Мероприятия по охране недр являются важным элементом и основной частью всех основ-ных технологических процессов на скважине,разработке и эксплуатации месторождений и направлены на обеспечение высокой эффективности и безаварийности производства,более полного извлечения и использования нефти,газа,конденсата и других полезных ископаемых.
Разработка месторождений должна осуществляться по утвержденной в установленном порядке технологической схеме либо по проекту.При проектировании разработки руководств-оваться проверенными и принятыми методами расчетов с учетом специфики геологического строения,геолого-промысловых особенностей месторождения и физико-химических свойств пластовых флюидов.
Работа добывающих нагнетательных скважин должна вестись на установленных технологи-ческих режимах,обеспечивающих сохранность скелета пласта и чтоб небыло преждевременного обводнения скважин.Поскольку добывающие,нагнетательные и другие скважины,а также разнообразные подземные резервуары являются капитальными сооружениями,расчитанными на длительный срок эксплуатации,необходимо принимать меры по защите от коррозионного воздействия среды основного элемента скважины-эксплуатационной колонны.Нарушение герметичности может привести к образованию грифонов,межпластовых перетоков,открытому фонтанированию и другим последствиям.
При строительстве и эксплуатации скважин проводится комплекс мероприятий-,предотвращающих утечки и перетоки флюидов,которые могут вызвать потери добываемого сырья и разрушение неразрабатывающихся залежей углеводородов и других полезных ископаемых.Вместе с тем степень надежности крепления и контроля за его состоянием для различных зон по стволу скважины из-за природных геологических и промысловых факторов неоднородно.
В прцессе эксплуатации скважины предусматривается комплекс мер по предотвращению выбросов,открытого фонтанирования,грифонообразования,обвалов стенок скважин,-поглощений промывочной жидкости и других осложнений.Для этого продуктивные интервалы скважины изолируют друг от друга, обеспечивая герметичность колонн,крепление ствола сква-
Жины кондуктором и пространство между эксплуатационной колонной и стволом скважины
Обеспечивается высоким качеством цементирования.
Дополнения по бригаде добычи.
В состав бригады могут входить электрики с 3 квалификационной группой.Они занимаются устранением неисправностей эл.оборудования,проводят ППР.Операторы по исследованию скважин проводят работы по заданию геологов(снимают динамограммы-,отбивают уровни).Операторы добычи ежедневно совершают обход закрепленных скважин-,меняют ремни,набивают сальники,следят за исправной работой оборудования.О всех серьезных замечаниях докладывается диспетчеру.
Ремонтная бригада устраняет скрип пальцев кривошипа,меняет редуктора и другие работы.
ТБ при обслуживании фонтанирующих скважин
1.Установленная на скважине фонтанная арматура должна соответствовать максимальному давлению,ожидаемому при эксплуатации скважины.
2.Для контроля за давлением должны быть установлены исправные манометры с трехходо-выми кранами,указывающие давление на буфере и в затрубном пространстве.
3.Арматура скважины,независимо от ожидаемого давления,монтируется с полным комплектом шпилек.
4.Все задвижки фонтанной арматуры должны содержаться в исправном состоянии.
Билет № 5
Геолого - промысловый контроль разработки нефтяного месторождения. Показатели разработки залежи нефти. Определение текущего положения ВНК и ГНК нефтенасыщенности пластов. Гидродинамические методы исследования пластов.
Геолого-промысловый контроль разработки нефтяного месторождения.
Геолого-промысловый контроль разработки заключается в изучении и анализе процесса извлечения нефти из недр, выявление факторов, влияющих на добычу и обводнения залежи нефти, полноту выработки запасов и другие показатели, характеризующие процесс разработки в целом.
Эффективность контроля разработки в значительной мере зависит от объема и регулярности проведения опытно-промышленных и промысловых исследований по выявлению влияния различных факторов на полноту извлечения из недр нефти. Сюда относятся изучение влияния плотности сетки скважин на темп отбора и нефтеотдачу, проведение глубинных исследований гидродинамическими методами, осуществление различных промысловых исследований (замеры дебита, приемистости, обводненности и т. д.), химические анализы нефти и воды, радиометрические исследования, определение особенностей выработки пластов с помощью расходомеров и дебитомеров и др. большое значение имеет проведение промыслово-геофизических исследований, с помощью которых решаются различные технические (при нарушении обсадных колонн, для определения высоты подъема цемента, при наличии заколонного движения жидкости и т. п.) и геолого-промысловые задачи (особенно в отношении контроля за заводнением неоднородных и расчлененных пластов).
Основой комплекса исследований заводнения пластов являются импульсные нейтронные методы, создание и внедрение которых резко улучшило контроль за процессом выработки продуктивных пластов. Широкое применение этих методов позволило установить важнейшие особенности заводнения пластов, способствовало созданию контроля за разработкой и обеспечило эффективность проведения работ по изоляции обводненных пластов.
При внедрении интенсивных систем разработки с применением очагового и различных видов площадного заводнения большое значение имеют методы контроля за разработкой с использованием меченных жидкостей (изотопов). Результаты проведения работ свидетельствуют о широких возможностях этих методов при решении ряда задач нефтепромысловой геологии и контроле за разработкой.
Эти методы позволяют оценить степень гидродинамической связи между пластами эксплуатационного объекта, между нагнетательными и эксплутационными скважинами, определить участки аномально высоких скоростей движения закачиваемой воды, установить эффективную мощность пласта, обнаружить застойные зоны и обнаружить целики нефти в заводненных зонах, уточнить корреляцию пластов, оценить охват залежи заводнением.
Таким образом, радиометрические и другие методы промыслово-геофизических исследований в комплексе геолого-промысловыми данными дают возможность систематически следить за положением водонефтяного контакта контуров нефтеносности, устанавливать направление и скорость движения жидкости в пласте, выявлять невырабатываемые пласты и участки залежи, обнаруживать оттоки нефти в законтурную часть залежи, определять ряд параметров, позволяющих оценивать заводненный объем залежи и коэффициент нефтеотдачи на различных стадиях разработки, а также решать различные задачи по техническому состоянию скважин и их обводнению. Всестороннее использование укащанных методов дает возможность для обоснования необходимых мероприятий по улучшению системы разработки в целях эффективного и полноценного извлечения из недр нефти.
Показатели разработки залежи нефти.
1. Годовой отбор нефти (т\год)
2. Коэф-т годового отбора нефти в % от извлекаемых запасов нефти (темп отбора)
3. Годовая добыча жидкости (м3\год)
4. Годовая добыча газа (тыс м3\год)
5. Процент обводненности прдукции скважин
6. Средний газовый фактор (м3\ м3)
7. Накопленная добыча нефти с начала разработки (тонн)
8. Накопленная добыча жидкости (м3)
9. Текущий КИН от балансовых запасов нефти и от извлекаемых запасов
КИНб=Qн накопл\Vбал; КИНизвл=Qн накопл\Vизвл
10. Фонд скважин (общий, добыв, наблюдат, пьезометрических, контрольных, законсервированных, подготовленных к бурению, скв. в освоении после бурения)
11. Годовой объём закаченной воды
12. Накопленный объём закаченной воды
13. Коэф-т компенсации закачки воды, отношение годового объёма закаченной воды к годовому объёму отбору жидкости
Ккомп=Qводы в год\Qж. Год
14. Фонд нагнетательных скважин
15. Пластовое давление среднее по залежи
16. Средний дебит скв по н. (т\сут) и жидкости (м3\сут)
1. Годовая добыча нефти, тыс. тонн;
2. Темп отбора от извлекаемых запасов, %:
- начальных;
- текущих;
3. Накопленная добыча нефти, млн. тонн;
4. Отбор извлекаемых запасов, %;
5. Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.;
6. Годовая добыча жидкости, тыс. тонн:
- всего;
- механизированный способ;
7. Накопленная добыча жидкости, млн. тонн:
- всего;
- механизированный способ;
8. Обводненность продукции, %;
9. Закачка рабочих агентов, млн. м3:
- годовая;
- накопленная;
10. Компенсация отбора закачкой, %;
11. Добыча нефтяного газа, млн. м3:
- годовая;
- накопленная;
Вся эта информация собирается и рассчитывается на основе промысловых измерений.
Динамикапоказателей разработки обычно изображается графически
Годовая добыча нефти включат в себя количество нефти сданной потребителю и использованной на собственные нужды, её разбрасывают по всем скважинам (цехам,бригадам). Дебит каждой скважины контролируется на ГЗУ.
Годовой отбор воды контролируется по замерам воды после её подготовки и закачки в пласт.
Объем добываемого газа контролируется по скважинам или по среднему пластовому ГФ (пластовый газовый фактор определяется при пластовой температуре, а потребителю отпускается при температуре на сепарационной установке разница может достигать 100 град)
Пластовое давление (среднее) контролируется путем замеров статического давления в каждой скважине. Строятся карты изобар(карты равных пластовых давлений)
Контролируются также следующие характеристики залежи:
1 Перемещение ВНК (по наблюдат. скв.)
2 Стягивание контура нефтеносности (внешнего или внутреннего а, также контура газоносности, процесс разработки должен обеспечивать равномерное стягивание контура).
3 Выработка запасов по отдельным блокам и даже по отдельным скважинам.
Определение текущего ВНК и ГНК нефтенасыщенности пластов.
Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения ВНК по этим данным обычно низка. Поэтому показатели обводненности скважины пригодны только для качественных заключений. Если обводненность низкая, то считают, что текущий ВНК расположен в нижней части интервала перфорации; если обводненность высокая, значит, текущий ВНК находится ближе к верхним перфорационным отверстиям.
Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах начального внутреннего контура нефтеносности залежи, указывает на перемещение внутреннего контура нефтеносности в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через различные скважины, можно фиксировать его положение на различные даты и определять скорость движения на разных участках залежи. Переход скважины на работу только водой указывает на прохождение через эту точку залежи и внешнего контура нефтеносности. На проктике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины отключаются при обводненности 95-98 %.
При заводнении однопластовой залежи данные о начале обводнения скважин закачиваемой водой дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. В пластах с высокой вертикальной проницаемостью массовое обводнение скважин может быть связано с образованием конусов подошвенной воды. По залежам с установленным конусообразованием данные обводнении скважин не могут быть использованы для контроля за внедрением воды.
Промыслово-геофизические методы, используемые для контроля заводнения пластов в скважинах, можно разделить на две большие группы: электрометрические и другие виды исследований, проводящихся в открытом стволе скважин при бурении, и радиометрические, проводящиеся в обсаженных скважинах после их бурения и в процессе эксплуатации.
Капитальный ремонт скважин. Виды капитального ремонта. Глушение скважин при капитальном ремонте, требования к жидкости глушения. Установки для капитального ремонта скважин, их техническая характеристика. Спецтехника, применяемая при капитальном ремонте скважин.
Капитальный ремонт - это комплекс работ, связанных с восстановлением продуктивности скважин, целостности обсадных колонн и цементного кольца, ликвидацией сложных аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации пластов, пакеров - отсекателей, клапанов - отсекателей и др.
К капитальному ремонту относятся такие виды работ:
Ремонтно- изоляционные работы (КР1)
Отключение отдельных обводненных интервалов пласта
Отключение отдельных пластов
Исправление негерметичности цементного кольца
Наращивание цементного кольца за эксплуатационной промежуточной колоннами, кондуктором
Устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР2)
Устранение негерметичности тампонированием
Устранение негерметичности установкой пластыря
Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР3)
Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации
Ликвидация аварии с эксплуатационной колонной
Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов
Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин
Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин