Отчёт по практике в ТЦДНГ-1 НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча»

Оценка приемистости производится на нагнетательных скважинах месторождения, при этом ультразвуковым расходомером замеряется количество нагнетаемой жидкости в пласт для поддержания пластового давления. В результате контролируется расход жидкости.

 

5   Базовые операции при исследовании скважин. Измерение глубины скважины, давления, дебита (приемистости), обводненности, температуры

 

Из всех методов исследования скважин и пластов следует выделить особый комплекс геофизических методов. Они основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.

Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, их заканчивания, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими партиями и организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т. е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой. К ним относятся:

Электрокаротаж. Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

Радиоактивный каротаж - РК. Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.

Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.

Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

Другие виды каротажа. К другим видам относится кавернометрия, т. е. измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т. е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а следовательно, по тепловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке.

Увеличение чувствительности скважинных термометров и уменьшение их тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых с помощью термометрии.

Гидродинамические методы исследования основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [Q(Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта e = kh/m с призабойной зоны.

Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность c, для более удаленных зон пласта и параметр c2/rпр (c - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.

Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода.

Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6  Химические реагенты для добычи нефти на месторождении

 

Разработка месторождений, вступивших в позднюю и заключительную стадии эксплуатации с применением заводнения, сопровождается значительными объемами добычи и закачки пластовых вод. Остаточные извлекаемые запасы высокообводнены (95%) и в значительной степени выработаны. Средний коэффициент извлечения нефти (КИН) в настоящее время составляет 34,7% при проектном 41,8%, средняя степень выработки начальных извлекаемых запасов равна 82,8%.

Основными методами интенсификации притока нефти из карбонатных  коллекторов в Октябрьском ЦДНГ являются различные солянокислотные обработки скважин. С начала разработки карбонатных пластов осуществляются простые солянокислотные обработки (СКО), термокислотные, пенокислотные (ПКО) и нефтекислотные (НКО) обработки. Технологии их применения хорошо освоены и уже стали традиционными. В последующие годы в небольшом количестве выполнялись термопенокослотные, нефтепенокислотные, солянокислотные с алюмохлоридом  и другие виды обработок скважин. Для повышения эффективности добычи нефти из карбонатных коллекторов в Октябрьском ЦДНГ разработан и успешно используется метод ГКО обводненных скважин.

За 1970-2014 гг. на месторождении проведено 656 различных кислотных обработок, в результате которых дополнительно добыто 360 тыс.т. нефти. Наибольшее число обработок, достаточное для статического анализа по выявлению их эффективности, приходится на СКО, ПКО, НКО и ГКО. Технологическую эффективность кислотных  обработок в значительной мере характеризуют увеличение дебита нефти после обработки q п. о. по сравнению с дебитом до обработки q д. о. и изменение обводненности после обработки Wп. о. по сравнению с обводненностью до обработки Wд. о.

 

 

Таблица 12 – Виды  обработок ПЗП

 

Вид кислотного воздействия	Величина     выборки	Уравнение связи увеличения qп. о. и изменения Wп. о.	Интервал изменения дебитов, т/сут, и обводненности, %	Достоверность аппроксимации R2
СКО	194	qп.о=1,56+1,21qд.о Wп.о=1,13+0,93Wд.о	0,2-30       2-40	0,81       0,79
ПКО	93	qп.о=1,03+1,17qд.о Wп.о=1,64+0,87Wд.о	0,2-14   2-15	0,84       0,76
НКО	75	qп.о=1,74+1,17qд.о Wп.о=0,36+0,87Wд.о	0,2-14   5-65	0,79       0,83
ГКО	103	qп.о=0,48+1,69qд.о Wп.о=3,98+0,96Wд.о	0,2-10    25-100	0,83       0,82

 

 

Сущность обработок ПЗП заключается в перекрытии крупных пор и трещин, по которым поступает вода, с последующей закачкой в нефтенасыщенную часть карбонатного пласта соляной кислоты для увеличения проницаемости в поровых блоках (матрицах) пласта. Первоначально в скважину закачивают расчетное количество 18 – 32%-ного раствора хлорида кальция, а затем 10 - 17%-ного водного раствора полимера. Эти реагенты поступают в наиболее проницаемую, водонасыщенную часть призабойной зоны пласта и при их смещении происходят процессы гелеобразования и коагуляции полимера. Образующиеся в результате взаимодействия продукты реакции “сшивают” в призабойной зоне пласта (ПЗП) отдельные рассеченные трещинами блоки в массив, в результате блокируются крупные поры и трещины, по которым поступал основной объем воды. Соляная кислота 12 – 15%-ной концентрации под давлением, не превышающим давление гидравлического разрыва пласта, продвигается продавочной жидкостью в малопроницаемую, поровую нефтенасыщенную часть пласта, затем скважину закрывают на 16 – 30 ч. За это время в ПЗП заканчиваются реакции гелеосадкообразования и растворения карбонатов, затем скважина промывается, осваивается и вступает в эксплуатацию. Для предотвращения преждевременного смешивания и взаимодействия реагентов в скважине после закачки любого реагента в нее нагнетают 1 – 1,5 м3 пресной воды, выполняющей роль разделительной буферной жидкости.

На эффективность ГКО влияют две основные группы параметров: геолого-промысловые и технологические.

 К геолого-промысловым  относятся пористость, проницаемость, толщина пласта, начальная нефтенасыщенность, вязкость и плотность пластовой  нефти, динамика дебита и обводненности  скважины.

 К технологическим  относятся вид и кратность  обработки, объем и концентрация  соляной кислоты, давление закачки  кислотного раствора. В условиях  Октябрьском ЦДНГ указанные параметры изменялись в широких пределах, что позволило провести статистический анализ эффективности ГКО.

Этот анализ сводился к получению регрессионных уравнений зависимостей эффективности ГКО от геолого-промысловых и технологических параметров.

Изучение успешности кислотных обработок показало, что многие СКО и ПКО выполнены в высокообводненных скважинах, поэтому оказались неудачными. Дополнительные статистические исследования позволили установить, что эффективность кислотных обработок существенно зависит от обводненности скважин. В результате исследований определены границы применимости кислотных обработок. В таблице 13 приведены интервалы значений обводненности скважин для эффективного применения кислотных обработок на предприятии за 1970-2014 гг.