянием скважины;
-  определение   в  скважине  интервалов  размещения  различных  компонентов,
находящихся  в  статическом  или  подвижном  состоянии (осадков,  воды,
нефти);
-  изучение  особенностей  динамики  подвижных   флюидов,  например,
продвижения  добываемой нефти  сквозь  столб  накопившейся  неподвижной
воды,  образования  эмульсии;  определение  глубины  начала  разгазирования
нефти, интервалов выпадения парафина, солей и т.д.
Задачи, решаемые при контроле за разработкой
В области уточнения  геометрии резервуара залежи:
-  уточнение   границ  распространения  коллекторов,  распределения  в
пространстве  эффективной  толщины,  проницаемости  и  интегрального
параметра –  гидропроводности, закономерностей изменения их по площади
и  по  вертикали;  выявление  мест  слияния  смежных  пластов;  выявление
изолированных  линз;  определение  закономерностей  и  случайной
составляющей  в  распределении  границ  и  свойств  коллекторов;  уточнение
параметров, характеризующих  степень неоднородности резервуара залежи;
-  уточнение  работающих (отдающих и поглощающих)  интервалов, профилей
притока  и  приемистости;  определение  закономерностей  и  случайной
составляющей  профилей притока и приемистости, погрешностей измерения
дебитомерами  и расходомерами;  определение взаимосвязей  промыслово-
геофизических  характеристик  продуктивной  части  разреза  и  профилей
притока и приемистости;
-  определение   призабойной  закупорки в разных  скважинах и ее  динамики;
изучение факторов, определяющих величину призабойной закупорки пласта
и характер ее изменения  во времени;
-  изучение  взаимосвязей  показаний  различных   промыслово-геофизических
методов  и  коллекторских  характеристик разреза по  керну,  данным
расходометрии и дебитометрии, других гидродинамических исследований;
-  изучение  гидродинамической связи нефтяной  залежи с законтурной частью;
-   уточнение  коллекторских характеристик пласта вблизи поверхности ВНК. 2. Цели и задачи контроля за разработкой нефтяных месторождений 11
В  области  изучения  насыщенности  коллекторов  различными  флюидами  и
распределения в пространстве их физико-химических свойств:
-  определение   и  уточнение  распределения   нефтеводогазонасыщенности  по
данным  промыслово-геофизических  исследований,  анализа  отобранного
керна;
-  анализ  глубинных  и  поверхностных   проб  нефти,  газа  и  воды;  построение
карт  изменения  по  площади  залежи  физико-химических  свойств  нефти,  в
частности,  коэффициента  светопоглощения,  содержания микроэлементов и
др; периодическое повторение этих операций для построения новых карт;
-  изучение  фильтрационных  характеристик   нефтяной  части  пласта  вблизи
поверхности ВНК, выявление зон закупорки окисленной нефтью.
В области изучения динамики механических перемещений  жидкости в пласте:
-  определение   распределения  начального  и   периодически  динамического
пластового  давления,  а  также  забойных  давлений  в  каждой  работающей
скважине;
-   определение   направления  и  скорости  перемещения  нефти  в   пласте  на
различных участках залежи;
-  определение   дебита  каждого  пласта  в   каждой  скважине  по  нефти,  газу  и
воде;
-  выявление  застойных зон залежи и зон  с низкой скоростью перемещения;
-  контроль за продвижением поверхности ВНК и ГНК;
-  контроль за продвижением фронта закачиваемой воды;
-  выявление  интервалов обводнения;
-  оценка начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности;
-  прослеживание  температурного фронта при движении  закачиваемых вод.
В области контроля за техническим состоянием скважин:
-  определение   толщины  стенки  обсадной  колонны,  местоположения  муфт,
центрирующих  фонарей и специальных пакеров;
-  определение  нарушений в колонне и НКТ,  мест негерметичности;
-  определение  эксцентричности колонны;
-  определение   наличия  цементного  камня,  его  плотности,  полноты   и
равномерности заполнения цементом затрубного пространства;
-  выявление  затрубной циркуляции;
-  локализация  интервалов перфорации.
В области изучения физических условий динамики флюидов  в стволе скважины: 2. Цели и задачи контроля за разработкой нефтяных месторождений 12
-  установление  уровня осадка на забое скважины;
-  установление  уровня накопившейся застойной  воды;
-  изучение  условий  движения  водонефтяной  смеси;  определение интервалов
образования водо-нефтяной эмульсии;
-  определение  глубины начала разгазирования нефти;
-  определение  изменения температуры и давления  по стволу скважины.
2. Технология проведения исследований в скважинах
2 Технология проведения исследований в скважинах
2.1 Исследование остановленных и простаивающих скважин
Эта  группа  объединяет  контрольные,  пьезометрические  скважины,  различные
категории  добывающих  скважин  и  нагнетательные,  из  которых  извлечено
технологическое оборудование.
Диаметр скважинных приборов определяется размером обсадной колонны. При спуске
соответствующего  технологического  оборудования  измерения  могут  проводиться
малогабаритными  приборами  через  НКТ  в  процессе  возбуждения  скважины  при
различных способах воздействия на пласт.
Скважина в  интервале исследования должна быть  заполнена однородной жидкостью:
раствором, пресной  или соленой водой, нефтью. При  исследовании неперфорированного
интервала в  качестве заполняющей жидкости рекомендуется  применять пресную воду.
В  остановленной  перфорированной  скважине,  когда  пластовое  давление  ниже
гидростатического  и  при  отсутствии  угрозы  выброса,  ствол  рекомендуется  заполнять
нефтью. В остальных  случаях в качестве задавочной жидкости используют соленую воду
с  минимальной  плотностью,  обеспечивающую  надежную  задавку  скважины  при
наименьшем проникновении воды в перфорированные пласты.
Технология  глушения  скважин  и  выбор  вида  задавочной  жидкости  должны
определяться  целевым  назначением  исследований  с  учетом  факторов,  определяющих
глубину проникновения  фильтрата задавочной жидкости в колонне.
Работы  по  глушению  скважины  должны  проводиться  по  типовым (для  изучения
месторождения)  или  индивидуальным  проектам,  составленным  заказчиком  и
согласованным с геофизическим предприятием. 

2.2 Исследование действующих фонтанирующих скважин
Исследования  проводятся  приборами,  спущенными  в  интервал  исследования  через
НКТ, конец которых должен быть оборудован воронкой.
При исследовании действующих фонтанирующих скважин  над фонтанной арматурой
должна  быть  оборудована  рабочая  площадка  и  подготовлено  технологическое  и
вспомогательное  оборудование  в  соответствии  с  требованиями «Правил  безопасности  в
нефтегазодобывающей промышленности».
При  исследовании  действующих  скважин  с  повышенным  давлением  на  устье
применяется  специальное  устьевое  оборудование,  состоящее  из  трубы  лубрикатора,  и
двух  роликов  –  верхнего  и  нижнего.  Лубрикатор  служит  для  обеспечения  спуска  4. Технология проведения исследований в скважинах  17
приборов  на  кабеле  или  проволоке  без  разгерметизации  устья  скважины.  Лубрикатор
содержит (снизу-вверх):  уплотнительное  устройство  для  герметизации  кабеля
(проволоки),  камеру  для  размещения прибора   с  грузом и  ловушку   для индикации  входа
прибора  в  лубрикатор, превентер  для автоматического перекрытия  скважины  с кабелем,
переходник  для  соединения  с  буферной  задвижкой.  При  работе  с  проволокой
используется  контактный уплотнитель. Спуск геофизических  приборов осуществляется с
помощью роликов  для пропуска кабеля (проволоки).
Верхний кронштейн  с роликом устанавливают на лубрикаторе. Второй ролик крепится
к  основанию  фонтанной  арматуры,  на  нем  устанавливают  датчик  глубин  и
меткоуловитель.  Длина лубрикатора должна  быть  больше  максимальной  длины
скважинного прибора  с грузами (приложение 3).
При  проведении  исследований  в  фонтанных  скважинах  с  давлением  на  устье  для
приборов,  не  помещающихся  в  стандартный  лубрикатор,  могут  быть  использованы
передвижные или  стандартные установки, позволяющие  устанавливать на верхний фланец
фонтанной  арматуры  или  на  имеющийся  лубрикатор,  разгруженный  от  изгибающихся
моментов, лубрикатор, с дополнительной обслуживающей  площадкой.
Для проведения исследований в фонтанирующих скважинах  с высоким давлением на
устье (более  5-10 МПа),  требующим  применения  грузов  большой  длины,  используются
передвижные установки, позволяющие укреплять на верхнем  фланце фонтанной арматуры
трубу лубрикатора  с помещенным в нее скважинным прибором и грузами.
Передвижная установка  имеет наклонную стрелу, на которой  крепится верхний ролик.
С  помощью  стрелы  лубрикатор  с  прибором,  висящим  на   кабеле,  устанавливается  на
буферный  фланец.  С  этой  целью  наклонная  стрела  располагается  у  скважины  таким
образом, чтобы  отвес с верхнего ролика совпал с  центром буферного фланца. Подъемник
размещается по оси скважина-стрела на расстоянии 20-30 м от стрелы.
При  работе  с  передвижной  лубрикаторной  установкой  увеличивается опасность
радиационного  облучения  обслуживающего  персонала,  так  как  операция  соединения
фланцев  лубрикатора  и  фонтанной  арматуры  требует  длительного  пребывания
работников,  проводящих  эту  операцию,  в  непосредственной  близости  от  источников
излучения. Для  защиты обслуживающего персонала от облучения необходимо применять
специальные  контейнеры:  от  гамма-излучения  –  свинцовый  контейнер,  от  нейтронного
излучения –  контейнер, залитый водой или  соляровым маслом. Контейнер закрепляют на
трубе лубрикатора  в области расположения источника  излучения.
При  исследованиях  в  действующих  скважинах  режим  работы  скважины  должен
определяться  программой работ. 4. Технология проведения исследований в скважинах  18
Категорически  запрещается  проведение  исследований,  если  давление  на  буфере
превышает допустимое (по паспорту) рабочее давление для  сальника.
Перед  проведением  исследований  в  целях  предотвращения  разлива  нефти  и
минерализованной  воды, поступающей из камеры сальника в процессе исследований, на
расстоянии 20м  от устья скважины должна устанавливаться  емкость, достаточная для их
сбора.
При  проведении  исследований  присутствие  ответственного  представителя  заказчика
или лица уполномоченного  им обязательно в начале работ  до окончания первого спуска и
по окончании  работ для приема скважины после  проведения исследований.
2.3 Исследования добывающих скважин, эксплуатирующихся газлифтным
способом
Проведение  исследований  и  подготовка  скважин  аналогична  фонтанным.
Дополнительные  требования  касаются  работы  с  газовыми  магистралями  и  с
перевозимыми  лубрикаторами  типа  Л  7/50.  На  выкидной  и  газовых  линиях  скважины
должны быть установлены манометры.
Управление  запорными  устройствами  фонтанной  арматуры  и  газовой  магистрали
должно осуществляться работниками предприятия-заказчика.
Запуск  газлифтной скважины, после ее остановки нужно  осуществлять постепенным,
плавным  открытием  задвижек,  не  допуская  резких  перепадов  давления  для  исключения
возможности порыва линии сбора.
Присутствие  ответственного  исполнителя  заказчика  обязательно  на  все  время
проведения работ.
Промыслово-геофизические  исследования  с  применением  перевозимого  лубрикатора
Л-7/50  должны  проводиться  персоналом,  прошедшим  специальное  обучение  и
инструктаж.
Непосредственно  у  устья  скважины  должна  быть  оборудована  дополнительная
площадка размером 5x10м, необходимая для сборки лубрикатора.
Лубрикатор,  согласно  эксплуатационному  документу,  должен  периодически
подвергаться  испытанию на прочность и герметичность  с оформлением акта.
Установка (снятие)  лубрикатора  на  фонтанную  арматуру  должна  производиться  при
снятом избыточном давлении на устье скважины.
Лубрикатор  после  установки  должен  быть  проверен  на  герметичность  путем
повышения давления или плавном открывании задвижки. Запрещается проведение ГИС в
скважине при  негерметичности в соединениях лубрикатора. 4. Технология проведения исследований в скважинах 19
Исследование  скважин, осваиваемых газлифтным способом, возможно без спуска НКТ
при  герметизации кабеля на  устье скважины с помощью  сальника лубрикатора или же с
помощью специального превентера типа ПМ 125-20.
2.4 Исследования добывающих скважин, эксплуатирующихся штанговыми
глубинными насосами
Спуск приборов в скважину, оборудованную штанговым  насосом, осуществляется по
серповидному  зазору между колонной лифтовых труб и обсадной колонной (межтрубное
пространство)  через  отверстие  в  планшайбе. Для  прижатия НКТ  к  обсадной  колонне  и
максимального  увеличения  зазора  между  ними  служит  эксцентрическая    план-шайба,
которая  устанавливается на  устье скважины  так,  чтобы начальный азимут  искривления
скважины совпадал с азимутом оси симметрии планшайбы.
При  установке  планшайбы  необходимо  обеспечить  удобный  подход  к  скважине  и
возможность крепления  геофизического оборудования.
Спуск  приборов  осуществляется  с  помощью  устьевого  оборудования,  состоящего  из
системы роликов.
Данные  для  выбора  оптимального  диаметра  приборов  в  зависимости  от  типа
планшайбы   и  соотношения  диаметров  обсадной  колонны  и  НКТ  приведены  в
приложении 3. Если приборы не проходят по межтрубному пространству из-за большой
кривизны  ствола (более  30  градусов),  отложений  парафина  и  смол,  высокой  вязкости
нефти,  то  можно  использовать  описанную  ниже  технологию,  предусматривающую
предварительный спуск под насос крупногабаритного  скважинного прибора (раздел 4.5).
При проведении исследований под давлением может  быть использовано сальниковое
устройство, устанавливаемое  на устье в планшайбе.
Перед выездом  на скважину для проведения исследований начальник партии (отряда)
должен  ознакомиться  с  геофизическими  и  промысловыми  материалами  по  исследуемой
скважине (с  копиями  диаграмм  стандартного каротажа,  гамма-каротажа и  выборочными
материалами  предыдущих  исследований)  с  целью  выбора  методики  исследований  и
предупреждения  аварийных  ситуаций.  Особое  внимание  должно  быть  уделено  анализу
результатов предыдущих исследований и особенностям работы данной скважины.
В  связи  с  тем,  что  муфты  НКТ  образуют  выступы  на  пути  движения  прибора  в
межтрубном пространстве, спуск подъем прибора следует производить плавно без рывков
со скоростью 1500-2000 м/ч
Несоблюдение  этой рекомендации может привести в  результате ударов к отказу
прибора, а в  отдельных случаях – к его  обрыву. 4. Технология проведения исследований в скважинах  20
Особенно  важно  строго  соблюдать  ограничения  скорости  подъема  и  спуска  при
применении малогабаритных  приборов (диаметр 25 мм),  так как высота  выступов муфт
над поверхностью  трубы близка  к половине диаметра прибора и удар прибора о выступ
оказывается почти  лобовым.
При  прохождении  прибором  зоны  насоса  скорость  движения  прибора  не  должна
превышать 500 м/ч.
Перепуск  кабеля  в  случае  остановки  прибора  не  допускается  во  избежание
образования петель.
При  проведении  комплексных  исследований  рекомендуется  спускать  приборы  в
скважину в  следующей последовательности:
-  приборы  без источника радиоактивного  излучения для изучения состояния
забоя скважины и привязки материалов к разрезу;
-  высокочувствительный  термометр;
-  расходомер;
-  приборы  с источниками радиоактивного  излучения.
Скорость  записи  кривых  должна  быть  постоянной  в  пределах,  заданных
конструкцией  по эксплуатации соответствующего прибора, и в зависимости от решаемой
задачи.
Давление  измеряется  при  установившемся  технологическом  режиме  работы
скважины.
2.5 Исследования добывающих скважин, эксплуатирующихся
электроцентробежными  насосами
При  определении  положения  уровней  жидкости  в  межтрубном  пространстве  или
герметичности  НКТ  у  приема  насоса,  прибор  опускается  в  НКТ,  и  исследования
проводятся по аналогии с фонтанными скважинами.
Исследования  в  объекте  разработки (ниже  подвески  ЭЦН)  производятся
комплексным прибором, расположенным под насосом, и  спуск их в скважину проводится
одновременно (приложение  4).  Такой  способ  позволяет  выполнять  исследования  при
любой  компоновке  обсадной  колонны  и  насоса,  диаметр  скважинного  прибора
лимитируется  размером  обсадной  колонны.  Исследования  по  данной  технологии  могут
проводиться  в  скважинах  механизированного  фонда (ЭЦН, ШГН)  в  период  подземного
или капитального ремонта.
Геофизическая  партия  выполняет  спуск  и  подъем  геофизического  прибора
одновременно  с  колонной  НКТ  и  ЭЦН  совместно  с  бригадой  подземного  или 4. Технология проведения исследований в скважинах 21
капитального  ремонта согласно плану работ, составленному  техническим руководителем
службы.
Для  предотвращения  повреждения  кабеля  при  спуске  на  НКТ  и  насосе
устанавливаются  специальные  децентраторы  с проходным отверстием  для каротажного
кабеля  и  кабеля ЭЦН (приложение 4). Это обеспечивает беспрепятственное перемещение
каротажного  кабеля  в процессе  геофизических  измерений,  которые могут начинаться  до
запуска насоса и продолжаться в дальнейшем после  вывода скважины на заданный режим.
После завершения исследований производится подъем ЭЦН  и скважинного прибора.
Основная  область  применения  способа  –  скважины,  передаваемые  в  капитальный
ремонт для  проведения изоляционных работ в  объекте разработки.
Требования  к  оборудованию  устья  такие  же,  как  при  измерениях  в  фонтанных
скважинах.
Для  скважин  эксплуатируемых с ЭЦН,  фирмой  РСЕ (Pressure  Control  Engineering)
была разработана  система V-tool, которая представляет собой систему байпассирования  и
обеспечивает  доступ  к  пространству  ниже  насоса.  Это  достигается  тем,  что  ЭЦН
подвешивается  с  одной  стороны  вилочного  блока  и  это  обеспечивает  спуск  мимо  ЭЦН
инструмента  для  осуществления  каротажных  операций.  Установка  мостов,  пробок
перфорация  скважин,  спуск  кабеля  и  гибкой  колонны  НКТ  и  т.д.  производится  без
предварительного  подъема  колонны  для  заканчивания  скважин.  Система   V-tool  была
применена  2  раза  на  месторождении компании «ЮКОС».  Спуск аппаратуры  ГИС на
кабеле или  гибкой колонне обеспечивается наличием переходников с седлом и запорными
элементами  различного  диаметра.  При  выключенном  насосе,  перед  исследованиями  с
седла   снимают  клапан  и  через  него  спускают  геофизический  прибор  на  кабеле  с
запорным  элементом,  который,   садясь  в  седло,  герметизирует   выход  кабеля  из НКТ  в
ствол.  Аналогичным  образом  поступают  и  при  использовании  гибких  труб  в  качестве
носителя  аппаратуры. Установка  позволяет  проводить  исследования  и  при  работающем
насосе ЭЦН.
2.6 Исследование скважин при освоении свабированием
Свабирование  применяется при освоении  скважин,  увеличении  их  дебита,
понижении уровня жидкости в скважине или только в НКТ.
Контроль  за  свабированием  осуществляется  датчиками измерения давления,
влагомером,  резистивиметром,  термометром,  натяжением  кабеля (нагрузка  на  сваб),
ускорение  сваба (аксельрометр),  которые  располагаются непосредственно над свабом  и
подсоединяются  к кабелю. 4. Технология проведения исследований в скважинах  22
В  НКТ  ниже  заданного  уровня  понижения  жидкости  устанавливают  на  якоре
автономный  манометр  с  термометром,  который  опускают  и  извлекают  с  помощью
геофизического  кабеля, оснащенного разъемным наконечником.
Подготовка  скважины  к  свабированию  и сопровождающих  его геофизических
исследований  заключается в следующем:
-  новые трубы  НКТ и их шаблонирование;
-  трубы НКТ  должны иметь постоянный внутренний  диаметр;
-  в  НКТ   на  600м  ниже  планируемого  уровня  снижение  жидкости
устанавливают стоп-кольцо для предотвращения падения сваба;
-  низ НКТ  оборудуют воронкой для прохождения  приборов;
-  фонтанная   арматура  отдельно  стоящих   скважин  должна  быть  оборудована
аварийной линией.
2.7 Исследования нагнетательных скважин
Технология  проведения  исследований  в  зависимости  от  давления  закачки  и  типа
применяемой жидкости предусматривает использование  различных типов лубрикаторных
установок по аналогии с фонтанными скважинами.
Нагнетательные  скважины  должны  быть  оборудованы  либо  обвязкой,  создающей
замкнутый  цикл,  либо  сбросовой  линией,  выведенной  за  пределы  куста  в  месте,
позволяющем  предотвратить размыв  кустового основания и обеспечить  охрану
окружающей  среды  при  сбросе  нагнетательной  жидкости  из  ствола  скважины  с  целью
снижения давления.
Исследования   нагнетательных   скважин   в   зимнее   время   допустимо   до
температуры   –15
о
С.
На  время  работы  при  минусовой  температуре  заказчик  обязан  обеспечить  обогрев
устьевого  оборудования,  лубрикатора  и  кабеля,  предоставив  на  время  проведения
исследований  ГИС ППУ.
Присутствие  ответственного представителя  заказчика  или  лица  уполномоченного им
обязательно в  начале исследований до окончания первого  спуска прибора в скважину и в
конце исследований.
При  проведении  исследования  нагнетательных  скважин  с  целью  приемистости
эксплуатационных  колонн с помощью расходомеров и  меченного вещества, при работе с
устьевым  инжектором  радиоактивных  изотопов,  скважина  оборудуется  подъемным
механизмом.4. Технология проведения исследований в скважинах  23
Нагнетательные  скважины  должны  быть  оборудованы  центральной  задвижкой,
задвижками  на  водоводе  и  выкидной  линии. Все  задвижки  должны  быть  исправны. На
скважине с  избыточным давлением должен быть установлен лубрикатор с манометром.
2.8 Освоение скважин струйными насосами
Струйные   насосы  типа «УГИС»,  в  отличие  от  остальных,  имеют  проходное
отверстие  диаметром  51мм,  которое  позволяет  во  время  притока  жидкости  из  пласта
проводить   исследования  как  автономной,   так и дистанционной (на  кабеле)
геофизической  аппаратурой.  Кроме  того,  это  позволяет  применять  различные   методы
воздействия   на  призабойную  зону  пласта  для интенсификации  притока и проводить
перфорацию интервалов.
Оборудование  состоит  из  самого  насоса,  гермоузлов  различных типов,
лубрикатора, отводной линии, мерной емкости.
После  спуска  насоса  в  НКТ  сбрасывается  манометр,  который  крепится  на
гермоузел, спускаемый  в НКТ на седло насоса, отсекая подпакерное прострснство. При
работе  струйного  насоса  поступающая  из  пласта  жидкость  по  затрубью  поступает в
мерную  емкость.  Количество  и  скорость  подаваемой  в  НКТ  жидкости  регулируется
агрегатом ЦА –320. Автономный манометр регистрирует забойное давление, давление на
агрегате,  количество  поступившей жидкости  регистрируется  на  поверхности.  После
поднятия  манометра  специальным  устройством,  производится  обработка  полученной
информации.
Геофизические замеры производятся спуском приборов на кабеле в подпакерное
пространство  через проходное  отверстие, которое  затем закрывается гермоузлом, которое
плотно садится  в специальное седло насоса. Затем, как и при снятии забойного  давления,
запускается  струйный  аппарат,  и  проводятся  работы  по  снятию  профиля  отдачи  и
определению источника  обводнения.
2.9 Контроль за обводнением и изменением нефтенасыщенности пластов в
скважинах с пластмассовыми (стеклопластиковыми) колоннами
Скважины со стеклопластиковыми колоннами в  интервале продуктивного горизонта
значительно расширяют  количество методов для контроля выработки нефтяных залежей,
определение  начальной  и текущей нефтенасыщенности,  выделения интервалов
обводнения.  В  таких  скважинах  применимы  высокочастотные  методы  электрометрии
(индукционный,  диэлектрический  каротаж),  низкочастотная  акустика,  некоторые
модификации радиоактивных  методов.
Контроль  за  текущей  нефтенасыщенностъю  объектов  разработки  через
пластмассовую  колонну  методами  высокочастотной  электрометрии (индукционный  и 4. Технология проведения исследований в скважинах 24
диэлектрический  каротаж)  может  осуществляться  в  скважинах  любой  категории:
добывающие,  нагнетательные (условия  перфорированной  колонны)  и  наблюдательные
(условия неперфорированной  колонны).
Размещение  этих  скважин  зависит  от  стадии  и  состояния  разработки  нефтяной
залежи и решаемых геолого-промысловых задач.
В начальной  стадии разработки нефтяной залежи с  применением систем заводнения
скважины  рекомендуется  размещать  на  активно  разрабатываемых  участках  залежи
преимущественно в разрезающих нагнетательных рядах, в зонах между нагнетательным и
первым  добывающим  рядом  и  непосредственно  в  первых  добывающих  рядах  в
водоплавающих  зонах,  что  позволит  получать  информацию  о  предельно допустимых
коэффициентах вытеснения в пластовых условиях, коэффициенте охвата заводнением по
толщине,  об  остаточной  нефтенасыщенности  непосредственно в очаге заводнения (по
нагнетательным  скважинам) и в зонах, прилегающих  к нагнетательным рядам.
В средней и  поздней стадии разработки нефтяной залежи, скважины рекомендуется
размещать  на  тех  ее  участках,  где  планируются  дополнительные  геолого-технические
мероприятия  по  вовлечению  в  разработку  невыработанных  запасов  нефти (очаговое
заводнение,  вторичные и третичные методы  воздействия на  пласт).  Эта информация
позволяет  контролировать  эффективность  проводимых  геолого-технологических
мероприятий по увеличению нефтеотдачи объекта разработки (увеличение коэффициента
охвата по толщине  и коэффициента вытеснения).
В глинистых  и низкопористых коллекторах, а также при заводнении опресненными
водами, контроль за динамикой заводнения объекта разработки может осуществляться на
качественном  уровне.   При комплексном использовании данных  индукционного  и
диэлектрического  каротажа  производится  выделение  заводненной  толщины  и
определение положения  текущего водонефтяного контакта.
Толщина  контролируемого  объекта  должна  быть  не  менее  3-4  метров.
Пластмассовый  хвостовик  устанавливается  относительно  исследуемого  пласта  таким
образом,  чтобы  расстояние  от  его  кровли  и  подошвы  до  металлической  колонны
составляло не менее 4 метров.
Для  обеспечения  качественных  и  точных  геофизических  измерений,  наряду  с
объектом исследований, должны быть выбраны опорные пласты, удельное сопротивление
которых во времени не меняется.
Для  гарантированного  обеспечения  прохождения  геофизических  приборов  в
интервале контролируемого  объекта, особенно в случае исследований через межтрубное
пространство,  установку  пластмассовых  колонн  рекомендуется  производить 4. Технология проведения исследований в скважинах  25
преимущественно  в  вертикальных  или  мало  искривленных  скважинах  с  предельным
углом наклона  ствола не более 20о
.
При  бурении  скважин,  в  которых  предполагается  осуществлять  количественный
контроль   за  состоянием  выработки продуктивных  пластов,  рекомендуется производить
отбор керна  в интервалах разрабатываемых объектов.
Промыслово-геофизические  исследования  в  скважинах  с  пластмассовыми
колоннами должны обеспечивать:
-  геологическую  документацию разреза;
-  получение   исходной  информации  о  коллекторских  свойствах и характере
насыщенности  коллекторов в момент бурения  скважин;
-  контроль  технического  состояния пластмассовой   колонны и  скважины в целом
на всех этапах строительства и при последующей  эксплуатации;
-  контроль  за  изменением  насыщенности  продуктивных  пластов в процессе
разработки залежи.
Наряду  с  типовым  комплексом,  утвержденным  для  каждого  нефтегазоносного
региона,  программа  промыслово-геофизических  исследований  предусматривает
выполнение  измерений  новыми  высокоэффективными  геофизическими  методами  с
учетом назначения, конструктивных особенностей скважин  и решаемых задач.
Программа  промыслово-геофизических  исследований  состоит  из  двух
самостоятельных частей, реализуемых на этапе бурения  скважины, и в последующем, при
контроле за разработкой нефтяного месторождения.
Периодичность  исследования  скважин  зависит  от  их  назначения  и  темпов
разработки залежи.
Периодичность  исследования  контрольных (наблюдательных)  и добывающих
скважин  должна  быть  не  реже  одного  раза  в  год.  В  периоды  быстрого  продвижения
фронта нагнетания, высоких темпов перемещения водо-нефтяного контакта, интенсивного
нарастания  обводненности  продукции частота исследования  скважин может быть
увеличена до одного раза в полугодие или квартал.
Периодичность  и  продолжительность  исследования  нагнетательных  скважин
определяется  скоростью  промывки  коллекторов  и  временем  достижения  неизменного
уровня  остаточной  нефтенасыщенности. Первый  рабочий цикл  измерений должен  быть
проведен  непосредственно  перед  началом  закачки,  но  не  ранее  чем  через  месяц  после
спуска  обсадной  колонны  для получения  базовых  замеров после  расформирования  зоны
проникновения. 4. Технология проведения исследований в скважинах  26
Рекомендуемая периодичность исследования нагнетательной скважины в первый год
закачки  –  не  реже  одного  раза  в  месяц  до  получения  совпадающих  между собою
результатов  измерений  по  данным  индукционного  или  диэлектрического  каротажа (при
условии  постоянной  минерализации закачиваемых  вод при каждом  цикле измерений).
Совпадение  диаграмм  при  трех  очередных  циклах  измерений  свидетельствует  о
достижении  предельного  коэффициента  вытеснения  и  служит  основанием  для
прекращения дальнейших измерений.
2.10 Исследования скважин методом радиоактивных изотопов
При  подготовке  скважин  к  исследованиям  методом  радиоактивных  изотопов  путем
закачки  активированной  жидкости  с  поверхности  должны  быть  выполнены  следующие
мероприятия:
-  на  расстоянии  15-20м от  скважины приготавливается  яма  для  захоронения
радиоактивной жидкости в аварийных ситуациях, размер ямы должен быть
таким,  чтобы  уровень  жидкости,  подлежащей  захоронению,  находился  на
1.5 м от поверхности,  стены ямы обмазываются глиной  толщиной 3-5 см;
-  приготавливают  глинопорошок  в количестве  10-15%  от  веса
активизированной  жидкости  для  добавки  в  жидкость  с  целью  адсорбции
радиоактивных изотопов.
Закачка  радиоактивных  изотопов производится  с помощью  технически исправного
цементировочного  агрегата.  Перед  приготовлением  меченой  жидкости  необходимо
убедиться в  чистоте агрегата и герметичности  продавочной линии.
Не  допускается  спуск  НКТ  в  интервале  и  ниже  интервала  исследования.  Башмак
(воронка) НКТ  должен быть на 4-6 метров выше  исследуемого интервала.
Устьевое оборудование скважины должно обеспечивать:
-  подключение   насосного  агрегата  и  ввод  жидкости  в  скважину,  как   через
затрубное пространство, так и через НКТ;
-  герметизацию  затрубного пространства и входа в НКТ;
-  возможность   размещения  сальникового  устройства  для  спуска  прибора  и
проведения замеров  под давлением.
При  ВГВ  с  давлением  на  устье  до  30  МПа  присутствие  ответственного
представителя заказчика обязательно на все  время проведения работ. При ВГВ  возле устья
скважины с  противоположной стороны от площадки для  установки спецтехники должна
быть оборудована  дополнительная площадка для установки  грузоподъемного устройства.
Заказчик обязан на все время проведения работ  закрепить за геофизической партией
грузоподъемное  устройство типа «АЗИНМАШ» и обслуживающий  его персонал. 4. Технология проведения исследований в скважинах  27
Грузоподъемное  устройство должно иметь номинальную  грузоподъемность не менее
чем  в  два  раза  превышающую  разрывное усилие  геофизического  кабеля.  Высота
устройства  должна  позволять  производить  монтаж (демонтаж)  лубрикатора  и  установку
подвижного ролика.
Грузоподъемное  устройство  необходимо  для  установки  лубрикатора  на  устье
скважины  и  разгрузку  его  конструкции  от  изгибающих  моментов,  возникающих
вследствие отклонения лубрикатора от вертикального положения.
Лубрикатор,  согласно  эксплуатационному  документу,  должен  периодически
подвергаться  испытанию  на  прочность  и  герметичность.  Испытания  должны
производиться  на  предприятиях  заказчика  с  участием  представителей  геофизического
предприятия.
Сварочные  соединения  лубрикатора  и мачты  грузоподъемного  устройства  должны
осматриваться перед началом и после окончания  работы. Запрещается проведение работ
при обнаружении  дефектов.
Подвесной ролик  должен быть подвешен к крюку грузоподъемного  устройства.
Исследования  в скважинах ВГВ проводятся по заранее согласованному плану.
2.11 Исследования пластов в процессе дренирования пластоиспытателем
Применяется  испытатель  пластов  многоциклового  действия  со  сквозным  каналом
ИПТ-110-30-С-1,  позволяющий  пропустить  геофизический  прибор  в  подпакерную
систему ИПТ (приложение 5).
Испытатель  пластов  обеспечивает  многоцикловое  испытание пласта,
гидроимпульсное  воздействие на  пласт с целью его очистки,  исследование  пластов
геофизическими  методами  в  процессе  притока.  Испытатель  используется  в  составе
серийного  испытательного  оборудования  КИОД-110,  и  КИИ-2М-95  при  проведении
геолого-технологических  мероприятий по очистке призабойной зоны для получения КВД.
Испытатель спускается в скважину на НКТ диаметром 73мм или на трубах любого типа с
внутренним  диаметром  не  менее  60мм.  Спуск  испытателя  в  скважину  обеспечивается
всеми  типами подъемных  агрегатов, используемых при  бурении и  капитальном  ремонте
скважин  глубиной  до  5000  м.  Испытатель  может  быть  использован  в  скважинах  с
обсадными колоннами 140, 146 и 168 мм и работающих нефтью или  технической водой с
максимальной  температурой  рабочей  среды  до  150о
С.  Испытатель  управляется
вертикальным  перемещением  колонны  труб  и  работает  в  режиме  много  цикловой
технологии «приток  –  восстановление  пластового  давления»,  обеспечивая  пропуск
геофизической аппаратуры во время притока в  зону испытываемого объекта. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 28
ИПТ  обеспечивает  проведение  ГИС  в  динамических  условиях,  наиболее
благоприятных для получения однозначных результатов.
Приборы  спускаются  в  подпакерную  зону  после серии гидроударов на  пласт.
Создание  контролируемых  знакопеременных  депрессий  различной  величины,
обеспечивает  интенсивную  очистку  пласта  и  активное  расформирование  зоны
проникновения.
В  приложении 6  приведены  в  качестве  примера  результаты  исследований,
проведенных  в  процессе  дренирования  пласта  испытателем  пластов,  спуск  приборов  в
подпакерную  зону (в интервал  продуктивных  отложений)  осуществлялся через ИПТ.
Скв.420  эксплуатируется  ШГН,  обводненность  продукции 98-100%,   gв=  1.18  г/см3
.
Результаты  исследований  через  ИПТ  (приложение  6  (2))  сопоставляются  с  ранее
проведенными  в процессе  работы  скважины  через межтрубное  пространство
(приложение 6 (1)). По термометрии в обоих случаях  отмечается затрубная циркуляция из
нижезалегающих  водоносных  пластов к интервалу перфорации,  то  есть  причиной
обводнения  скважин  является негерметичность цементного  камня в интервале залегания
продуктивных  пластов.  По  цементограмме  качество  цементирования
неудовлетворительное.
С помощью ИПТ  была проведена очистка  забоя  и дренирование пласта с большим
перепадом  давления,  чем  при  насосной  эксплуатации.  В  результате  этого  заработал
верхний  пласт,  ранее  не  работающий.  Результаты  исследований  через  ИПТ  в  процессе
дренирования  показали  их  высокую  эффективность  в  определении  эксплуатационных  и
гидродинамических  характеристик  пласта,  а  дренирование  и  очистка  пласта  и  забоя
скважины способствует увеличению производительности скважины.
3. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений
3.1 Геофизические методы контроля
Геофизические  методы  контроля  разработки  классифицируются  по  характеру
исследования:
-  определение   характера  насыщенности  коллектора  –  различные
модификации нейтронных методов, гамма-каротаж, электрометрия;
-  выделение  работающих интервалов, профиля  притока (поглощения) и т.д. –
методы  потока  и  состава  жидкости  в  стволе  работающей  скважины  –
плотнометрия,  резистивиметрия,  влагометрия,  кислородный каротаж
скважинной  жидкости,  гидродинамическая  и термокондуктивная
расходометрия; 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 29
-  оценка  качества  изоляции  заколонного  пространства  – термометрия,
шумометрия.
3.1.1 Нейтронные методы
Используются   модификации  стационарных  и  импульсных  нейтронных  методов,
позволяющих проводить измерения в обсаженных стальной  эксплуатационной колонной
скважинах и решать следующие задачи:
-  определение  положения газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва
газа, перетоков, разгазирования нефти в пласте и оценке газонасыщенности
(модификация  НГК-70 и НК-Т-50);
-  определение  положения водонефтяного контакта  ВНК в пластах с высокой
минерализацией  пластовых вод. Модификация НГК-50; НК-Т-25-30.
Импульсные  нейтронные  методы  наиболее  широко  используются  для  оценки
характера насыщенности коллекторов и определения положения  ВНК, ГНК. Применяются
две  модификации  импульсных  методов:  ИННМ  –  импульсный  нейтрон-нейтронный
метод,  позволяющий  изучать  временное  распределение  тепловых  нейтронов;  ИНГМ  –
импульсный нейтронно-гамма метод, основанный на изучении временного распределения
гамма-излучения, возникающего в результате радиационного  захвата тепловых нейтронов
ядрами атомов, слагающих горную породу.
Преимуществами  импульсных  методов  перед  стационарными  являются:  большая
глубинность  исследования,  более высокая чувствительность  к хлорсодержанию  пород,
меньшее влияние  скважины на измерения.
Эффективность  методов  при  исследовании  пластов,  не  вскрытых  перфорацией,
составляет 95%, при  определении ВНК в частично перфорированных  пластах – 45–50%,
при  определении  обводняющихся  перфорированных пластов водами  высокой
минерализации  –  90% (однако,  в  55%  случаях  нельзя  выделить  границы  обводненного
интервала) и  резко снижается при исследовании скважин, обводняющихся водами низкой
минерализации (менее 20г/л).
При  скорости записи ИННМ менее 150 м/ч возможны записи кривых макросечения
S  а Кп  захвата тепловых  нейтронов и пористости  пород Кп  с систематической
погрешностью  не более ± 2.5% (относительной) для  Sа и ± 1.5% (абсолютной) для Кп.
Другой  модификацией  импульсного  метода  является  кислородный  нейтронный
активационный  метод (КНАМ),  который  применяется  для  определения  интервалов
поступления  воды  в  скважину и интервалов  заколонных циркуляций. Метод основан на
активации  ядер  кислорода  окружающей  среды  быстрыми  нейтронами,  испускаемыми
скважинным  генератором  нейтронов.  Регистрируя  жесткое  гамма-излучение 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 30
активированного  кислорода,  можно  определить  содержание  кислорода  в  окружающей
среде  и  направление  движения  его  активированных  ядер  относительно  детектора  гамма
излучения. Для  реализации метода используется двухзондовая аппаратура типа ИГН-36-2,
работающая  в режиме  КНАМ.  При измерении этой  аппаратурой регистрируется
информация  в  виде  скоростей  счета  (N)  на  прямом  и  обратном  зондах  (N30,  N25).
Интервалу притока  воды в скважину соответствует увеличение показаний на непрерывной
диаграмме КНАМ для прямого зонда (N30) и уменьшению показаний для обратного зонда
(N25).  Определение   заколонных  перетоков  проводится  в двух  динамических  режимах
работы  скважины  –  в  остановленной и работающей.  Критерием заколонных  перетоков
является  отличие  измеряемых  параметров,  зарегистрированных  в  работающей  и
остановленной скважине, более чем на 15%.
3.1.2 Методы состава и притока жидкости в стволе скважины
Эффективность  решения  отдельных  задач  при  контроле  за  разработкой
действующих  скважин  с  перфорированными  пластами  повышается  при  дополнении
комплекса  исследований  измерениями  профиля  притока (дебитометрией)  и методами,
основанными  на  измерении различных физических  свойств поступающей жидкости  из
пласта.  С  этой  целью  были  разработаны  различные  малогабаритные  приборы  для
исследования  фонтанирующих  и  глубиннонасосных  скважин,  позволяющих выделить
отдающую  часть  перфорированной  толщины (термоэлектрические  индикаторы  притока
типа СТД-2, СТД-4), а также количественно оценить  дебит отдельных пластов и  прослоев
(механические  дебитомеры  типа РГД-1М, ДГД-6Б, Кобра-36, ДГД-8 и др.) и определить
наиболее  важные  параметры  жидкости,  поступающей  из  пластов  в  скважину  –  ее
плотность (гамма-плотномеры  типа  ГГП-1М,  ГГП-3,  ГГП-3М),  диэлектрическую
проницаемость (влагомеры  типа  ВГД-2, «Кобра-36»,  беспакерные  влагомеры),  вязкость
(вибрационный  вискозиметр  ВВН-2),  удельную  проводимость (индукционный
резистивиметр РИС-42) и т.д.
3.1.2.1 Влагометрия
Для  выделения  интервалов  поступления  воды  в  скважину  широко  применяются
диэлькометрические  влагомеры,  принцип  действия  которых  основан  на  измерении
диэлектрической  проницаемости  водо-нефтяной  смеси  LC  (RC)  –  генератором,  в
колебательный  контур  которого  включен измерительный конденсатор проточного  типа.
Материалы  и  теоретические  расчеты  показали,  что  верхний  предел  количественного
определения  влагосодержания  ограничивается  50%.  При  обводнении  свыше  50%
аппаратура позволяет  лишь качественно выделять водоотдающие интервалы.  5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 31
Существует  две  разновидности  глубинных  влагомеров,  обладающих  различными
методическими  возможностями:  пакерные  и беспакерные  влагомеры.  В беспакерном
приборе через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, поэтому
беспакерные  влагомеры работают на  качественном  уровне. В пакерном  влагомере через
датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает
эффективность прибора и позволяет использовать его для количественных определений. В
газовых скважинах применяются только беспакерные влагомеры.
Пакерные влагомеры должны удовлетворять следующим требованиям:
-  погрешность   определения  содержания  воды  в  равномерно  смешанной
гидрофобной смеси  не должна превышать ± 3%;
-  нестабильность  работы в течение 6 часов не  должна превышать ± 1%;
-  обнаруживать  обводненность нефти при дебите скважины менее 100 м3
/сут
и фиксировать  приток нефти в гидрофильную среду.
Исследуемые  интервалы  включают  как  непрерывные,  так  и  точечные  замеры
влагомером.  Непрерывные  замеры  проводятся  в  перфорированных  пластах  с  закрытым
пакером на спуске, при подъеме прибора запись ведется с полностью открытым пакером.
Скорость при  общих замерах не более 1000 м/ч, при  детальных – 300 м/ч.
Основным  недостатком  всех  влагомеров  является  зависимость  их   показаний  от
свойств нефти, воды и структуры водонефтяных смесей, которые зависят от температуры,
давления,  газонасыщения  и могут изменяться  по  площади и толщине даже  одного
нефтяного  горизонта,  что  при  количественной  оценке  компонентного  состава  смеси
требует  проведения  больших  тарировочных  работ по  построению  градуировочных
зависимостей  с учетом всех мешающих факторов.
Влагомер  локального  типа (ВБСТ-2)  обладает  более  высокой  чувствительностью  к
радиальным  притокам  нефти  в  колонну  обводненной  скважины.  Эти  влагомеры
выпускаются диаметром 25 мм и 38 мм и позволяют исследовать  как фонтанирующие, так
и  глубинно-насосные  скважины  через  межтрубное  пространство  при  забойных
температурах до 1500
С.
3.1.2.2 Индукционная резистивиметрия
Применение  резистивиметров  основано  на  измерении электрических свойств
водонефтяной  смеси в стволе скважины, позволяющих  выделить гидрофильную (нефть в
воде)  и  гидрофобную (вода  в нефти)  составляющие  и устанавливать положение
водонефтяного раздела в скважинах ВНР).  5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 32
Исследования  индукционным  резистивиметром  позволяют определить  удельную
проводимость  среды  в  колонне,  положение  нефтеводораздела  – границу перехода
гидрофильной  среды в гидрофобную, границы зон гидрофильных водонефтяных смесей с
различной  концентрацией  нефти  в  воде,  границы  изменения  минерализации  воды  в
колонне.  Полученная  информация  обеспечивает  выделение  слабых  притоков  нефти  в
скважину  при  содержании  воды  в  колонне  более  50%  и  определение мест  поступления
воды в  колонну  различной минерализации, определение  капельной и  четочной  структур
течения для  гидрофильных смесей.
Предъявляемые  требования  к индукционным резистивиметрам  – измерения УЭП в
интервале  0.1  – 30  См/м с основной  относительной погрешностью  не  более ± 5%,
допустимый  коэффициент  нелинейной  зависимости  показаний  от  УЭП  не  более  ±  5%,
погрешность  по  температуре  не  более  ±  0.5%  на  100
С.  Скорость  записи  400-600  м/ч.
Учитывая  высокую  чувствительность  метода  к  небольшим  притокам  нефти,
индукционный  резистивиметр  следует применять как метод для выявления слабых
притоков нефти  через «застойную» воду, как индикатор  типа эмульсии.
3.1.2.3 Плотнометрия
Одно  из  свойств,  которое  может  быть  использовано  для  изучения  характера  и
состава жидкости в скважине является плотность, по величине которой можно с большой
точностью  судить  о  соотношении  отдельных  ее  компонентов (нефти,  воды)  в  скважине.
Разработанная  аппаратура,  гамма-гамма-плотномера (ГГП)  обеспечивает  определение
плотности жидкости в стволе действующих скважин  в диапазоне 0.7-1.2 г/см3
с точностью
до +0.01 г/см3
. Различные конструкции  для исследования фонтанирующих  (ГГП-1, ГГП-2
диаметром соответственно 42 и 32 мм) и глубинно-насосных скважин  через межтрубное
пространство (ГГП-3  диаметром  25 мм)  в  настоящее  время применяется  в  комплексе (с
механическими дебитомерами типа РГД-1М, ДГД-6Б, термоэлектрическими типа СТД-2,
СТД-4) при определении  обводненных интервалов перфорированных  пластов в условиях
любой минерализации  пластовых вод.
Эффективность исследований данным комплексом составляет около 80%. Однако в
условиях  низких  дебитов пластов,  когда образуются «застойные» воды,  оказывающие
влияние  на  результаты  определения  плотности  жидкости,  поступающей  из  пласта,
интерпретация  данных  измерений  гамма-плотномером  становится  неоднозначной,  а
иногда и невозможной. При низких дебитах плотномер  имеет пакер. Одним из критериев
качества  записи  является  совпадение  повторных  замеров.  При  пульсирующем  режиме
работы скважины воспроизводимость измеряют в зумпфе. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 33
В скважинах  с суммарным дебитом жидкости в исследуемом интервале не ниже 120-
160  м3
/сутки,  метод   плотнометрии  уверенно  решает  задачу  выделения интервалов
поступления в  скважину воды, нефти. Скорость записи при детальных исследованиях 50-
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.