Гидродинамических исследований

Введение

В данной курсовой работе для подробного рассмотрения проведения гидродинамических исследований на Приразломном месторождении, которое относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в целях оптимизации технологического режима работы скважины в качестве объекта исследования была выбрана скважина №1478 с соответствующими ей данными.

Для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.

Актуальность работы заключается в том, что данный способ оптимизации работы скважины, посредством использования технологии греющего кабеля, является неким нововведением в эксплуатации скважины.  Этот способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями редко используется из-за пренебрежения им, так как преобладают более старые и опробованный способы, такие как скребки и пропаривание.

Целью данной работы является вывод скважины на оптимальный режим эксплуатации и демонстрирование положительных и отрицательных сторон использования данной технологии и возможность её применения на скважинах других месторождений.

1. Анализ текущего состояния объекта

1.1 Фильтрационные свойства продуктивного пласта

Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород пласта исследованы по керну из 19 разведочных скважин размещенных по площади месторождения относительно равномерно. Степени освещенности продуктивных интервалов пласта анализами керна характеризуются следующим показателем - на 0,4 метра толщины пласта приходится в среднем один анализ керна.

Статистическая характеристика емкостно-фильтрационных свойств пласта Приразломного месторождения в целом и раздельно для его монолитной и расчлененной частей приведены в таблице 1. Эти данные говорят о том, что коллекторы пласта БС4-5 относятся к низкопроницаемым.

Таблица 1 Ёмкостно-фильтрационные свойства продуктивного пласта

Величина пористости коллекторов нижней расчлененной линзовидной части уменьшилась до 16,5%. Значения же проницаемости коллекторов верхней и нижней части разреза пласта БС4-5 существенно не различаются так как они и так низки. Величины проницаемости распределяются следующем соотношении в объеме продуктивного пласта: 38 % имеют проницаемость до 5.10 мкм2; 33% - в интервале 5 - 15. 10 мкм2; 15 % - в интервале 15 - 25.10 мкм2; 14 % - в интервале 25 - 85.10 мкм2.

Пласт испытан в 25 разведочных скважинах. Во всех скважинах получены притоки нефти различной интенсивности. В 18 скважинах испытания проведены при динамических уровнях от 968 до 1513 и дебиты нефти составляли от 2,1 м3 /сут до 20,2 м3 /сут, а в пяти скважинах дебит нефти изменялся от 4,8 м3/сут до 36,1 м3 /сут.

Таблица 2 Данные о свойствах пластовой нефти пласта БС4-5

1.2 Краткая характеристика объекта – скважины

В данной курсовой работе для подробного рассмотрения проведения гидродинамических исследований на Приразломном месторождении в целях оптимизации технологического режима работы скважины была выбрана скважина №1478 со следующими данными. Интервал исследования состовляет 2716-2753,6 м; исследуемый пласт - БС45, исследование проводится в обсаженном стволе с помощью КИИ-95.

     Назначение испытательного оборудования КИИ - 95: испытание перспективных горизонтов в обсаженных вертикальных, наклонных скважинах и необсаженных скважинах диаметром от 118 до 161 мм. Управление комплексом осуществляется посредством вращения и вертикального перемещениея труб.

      Состав комплекса:

1. Испытатель пластов гидравлический ИПГ-95-У

2. Испытатель пластов ИПВ-95,(управляемый вращением)

3. Приставка многоцикловая ПМ-95М

4. Клапан циркуляционный комбинированный КЦК-95

5. Клапан пробоотборно-стравливающий КПС-95

6. Пакер цилиндрический ПЦ1-95

7. Пакер цилиндрический неуравновешенный ПЦН-95

8. Ясс гидравлический закрытого типа ЯГЗ-95

9. Замок безопасный ЗА-95

10. Устройство уравнительное УУ-95

11. Отсекатель потока ОП-95

12. Распределительное устройство РУ-95

  13. Фильтр Ф1-95

14. Патрубок приборный ПП-95

Рисунок 1 КИИ-95  15. Переходник левый ПЛ-95

16. Якорь ЯК-110/135

Комплекс КИИ-95 позволяет:

- производить селективное испытание как с упором на забой;

- производить испытание на герметичность цементных мостов и обсадной колонны труб;

- устанавливать место и характер утечек в обсадных трубах;

- осваивать малопродуктивные, нефтяные, газовые, водяные и нагнетательные скважины;

- отбирать герметизированные пробы пластовой жидкости в контейнеры, совместимые со стандартной исследовательской аппаратурой.

Данные по скважине № 1478 Приразломного месторождения:

- искусственный забой скважины - hиз= 2770,0 м;

- глубина установки пакера - 2700,0 м;

- глубина залегания пласта по вертикали - 2612,0 м;

- внутренний диаметр обсадной колонны D - 146,1 мм;

- внешний диаметр НКТ (бурильных труб) dl - 73,00 мм;

- внутренний диаметр НКТ (бурильных труб) d - 62,00 мм;

- площадь внутреннего поперечного сечения труб - 30,175 см2;   

- удельный вес раствора - 1,16 г/см3;

- пластовое давление по - КВД 239,00 атм. = 25МПА;

- максимальная забойная температура – 940С;

- глубина подвеса ЭЦН - hтр = 2400м;

- тип используемого насоса - ЭЦНМ5-30-1200;

- плотность сетки скважин на всех участках - 25 га/скв;

- диаметр эксплуатационной колонны, dэ = 0,146м;

- средняя проницаемость пласта, k =  14*10 мкм2;

- пористость пласта, m = 17,5;

- коэффициент продуктивности скважины - 23 м3/сут;

- интервал перфорации - hперф= 2750 м;

- плотность пластовой воды, кг/м3 ρв = 990.

Конструкция скважины

Таблица 3 Сводные данные по типовой конструкции скважины

Сведения о проводимых ранее работах. Проводимые работы на данной скважине относятся в текущему ремонту скважин – применение скребков против образования парафинов, замена ЭЦН, замена ПЭД.

2. Извлечение внутрискважинного оборудование и проведение СПО

2.1. Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин

Вследствие того, что эксплуатацию скважины осложнили АСПО необходимо провести комплекс ГИС и уже потом оптимизировать работу скважины, посредством текущего ремонта. Для этого необходимо произвести подъём инструмента на поверхность, то есть провести СПО.

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе .

2.2 Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта

До промывки и глушения скважины во время выполнения или после окончания этих процессов начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый для подземного ремонта запас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах.

2.3 Подземный ремонт и спуско-подьёмные операции

Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры. Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спуско-подьёмным операциям. При ремонте фонтанных и насосно-компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу - типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподьёмностью 32, 50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм.