Промысловые исследования скважин и пластов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Современная научная технология разработки нефтяных месторождений базируется на всестороннем и детальном изучении свойств продуктивных пластов и содержащихся в них жидкостей и газов, а также изучении сложных процессов, происходящих в пластах при их эксплуатации.

Исследование месторождений начинается с момента их открытия и продолжается до полной выработки доступных для извлечения экономически оправданными средствами запасов полезного ископаемого. Получаемая информация используется для проектирования систем разработки месторождений и мероприятий по их усовершенствованию и регулированию, обеспечивающих необходимые темпы выработки запасов и более высокую степень их извлечения из недр при минимальных затратах. Одним из важнейших источников получения этой информации являются гидродинамические (промысловые) исследования пластов и скважин, сущность которых сводится к определению некоторых свойств пластов и характеристик их выработки на основании наблюдаемых на опыте зависимостей между дебитами скважин и значениями давлений в отдельных точках пласта при тех или иных условиях его эксплуатации.

Дальнейшее усиление работ по совершенствованию систем разработки нефтяных месторождений неразрывно связано с повышением эффективности применяемых на промыслах методов контроля за ходом процессов эксплуатации залежей.

Поэтому промысловые исследования скважин и пластов приобретают все более важное значение, а их удельный вес в общей системе контроля с каждым годом неуклонно растет.



1. Общая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Усть-Балыкское месторождение (площадь горизонта Б 10) находится в центральной части Западно-Сибирской низменности на территории Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области. Рельеф местности представляет заболоченную равнину. Территорию Усть-Балыкского месторождения пересекают реки Обь и Юганская Обь. Непосредственно на месторождении расположен город Нефтеюганск, г. Тюмень находится в 600 км к юго-западу от месторождения. Через месторождение проходит нефтепровод Усть-Балык - Омск. Из полезных ископаемых имеется строительный песок, песчано-гравитные смеси, глина. Климат района - резко - континентальный. Максимальная температура - 55С, снежный покров - 200 дней, летом выше +20 °С держится около 30 дней.

1.2 Краткая характеристика месторождения

Горизонт Б 10 выделен в самостоятельное месторождение ввиду того, что основная залежь горизонта расположена за контуром нефтеносности пластов БС _1-5 и имеет самостоятельную историю разведки, освоения и разработки. Залежь нефти горизонта Б 10 разрабатывается с 1974г ООО"РН-Юганскнефегаз". В настоящее время находится в стадии падающей добычи нефти.

Основные геологические особенности месторождения.

Обширная площадь нефтеносности около 22 тыс. га;

Крупное по начальным запасам нефти (более 200 млн. т.);

Многопластовое по наличию 6 пластов: Б ₆,Б ₁₀¹, Б ₁₀², Б ₁₀³, Б _16-20, Ю _2. Из них промышленное значение имеют мелкая залежь пласта Б ₆ и горизонт Б ₁₀ (пласты Б ₁₀¹, Б ₁₀², Б ₁₀³), которые разрабатываются как единый объект. Разработка пласта Ю ₂, после малоэффективной опытной эксплуатации двух скважин прекращена.

В техническом отношении Усть-Балыкское месторождение приурочено к Сургутскому своду - положительной структуре 1 порядка, которая осложнена рядом структур 2 порядка, такими, как Янгурское, Чернореченское куполовидные поднятия, Пойкинский, Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская структура 3 порядка расположены в юго-восточной части Пимского вала.

Максимальная отметка свода поднятия Усть-Балыкского месторождения по данным сейсмики составляет - 2540 м в районе скв. 76 р. Амплитуда поднятия составляет 120-125 м. Длинная ось структуры несколько изогнута и, индулируя, образует ряд небольших куполков, оконтуренных изогипсой - 2600 м, в пределах которой они имеют размеры от 0,7 = 1,5 км до 1,5 = 2,5 км, крылья структуры пологие, имеют извилистые очертания, слабо ассиметричные. Углы наклона крыльев колеблются от 130 (северо-восточного) до 2 30 (юго-западного).

Продуктивный горизонт Б ₁₀ залегает в верхней части южно-балыкской пачки. Представлен преимущественно алевролитам, реже песчаниками. Коллекторами нефти являются средне - крупно - зернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники. Породы характеризуются высокой глинистостью, плохой и средней сортировкой обломочного материала, большим содержанием алевритовых фракций и повышенной общей карбонатностью. По вещественному составу породообразующих компонентов песчано-алевралитовые породы горизонта Б ₁₀ относятся к классу полимиктовых с высоким содержанием обломков пород (в среднем 30,2 %) и преобладанием полевых шпатов. Цементируются они в основном глинистыми минералами, среди которых преобладают гидрослюды. От вышезалегающих водоносных пластов Б ₉ и Б ₈ Южно-Балыкская пачка перекрыта артллито-алевритистыми породами чеускинской пачки, которая является покрышкой для залежи горизонта Б ₁₀.

По материалам скважин, вскрывших горизонты Б ₁₀, установлено, что песчаники горизонта распространены в южной и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и протягиваются в южном направлении на Мамонтовское месторождении. В северной и северо-западной частях Усть-Балыкской структуры песчаники замещены глинисто - алевролитовыми породами.

В региональном плане граница замещения песчано-алевролитовой толщи горизонта Б ₁₀ протягивается с юго-запада на северо-восток почти по центральной части Усть-Балыкской структуры.

Строение продуктивного горизонта Б ₁₀ весьма сложное. Вся толща горизонта Б ₁₀ на Усть-Балыкском месторождении разделена на 3 объекта: Б ₁₀¹, Б ₁₀ ²,Б ₁₀ ³. Пласт Б ₁₀¹ в песчаной фракции развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещен в юго-восточной и южной её частях.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта колеблются от 0 м до 5-6м. В северной части толщина увеличивается, строение пласта более однородное, расчленённость невысокая.

Коллекторы основного пласта Б ₁₀¹ отличаются от пород пласта Б ₁₀³ более высоким содержанием песчаного материала и меньшими значениями алевролитовых фракций.

Пласт Б ₁₀¹ изучен достаточно детально, проницаемость по крену составила 65,8*10^-3 мкм ³.

Пласт Б ₁₀² выделяется во всех скважинах, вскрывших горизонт Б ₁₀. Общая толщина пласта значительная, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0 до 19м. Пласт Б ₁₀² в песчаной фракции протягивается на Мамонтовское месторождение. По своему строению пласт неоднородный, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков. Проницаемость на керну составила 64,2 мкм ².

Песчаники пласта Б ₁₀³ прослеживаются в виде узкой полосы в северной и центральной частях площади и только на юге они имеют площадное распространение. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 0 до 14м. Пласт сильно расчленён, неоднороден, заглинизирован, нефтенасыщение пласта низкое, особенно вблизи зоны неколлекторов. Проницаемость по керну самая низкая - 54,4 * 10^-3 МКМ ³. Водонефтяной контакт для всех пластов единый, т.к. выдержанных мощных глинистых пропластков между пластами во всей площади не прослеживается. Горизонт Б ₁₀ является единым гидродинамическим резервуаром. Средняя отметка ВНК 2395 м.

Продуктивность горизонта различна: от нескольких тонн нефти до 65 т/с на 8 мм штуцере.

В целом по горизонту Б ₁₀ проницаемость по керну составляет 64,5 * 10-³ мкм ³.



2. Геологическая часть

2.1 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов

Нефть продуктивного горизонта Б ₁₀ представляет собой тёмно-коричневую, маслянистую, достаточно подвижную жидкость. Характеризуется средним газосодержанием, значительной степенью пережатия (пластовое давление в два и более раза выше давления насыщения), вязкость нефти в пластовых условиях 3,22 мПа с. Молекулярная масса пластовой нефти 165 кг/моль. Количество растворённого метана в нефти составляет 27,4 %. Молекулярная масса разгазированной нефти равна 259, суммарная доля углеводородов СН ₄ - С ₅Н ₁₂ составляет 5,97 %. Разгазированные нефти средней плотности, вязкие, малосмолистые. Выход фракций, выкипающих до 350^о С, не менее 45 %

Свойства пластовой нефти горизонта Б ₁₀

Пластовое давление,	мПа	23,1
Пластовая температура,	оС	73
Давление насыщения,	мПа	8,8
Газосодержание,	мз/т	57,2
Газовый фактор,	мз/т	53,3
Объёмный коэффициент		1,147
Плотность нефти,	кг/мз	812
Объёмный коэффициент при сепарации		1,130
Вязкость нефти,	мПа * С	3,22
Коэффициент сжимаемости,	1/мПа*10-4	10,02

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти горизонта Б ₁₀

Плотность,	кг/мз	при 50о	9,3
Вязкость,	мПа * С	при 20о	5,81
Температура застывания,	°С		- 5
Температура насыщения нефти,	°С		30,6
Содержание % массовые серы			1,6
смол селикагелевых			7,9
асфальтенов			2,7
парафинов			3,7
Выход фракций, в % НК - 100оС			2,4
до 150оС			10,5
до 200оС			17,9
до 300оС			35,1

По сравнению с другими залежами Усть-Балыкского месторождения нефтяной газ пласта Б ₁₀ более тяжелый, молярная концентрация метана 69,18 %. Доля пропан - бутановой фракции достигает 18,64 %. Доля тяжелых углеводородов С ₆ в нефтяном газе около 1,5 %. Количество двуокиси углерода в газе незначительно, менее 0,2 %.

2.2 Физико-химические свойства воды

Воды горизонта Б ₁₀ относятся к гидрокарбонатному типу. Содержание гидрокарбонат - пока достигает 1830 мГ/л. Минерализация вод 15,6 г/л - 19,6 г/л.

Сульфат ионы - отсутствуют. При нарушении начальных условий в результате эксплуатации месторождения в системе пласт - скважина - сборный трубопровод возможно отложение солей.

Свойства и ионный состав пластовой воды

Газосодржание, Рг, мз/т	2,62
в т.ч. сероводорода, мз/т	-
Объёмный коэффициент Вв	1,015.
Вязкость мв, сП	0,43.
Общая минерализация, г/д	15,600.
Плотность в пл. усл. Р, г/смз	0,996.
Содержание ионов, (мг/л)/(мг-экв-л)
Cl -	8720/245.8
SO42-	отс
HCOз	908.9/14.9
Ca2+	120.2/6.0
Mg2+	6.2/0.51
Na++ K+	5842/254



3. Технологическая часть

Усть-Балыкское (горизонт Б ₁₀) месторождение разрабатывается с 1974 года. Разбуривание месторождения завершено в 1992 году. К началу 1993 года горизонт Б ₁₀ разбурен на 95 %. В настоящее время объект находится в стадии падающей добычи нефти. Отобрано 54 % от НИЗ при обводненности 70,6 %. Средний дебит нефти за 1999 год составил 6,8 т/сут, дебит жидкости - 23,4 т/сут.

Проектным документом, согласно которого ведется разработка месторождения, является "Проект разработки Усть-Балыкской площади (горизонт БС ₁₀)", 1987 г.

Проектом предусмотрено:

1) охватить горизонт БС ₁₀ треугольной сеткой скважин 375 Х 325 м в центральной части и 500 Х 43 м в не разбуренной части с категорией запасов С ₂;

2) проектная площадь, приходящаяся на одну скважину - 12 га в зоне совместного залегания пластов БС ₁₀¹, БС ₁₀² и БС ₁₀³ центральной части и 16 га - в краевых зонах центральной части месторождения, 22 га - в южной и северной частях месторождения.

3) разработку залежи вести с поддержанием пластового давления путем внутриконтурного заводнения, по обращенной семиточечной системе заводнения в центральной части и по блоковой трехрядной системе в северной части.

4) уточненный эксплуатационный фонд, с учетом принятых систем разработки - 1474 скважины, в том числе 977 добывающих, 426 нагнетательных и 71 резервных.

По состоянию на 01.01.2014г. пробурено 1413 эксплуатационных скважин, в т. ч. 977 добывающих, 426 нагнетательных и 10 резервных скважин. Проектный фонд скважин разбурен на 96 %. Дополнительно в эксплуатации находились 12 разведочных скважин, 2 контрольных и 3 скважины, переведенных с объекта БС _1-5.

В среднем по разбуренной части горизонта на одну скважину приходится 14,9 га нефтеносной площади.

Согласно протокола геолого-технического совещания НГДУ "Юганскнефть" об изменении системы разработки Усть-Балыкского Б 10 месторождения, от 09.06.89г. принято решение:

1) перейти с обращенной семиточечной системы разработки на блочно-замкнутую, за счет существующего нагнетательного фонда скважин;

2) приступить к реализации системы с 01.07.89 г.

Цель изменения системы:

1) снижение пластового давления до первоначального значения;

2) более гибкое регулирование объемами закачки;

3) создание упорядоченных фронтов вытеснения нефти;

4) возможность смены фронта вытеснения (циклическая закачка)

5) частичная возможность использования нагнетательных скважин в центре блоков, в качестве добывающих;

6) снижение темпов роста обводненности.

Сущность блочно-замкнутой системы разработки состоит в разрезании залежи продольными и поперечными рядами нагнетательных скважин на гидродинамически изолированные блоки. В каждом из которых параллельно нагнетательным рядам размешено 3-5 рядов добывающих скважин. На месторождении шло поэтапное формирование поперечных и продольных разрезающих рядов, путем перевода высокообводненных скважин под закачку. На месторождении произошло хаотическое разрежение сетки скважин за счет остановки большого количества нагнетательных скважин, а также за счет выбытия аварийных и высокообводненных добывающих скважин. Фактически плотность сетки в целом по площади на 01.01.2014 г. составила 40 га/скв. Коэффициент охвата является одним из составляющих коэффициента нефтеотдачи пласта, его уменьшение означает пропорциональное уменьшение нефтеотдачи.

Запроектированная система заводнения реализована на 52 % (переведено под закачку 211 скважин из 405 скважин, расположенных в поперечных и продольных рядах блочно-замкнутой системы заводнения).

По состоянию 1.01.2014 г. из горизонта БС ₁₀ отобрано 52203 тыс. т нефти и 47863 тыс. т воды, отбор жидкости на 129,1 % компенсирован закачкой воды в объеме 149269 тыс. м³.

Добыча нефти и жидкости на Усть-Балыкской, Б ₁₀ площади ведется 26 лет. В настоящее время месторождение находится в 3-ей стадии падающей добычи нефти, начиная с 1989г.

Максимальный уровень добычи нефти 4,629 млн. т был достигнут в 1988г., т.е. на 15 год разработки, обводненность - 46 %, фонд скважин - 865, дебит нефти - 16 т/сут.

Месторождению характерен продолжительный период выхода на максимум по добычи нефти, ввиду обширной площади залежи и непрерывного бурения в течении 19 лет основного и уплотняющего фонда. На месторождении осуществлено всего 3,656 млн. м эксплуатационного бурения.

Особенностью первой стадии разработки (1974-1986 г) является отбор (21 % от НИЗ) малообводненной нефти. За этот период пробурено 70 % проектного фонда. За 2 года (1987-1988 г) стабильной максимальной добычи нефти отобрано 10 % от НИЗ, пробурено 21 % от общего эксплуатационного метража.

Третья стадия падающей добычи (с 1989г.) нефти характеризуется отборами высокообводненной нефти (в среднем 59 %) при неуклонном его падении. Добурено 292 тыс. м (8 %) метража и практически с 1991 г. прекращены буровые работы.

Особенно высокое падение добычи нефти отмечается в 1993 и 1994гг, в среднем по 600 тыс. т (более 20 %) в год. Основной причиной существенного снижения добычи нефти явилось сокращение за 2 года действующего фонда на 200 нерентабельных, высокообводненных и аварийных скважин. Ввиду высокого пластового давления и переформирования 7 - ми точечной системы заводнения в блочно-замкнутую выведены из - под закачки половина нагнетательного фонда.

По динамике отборов видно преломление темпа падения добычи нефти за последние 2 года: 1998, 1999г.г. (сократился с 25 % до 7-9 % в год). В этом сказались результаты проведенных работ по увеличению производительности скважин (ОПЗП, ГРП, МУН, дострелы в небольшом количестве).

На Усть-Балыкском (горизонт Б ₁₀) месторождении согласно проекту разработки (1986г.) утвержден проектный фонд в количестве 1587 скважин, в том числе 1017 добывающих, 460 нагнетательных, 80 резервных и 30 контрольных. Объект разбурен. Эксплуатационный метраж составил 3656 тыс. м при средней глубине одной скважины 2614 м. Выделено два объекта разработки: горизонт Б 10, пласты Б 16-20 ачимовской пачки.

На пласты Б 16-20 ачимовской толщи проектный фонд утвержден в количестве 32 скважин, в том числе 16 добывающих, 11 нагнетательных (из них одна разведочная) и 5 резервных. Пласты ачимовской пачки по состоянию на 1.01.00г. не разбуривались и в разработку не вовлекались из-за нерентабельности.

Уточненный проектный фонд объекта Б ₁₀ по состоянию на 1.01.97 г. представлен 1504 скважинами, в том числе 977 добывающими, 426 нагнетательными, 71 резервной и 30 контрольными. На 1.01.00 г. на горизонт Б 10 по эксплуатационной сетке пробурена 1431 скважина или 95 % проектного фонда, в том числе 981 добывающая, 432 нагнетательных и 18 контрольных. скважина пластовое давление эхолотирование

В эксплуатации по объекту Б 10 находится 868 скважин, в том числе 684 добывающих и 184 нагнетательных. Распределение скважин по категориям приведено в таблице.



Таблица 1. Фонд скважин объекта б 10 на 1.01.2014 г.

Скважины	Категория скважин
	Эксплуат-е	Консервац.	Пьез.и конт.	Ликвидир.	Всего
Добывающ.	684	194	135	70	1087
Нагнет-е	184	-	169	28	382
Общ. Фонд	868	194	296	98	1469

Количество действующих скважин с 1989г. к 2014 г. резко снизилось от 882 до 426, т.е. действующий фонд сократился наполовину. Доля бездействующего фонда по объекту высокая - 38 % от добывающих скважин, основными причинами бездействия 266 скважин являются остановки скважин по техническим причинам: нарушение изоляции (125 скважин), аварии с ЭЦН, УВН, НГН (43 скважины). Установками ЭЦН оборудованы 374 скважины или 52 % от фонда, 283 скважины (39,5 %) оборудован установками ШГН, в 2 скважины спущены насосы УВН. Фонтанным способом работают 11 скважин. Фонд добывающих скважин практически весь механизирован (92 % от фонда).

Нагнетательный фонд на 1.01.2014 г. составляет 194 скважин или 45 % от пробуренного фонда - 432. Уменьшение количества скважин под закачкой связано с их отключением из-за перекомпенсации добычи жидкости закачкой воды, с переходом по объекту Б 10 на новую систему воздействия (с площадной семиточечной системы заводнения на блоковую), сокращением добывающего фонда и техническим старением внутрискважинного оборудования. Ликвидировано 28 скважин. В категорию пьезометрических переведено более половины нагнетательного фонда (169 скважин). В 2000г. количество нагнетательных скважин уменьшилось в 1,6 раза по сравнению с ранее достигнутым максимальным 251 (1988 г.). действующий фонд сократился с 242 скважин в 1987-1988гг. до 108 в 2000г., т.е. в 2,2 раза. Фактическое соотношение действующего добывающего и нагнетательного фонда по объекту Б 10 значительно выше проектной величины (в 2,3 раза), вследствие остановки большего количества нагнетательных скважин с переходом на блочно-замкнутую систему заводнения. Находящиеся под закачкой нагнетательные скважины обеспечивают компенсацию отборов жидкости закачкой воды.

Таблица 2. Структура фонда скважин на 1.01.2014 г.

Наименование	Характ-ка фонда	Пласт	Итого по месторожд.
		БС 6	БС 10	ЮС 2
	Действующие	3	426	-	429
Фонд	в т.ч. ФОН	-	11	-	11
добывающих	ЭЦН	3	222	-	225
скважин	ШГН	-	191	-	191
	УВН	-	2	-	2
	Бездействующие	-	257	-	257
	В освоении	-	1	-	1
	Всего	3	684	-	687
Фонд	Действующие	-	108	-	108
нагнетат.	Бездействующие	-	72	-	72
скважин	В освоении	-	4	-	4
	Всего	-	184	-	184
	В консервации	-	194	1	195
	Пьзом./контр.	-	305/27	2/0	307/27
Прочие	Водозаборные	-	5	-	5
	Ликвидирован.	-	106	-	106
	Всего	-	610	3	613
ИТОГО		3	1478	3	1484

Фактическое состояние разработки месторождения характеризуется:

1) Падающей добычей нефти при некотором уменьшении темпа до 7 % и 9 % за последние годы.

2) Сокращением действующего фонда к 20140г. до 426 скважин, т.е. в 2 раза относительно пробуренного количества в связи с отключением нерентабельных и высокообводненных скважин.

3) Сокращением нагнетательного фонда под закачкой до 108 в 2014г. т.е. в 2,2 раза относительно максимального количества - 242 в 1988г. в связи с переходом с 7 -точечной в блочно-замкнутую систему заводнения и из-за превышения пластового давления над начальным.

4) Увеличение соотношения добывающего и нагнетательного фонда с минимального значения 2,4 в 1982г. до 5 в 2014г., т.е. уменьшения воздействия заводнением на вытеснение нефти.

5) Разрежением плотности сетки скважин с 12,2 га/скв до 40 га/скв (средневзвешенное по площади), в связи с чем значительное уменьшение коэффициента охвата вытеснением и впоследствии коэффициента нефтеизвлечения.

6) Стабилизация обводненности продукции на уровне 65-70 % за последние 5 лет, обусловлено резким изменением ситуации на месторождении в 1994г: отключением 152 нерентабельных высокообводненных скважин из эксплуатации с сокращением объема закачки воды на 3,5 млн.т (37 %).

7) Относительной стабилизацией среднего дебита нефти на уровне 6,8-7,8 т/сут за счет перераспределения потоков фильтрации в связи с отключением скважин и нестационарным заводнением пластов (изменением объемов закачки в летнее и зимнее времена года).

8) Сокращением темпа падения добычи жидкости и дебита по жидкости из-за снижения или стабилизации обводненности.

9) Улучшению состояния разработки также способствовало, в некоторой степени, применение методов увеличения нефтеотдачи ОПЗП, ГРП.



4. Специальная часть

4.1 Приборы, применяемые при исследовании скважин

4.1.1 Манометры

В зависимости от задач различают собственно глубинные манометры, измеряющие абсолютное значение давления в скважине, и дифференциальные, измеряющие разность между начальной величиной давления и текущим его значением.

По принципу действия глубинные манометры подразделяются на:

1) пружинные (геликсные), в которых в качестве упругого чувствительного элемента используется многовитковая трубчатая пружина, называемая геликсом;

2) пружинно-поршневые, у которых измеряемое давление воспринимается уплотнительным поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной. Пружинно-поршневые манометры бывают с вращающимся и неподвижным поршнями. Геликсные и пружинно-поршневые манометры с вращающимся поршнем могут быть как с местной регистрацией, так и дистанционными. Для исследования скважин в основном применяют манометры с местной регистрацией.

По степени точности глубинные манометры подразделяются на рабочие, имеющие приведенную погрешность 0,5-1,5 % и прецизионные, приведенная погрешность которых не превышает 0,25 % предела измерения.

В нефтедобывающей промышленности применяются пружинно-поршневые манометры трех типов: МГП-3М (без вращения поршня); МГН-1; МПН-4 с вращающимся поршнем; геликсные манометры МГГ-63/250 и МГН-2; дифференциальные манометры - ДГМ-4М и ДГМ-5.

Манометры МГН-1 и МГН-2 являются манометрами нормального ряда.

Скважинные манометры МГН-2 представляют собой более совершенные модели приборов геликсного типа. Они состоят из 2-х блоков: маноблока и регистрирующего устройства с часовым приводом. Геликсный манометр МГН-2 состоит из маноблока и регистратора, собранных в корпусах 10 и 11. Внутренняя полость сильфона 9 сообщается с полостью геликса 8 и заполнена жидкостью. Под действием давления свободный конец геликса вместе с пишущим пером (иглой) 5, закрепленной на втулке 6, поворачивается на угол, пропорциональный измеренному давлению. Каретка 4 вместе с бланком перемещается поступательно по ходовому винту 3, который вращается часовым приводом 1 через редуктор 2. Втулка 6 центрируется относительно каретки 4, выполненой ввиде барабана с 3 выступами, скользящими по направляющим пазам в корпусе 7. Это позволяет уменьшить погрешность, вносимую за счет несоосности пишущего пера и каретки.

Таким образом, при перемещении барабана с бланком обеспечивается постоянство расстояния от пера до поверхности бланка. Барабан перемещается под действием собственного веса, но скорость его хода регулируется шагом несамотормозящего ходового винта, передаточным отношением редуктора и скоростью вращения вала часового привода, играющего роль спускового устройства. Применение закаленного винта, гайки со сплошной резьбой и плавающей опоры обеспечивает легкость хода барабана, исключая всякую возможность заклинивания. Для доступа к барабану записи и к редуктору при подготовке прибора к эксплуатации в корпусе 7 предусмотрено окно, закрываемое крышкой при помощи упора и пружинного фиксатора. К прибору придается унифицированный узел максимального термометра.

Конструкция прибора обеспечивается простую установку барабана, замену ходового винта и редуктора, а также завод часового привода без его извлечения из прибора. Наличие промежуточного редуктора и 2-х сменных винтов с разным шагом позволяют получить 4 масштаба записи по времени при использовании одного типа часового привода.

4.1.2 Уровнемер

Для контроля и измерения статических и динамических уровней жидкости в добывающих нефтяных скважинах, снятия кривых восстановления уровня жидкости, автоматического измерения давления газа в затрубном пространстве на устье скважины, слежения за уровнем жидкости во время эксплуатации и запуска глубинно-насосных скважин после ремонта или простоя в настоящее время применяют программно-аппаратный комплекс "Судос-02".

Принцип работы комплекса заключается: в генерации акустического сигнала на устье скважины, путем выпуска небольшого объема газа из затрубного пространства резким нажатием на ручку клапана устройства генерации и приема. Прохождение акустического сигнала по стволу скважины, отражения его от уровня жидкости и возвращения его на устье, с последующим усилением и записью в память. Определение давления газа в затрубном пространстве, анализ и обработка этой информации, затем определение уровня жидкости в скважине.

В зависимости от режима работы оператор может выполнять следующие операции:

1) контроль напряжения аккумулятора;

2) зарядка аккумулятора;

3) корректировка секунд по сигналам точного времени;

4) установка времени, даты и инициализация памяти;

5) установка номера куста, номера скважины и вида исследования;

6) измерение уровня жидкости в скважине;

7) установка дополнительного усиления акустического тракта;

8) снятие кривой восстановления уровня;

9) снятие кривой падения уровня;

10) автоматическую регистрацию изменения давления газа на устье скважин;

11) индикация последнего измеренного уровня и распечатка параметров:

a. измерения и графика акустического сигнала на устройстве;

b. термопечатающим;

12) работа с персональным компьютером типа IBM-PC;

13) запись графика акустического сигнала в память;

14) контроль емкости символьных отчетов и графиков.

4.1.3 Динамограф

Для комплексного контроля работы штанговых глубинно-насосных установок (ШГНУ) применяют программно-аппаратный комплекс "Сиддос-01". Комплекс обеспечивает автоматизацию контроля динамограмм типа "нагрузка штока - положение штока" в рабочем состоянии и при выходе на режим ШГНУ, а также для теста клапанов и балансировки ШГНУ в статическом состоянии.

Программно-аппаратный комплекс "Сиддос-01" представляет собой комплект электронных приборов:

Блок электронный - представляет собой микропроцессорный контроллер, который управляет работой всех элементов системы контроля, осуществляет прием и обработку данных, поступающих с датчика положения-нагрузки, отображает режимы работы и результаты контроля на цифровом индикаторе, пересылает данные в устройство термопечатающее или в персональный компьютер IBM-PC.

Общие сведения о комплексе.

Состав эхолота.

1) Устройство приема акустических сигналов (УПАС) с присоединенным к нему одним из устройств формирования акустического воздействия (клапан или устройство для генерации акустических сигналов (УГАС);

2) в УПАС установлены:

3) микрофон, предназначенный для регистрации акустических сигналов;

4) датчик давления;

Состав динамографа.

1) динамограф накладной (ДН);

2) в динамографе установлены:

3) датчик нагрузки, регистрирующий изменение диаметра штока;

4) датчик перемещения, регистрирующий ускорение движения штока.

Состав блока регистрации.

Блок регистрации (БР) состоит из следующих функциональных узлов:

1) микропроцессора, предназначенного для управления состоянием и режимами работы функциональных узлов в БР и обработки информации в соответствии с записанной программой;

2) оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) блока регистрации, предназначенного для записи и обработки оперативных данных;

3) энергонезависимого запоминающего устройства, предназначенного для записи и долговременного энергонезависимого хранения замеров;

4) клавиатуры, предназначенной для ввода данных;

5) устройства индикации, предназначенного для визуализации данных, в том числе эхограмм и динамограмм;

6) таймер календаря с запоминающим устройством, предназначенного для регистрации даты и времени.

Питание БР штатно осуществляется от внутреннего источника питания (4-х пальчиковых аккумуляторов или батареек) или дополнительно от внешнего (АКБ автомашины 12-24В) через адаптер напряжения бортовой сети (АНБС).

Метод регистрации уровня. Определение уровня жидкости осуществляется акустическим методом, путем измерения времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до границы раздела фаз "газ-жидкость". По величине измеренного времени и введенному значению скорости распространения акустического сигнала производится вычисление уровня.

Метод регистрации динамограммы. Регистрация динамограммы производится путем измерения изменяющейся нагрузки на полированный шток и перемещения полированного штока. Измерение нагрузки на устьевой шток с помощью накладного датчика осуществляется путем прямых измерений изменения диаметра штока и вычисления нагрузки, вызвавших эти изменения диаметра штока.

4.2 Эхолотирование скважин, расшифровка эхограмм

Этот метод заключается в том, что в затрубное пространство скважины посылается звуковой импульс, создаваемый на устье устройством генерации комплекса "Судос" или "Микон". Через некоторое время на поверхности чувствительный прибор отмечает импульс, отраженный от поверхности жидкости в скважине. Если известно время, прошедшее от момента отправления звукового импульса, а также скорость распространения, уровень жидкости Н_у можно определить по формуле:

Н_у =V_з*t_у /2,

где V_з - скорость распространения звуковой волны;

t_у - время пробега волны от устья до уровня и обратно.

Скорость распространения звуковой волны зависит от физических свойств газа, заполняющего скважину, температуры, давления и т.д. Поэтому при каждом измерении уровня ее определяют косвенным путем. Межтрубное пространство глубинно-насосных скважин оснащается специальными отражателями звуковых волн (реперами), расстояние которых до устья скважины известно.

Таким образом, если известно время прохождения звукового импульса от устья скважины до репера и обратно, скорость распространения волны в данной среде:

V_з =2Н_р / t_р,

где Н_р - известное расстояние от источника звукового импульса до репера;

t_р - время прохождения звуковой волны от устья до репера и обратно.

Определив скорость распространения звукового импульса, уровень жидкости находят по формуле:

Н_у = Н_р*t_у/t_р,

Время пробега звуковой волны от устья скважины до репера и уровня и обратно (t_р и t_у) регистрируется на диаграммной ленте. Пика В соответствует моменту отправления звукового импульса (выстрел), пика Р - моменту прихода волны, отраженной от репера, пика У - моменту прихода волны, отраженной от уровня жидкости.

4.3 Определение пластового давления

Под пластовым давлением в скважине понимается величина давления на ее забое в период простоя (режим g=0).

Пластовое давление в скважинах определяется при их исследовании методом установившихся отборов для получения данных, используемых при построении карт изобар и для контроля работы скважин. Пластовое давление в скважине определяется путем прямого измерения глубинными манометрами непосредственно на забое скважины в период ее остановки.

Пластовое давление определяется по формуле:

а) Для безводной скважины:

Р_ПЛ = _ПЛ (Н_З.В. - Н_ст.)/10+ Р_ЗАТР,

где _ПЛ - удельный вес нефти в пласте.

Н_З.В. - ВНК + альтитуда ротора,

Н_СТ. - статический уровень, замеренный при остановке скважины в затрубном пространстве.

б) Для скважин с обводненностью 30 %:

Р_ПЛ = (Н_ЗВ - Н_СТ) _СМ/10+ Р_ЗАТР,

где _СМ - удельный вес в зависимости от % воды;

Р_ЗАТР. - затрубное давление при остановке скважин.

в) Для скважин с обводненностью 30 %:

Р_ПЛ = _ЗАТР,

где L - глубина спуска насоса (м);

_В - удельный вес воды;

Н_СТ - статический уровень;

_СМ - удельный вес жидкости.

Н_ЗВ - зеркало воды (ВНК + альтитуда ротора).

Р_ЗАТР - затрубное давление при остановке скважины.

Определение пластового давления для скважины 3276 ЦДНГ-2 Усть-Балыкского нефтепромысла.

Режимные данные:

Установка ЭЦН.

Глубина спуска насоса - 1790 м.

Дебит жидкости - 12.

% воды - 40.

Нст - 180 м.

Рзатр. - 16.

1) Р_ПЛ = _ЗАТР,

Рпл == 226,4.

2) см = (n_{в в} + (100 - n_в) _н)/100 = (40 *1,01 + (100-40)* 0,812)/100 = 0,89,

где n_в - % воды;

_в - удельный вес воды _в = 1,01 г/м^3;

_н - плотность нефти в пластовых условиях _н = 0,812 г/м³;

Нз.в = ВНК + alt = 2395 + 41,82 = 2436,82,

где аlt - альтитуда ротора.

4.4 Определение забойного давления

Забойным давлением называется давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. В добывающих скважинах забойное давление меньше пластового на величину забойной депрессии давления, в нагнетательных скважинах превышает пластовое на величину забойной депрессии.

Забойное давление определяется с целью гидродинамических исследований скважин и контроля работы скважин и скважинного оборудования путем прямого измерения глубинным манометром непосредственно на забое скважин.

В скважинах механизированного фонда, где нет возможности прямого измерения давления глубинными манометрами, забойные давления определяются по данным замеров динамических уровней в межтрубном пространстве.

Отбивка динамических уровней в скважинах производится с помощью эхолотов, уровнемеров или по данным геофизических исследований.

Стравливание газа из затрубного пространства перед измерением уровня является недопустимым, так как при этом происходит вспенивание уровня и возможно образование столба газированной жидкости, удельный вес которой неизвестен.

Забойное давление определяется по формуле:

Р_ЗАБ = (Нз.в. - Ндин) см/ 10+ Рзатр,

Нзв = ВНК + альтитуда ротора + удлинение.

_СМ - уд. вес смеси в зависимости от процента воды.

Определение забойного давления для скважины 3276 ЦДНГ-2 Усть-Балыкского нефтепромысла.

Режимные данные:

Установка ЭЦН.

Глубина спуска насоса - 1790 м.

Дебит жидкости - 12.

% воды - 40.

Ндин - 1102 м.

Рзатр. - 9.

1) Р_ЗАБ = (2540,82-1102) 0,89/ 10+9 = 137.

Н = Нзв = ВНК + альтитуда ротора + удлинение = 2395 + 41,82 +104 = 2540.82 м.

2) см = n_{в в} + (100 - n_в) _н /100 = 40 *1,01 + (100-40) * 0,812/100 = 0,89.



5. Охрана недр и окружающей среды

В соответствии с основами законодательства о недрах, основами водного законодательства и водного кодекса РФ, действующим положением о Госгортехнадзоре, постановлениями Совета Министров по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов, поиск и разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

Основными требованиями по охране недр, предъявляемыми к поиску и разведке нефтяных месторождений, являются государственный контроль за рациональным использованием и охраной недр, (а также установление порядка его проведения), соблюдение утвержденных в установленном порядке стандартов, регламентирующих условия недр, атмосферного воздуха, земель, лесов, вод (Закон Российской Федерации "О недрах").

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проводки скважин, нарушений технологии нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и смежными горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсадной колонны и цемента за ней.

Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранение лесных массивов, заповедников.

Основными требованиями по охране окружающей среды при эксплуатации скважин является подбор глубинного и наземного оборудования и установление оптимальных режимов его работы.

Во исполнение указанных требований по охране недр и окружающей среды при бурении проектных скважин должны принимать меры, обеспечивающие:

а) предотвращение открытого фонтанирования, графинообразования, поглощения промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газов в процессе проводки, освоения и их дальнейшей эксплуатации;

б) надежную изоляцию в скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему разрезу;

в) герметичность всех технических и обсадных колонн, спущенных в скважину, их качественное цементирование;

г) предотвращение ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.

Перфорация и торпедирование скважин должны производиться при строгом соблюдении действующих инструкций. После окончания бурения скважины и перфорации колонны для предотвращения снижения проницаемости и призабойной зоны из-за длительного воздействия на нее воды или глинистого раствора скважина должна осваиваться в кратчайшее время.

При наличии опасности межпластовых перетоков нефти, газа и воды не допускается проведение мероприятий по интенсификации притоков нефти и газа.

При испытании скважин продукты освоения должны собираться в закрытые емкости.

Транспортирование вспомогательных материалов и нагнетаемых в нефтяной пласт растворов должно производиться в закрытой таре или емкостях, исключающих их утечку.

При разливе нефти на поверхности земли или попадания ее в водный объект в результате нефтегазового выброса, открытого фонтанирования скважины или аварии трубопровода необходимо сообщить об этом органам, осуществляющим государственный контроль за состоянием водных объектов, не позднее 3-х часов с момента обнаружения, прекратить забор поверхностных и подземных вод для питьевого водоснабжения и принять меры, обеспечивающие предотвращение дальнейшего распространения загрязнения.

Разбившаяся из поверхности объекта нефть должна быть локализована, собрана техническими средствами и способами, безвредными для обитателей водных объектов и не оказывающими вредного влияния на условия санитарно-бытового водоснабжения, и отправлена на установки подготовки нефти или очистительные сооружения.

На загрязненном участке земли должны быть проведены по сбору или нейтрализации загрязнения с последующей рекультивацией земли в соответствии с ГОСТ 17.5.3.04-83. При нарушении обваловки и гидроизоляции участков они должны быть восстановлены.

Пред началом строительства скважины проводятся работы по выбору и отводу земли. Площадка для бурения выбирается, как правило, на пастбищах, кормовые достоинства которых невелики. Мощность черноземного слоя не превышает 20-40 см. Размер отводимого участка выбирается согласно "Норм отвода земель для нефтяных и газовых скважин" - СН 459-74 в зависимости от цели бурения и типа буровой установки. При подготовительных работах проводятся работы по снятию и складирования почвенного слоя земли в соответствии с ГОСТ 17.4.3.02-85. Он складируется в специально отведенные места в виде буртов. В целях предупреждения ветровой и водной эрозии предусматривается посев многолетних трав. Все эти работы должны проводиться до наступления устойчивых, отрицательных температур. Площадка должна иметь уклон в сторону амбаров для стока жидких отходов.

Современное производство буровых работ пока использует для сбора и захоронения выбуренной породы, а также для хранения технической воды, специально оборудованные земляные амбары. Стенки и дно амбара глинизируются с целью создания экрана, предотвращающего уход водной фракции за пределы амбара и фильтрацию в почву. Как правило, разработка грунта при оборудовании амбаров ведется до глинистой "подушки", т.е. в качестве экрана используется глинистая толща горных пород (глины четвертичного и мезозойского возрастов). После этого производится опрессовка амбара путем закачки в него воды. Если происходит снижение уровня воды в амбаре, то проводится повторная опрессовка.

У амбаров устанавливается центробежный насос, с помощью которого откачивается техническая вода для повторного использования. Для предупреждения растекания вод площадка буровой оборудуется сточными лотками и отвалами, направленными в технологические амбары. Объемы технологических амбаров определяются в зависимости от глубины скважин и ее конструкции.

Монтаж бурового оборудования начинается после проведения всех подготовительных работ. Площади под буровым и вспомогательным оборудованием должно быть гидроизолированным, а также иметь сточные лотки и отводы. При бурении скважины циркуляции бурового раствора осуществляется по замкнутому циклу с применением средств очистки (гидроциклоны, вибросита и т.д.), входящих в комплект буровой установки. В период бурения осуществляется постоянный контроль за герметичностью циркуляционной системы, емкостей для долива скважины и обработки бурового раствора химическими реагентами, емкостей ГСМ.

После окончания строительства скважины, демонтажа бурового оборудования, проводятся работы по ликвидации амбаров и рекультивации площади буровой. Все эти работы проводятся силами строительной организации для проведения в состояние, пригодное для использования в сельском хозяйстве. При ликвидации амбаров проводятся работы по откачке осветленной жидкой фазы для дальнейшего использования, а загустевшие остатки бурового раствора и выбуренной породы после естественного или принудительного выпаривания захоронятся на месте.

Техническая рекультивация проводится для сохранения плодородного слоя почвы и включает выполнение следующих работ:

1. Срезка и складирование плодородного и минерализованного слоев почвы;

2. Срезка загрязненной и замусоренной почвы;

3. Обратное перемещение и разравнивание плодородного и минерального слоев почвы после окончания строительства.

Биологическая рекультивация проводится после технической. Технология биологической рекультивации разрабатывается специализированной организацией по заявке "Заказчика" на основе данных по фоновому состоянию почв до начала строительства и данных по динамике изменения этого фона под действием факторов строительства после окончания его. "Заказчик" представляет эти данные специализированной организации. Технология биологической рекультивации должна включать порядок и количество вносимых удобрений для восстановления плодородия почв, количество применяемой техники. Приведение земельного участка в пригодное состояние производится в течение одного года после завершения работ. Передача землепользователю рекультивируемых земель оформляется атом в установленном порядке при участии представителей землепользователя, строительной организации м органов, осуществляющих контроль за использованием земель.

Охрана поверхностных и подземных вод. При строительстве скважины особое внимание уделяется охране поверхностных и подземных вод. При выборе площадки учитывается удаленность от открытых водных объектов с учетом их водоохранных зон. С целью предотвращения растекания технической воды, бурового раствора и отходов бурения за пределы площадки буровой и попадания в водный объект проводятся работы по обваловке этой площадки грунтом. На участке строительства проводятся работы по обваловке этой площадки грунтом. На участке строительства проводятся работы по изоляции площадок технологического оборудования, складов химических реагентов, блока приготовления раствора. Предусматривается инженерная система сбора отходов бурения с помощью лотков в амбары.

Для нужд строительства и испытания скважины применяется техническая вода. В процессе строительства скважины должен вестись учет расхода с помощью расходометров, мерных емкостей и других средств, приданных буровой установке.

В процессе бурения скважины осуществляется замкнутый цикл циркуляции бурового раствора с очисткой от выбуренной породы средствами, приданными буровой установке. Оставшаяся вода откачивается и повторно используется на технологические нужды. Она должна отвечать требованиям ГОСТа 51-01-0384. Буровой раствор (частично) вывозится на близлежащие буровые для дальнейшего использования.

Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов и надежной их изоляции при бурении скважины рабочим проектом разрабатывается конструкция скважины в соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, 1998г."

Для перекрытия заколонного пространства и предотвращения межпластовых перетоков за обсадными колоннами формируется цементная оболочка, для чего используется тампонажный цемент в соответствии с ГОСТ 1581-85.

В процессе проводки на основе геологического строения и с учетом возможных осложнений применяют буровой раствор с заданными параметрами (эксплуатационными свойствами) для данных условий бурения.

Буровой раствор представляет собой устойчивую глинистую суспензию на водной основе, (эти параметры разработаны в соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности"), обработанную химическими реагентами. Применение химических реагентов позволяет поддерживать и регулировать эксплуатационные свойства бурового глинистого раствора, необходимые для безаварийной проводки скважины до перебойного забоя. Самарским государственным предприятием "Экология" был выполнен анализ химического состояния бурового раствора, применяемого буровыми предприятиями Самарской области, для определения класса опасности данного отхода. Учитывая все факторы, сделан вывод, что буровой раствор относится к 4 классу опасности.

Охрана атмосферного воздуха. К основным источникам загрязнения атмосферного воздуха относятся: спецтехника, автотранспорт, тракторная техника, привод буровой, котельная. В процессе испытания скважины из нефти, поступающей на поверхность сепарируется попутный газ, который сжигается на факеле.

Санитарно-защитная зона при строительстве скважин на нефть и газ составляет 300 метров (СН 245-71).

Мониторинг за состоянием окружающей среды. Контроль за окружающей средой при строительстве скважины - это наблюдение за состоянием и изменением качества почв, подземных и поверхностных вод, воздуха. В задачи контроля на период строительства скважины входит работы по проверке соблюдения требований по охране окружающей среды и организации контроля вредных веществ, поступающих в природную среду в процессе строительства. Контроль за поступлением вредных веществ осуществляется методом отбора проб до начала строительства, в период бурения и после окончания. Отбор проб и определение химического состава почвы проводится в два этапа:

1 этап - до начала строительства - определение фона;

2 этап - после окончания строительства и рекультивации нарушенных земель - фактическое состояние почвы.

Учитывая, что в процессе проводки скважины применяется буровой глинистый раствор, обработанный химическими реагентами, относящимися по классу опасности к нетоксичным и малотоксичным, анализ почв проводят по следующим параметрам:

...