ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

диспетчерские пункты - ежедневно. Замеры дебитов по малодебитным скважинам осуществляются по специальным программам.

9.1.2. При установлении значительного отклонения замера дебита от режимного производится ручной контрольный замер на групповой установке.

9.2.Отбор проб жидкости для определения содержания воды в продукции скважин производится еженедельно.

9.3.Определение удельного веса попутной воды по всем обводненным скважинам производится один раз в квартал.

9.4.Отбор проб попутной воды для проведения шестичленного анализа осуществляется:

9.4.1.По всем обводненным скважинам разрабатываемых месторождений с постоянной минерализацией воды один раз в полугодие.

9.4.2.По вновь обводняющимся скважинам - ежемесячно до установления постоянной минерализации воды 9.5. Замер забойного давления (динамического уровня) проиводится один раз в квартал и после каждого изменения режима работы скважин.

9.5.1.Определение положения динамического уровня в механизированных скважинах производится эхолотом с волномером без стравливания давления из межтрубного пространства, расчет забойного давления при этом производится по методике, изложенной ниже. В скважинах, оборудованных ЭЦН и эксплуатирующихся с динамическими уровнями, близкими к глубине подвески насоса, положение динамического уровня при необходимости определяется геофизическими методами

(ГГП).

Одновременно с исследованием динамического уровня регистрируется межтрубное давление.

9.5.2.При замере забойного давления в скважинах, оборудованных ШГH, глубинным манометром через межтрубное пространство после стравливания затрубного давления делается выдержка на восстановление установившегося режима работы скважин.

9.6. Ежегодно по состоянию на 1 октября по всем разрабатываемым объектам строятся карты равных забойных давлений. Для построения карты используются замеры забойных давлений в добывающих и нагнетательных скважинах, приведенные к абсолютной отметке ВИК на месторождении (площади). На объектах, где про водятся опытные работы, карты могут строиться исходя из необходимой в каждом конкретном случае периодичности.

9.7. Средние забойные давления по месторождению (площади, залежи, блоку) определяются как среднеарифметические величины по добывающим скважинам в зоне отбора и по нагнетательным - на линии нагнетания. При построении карт с использованием ЭВМ - как средневзвешенные в зоне отбора, на линии нагнетания, по месторождению (залежи) в целом.

10.Контроль за режимом работы нагнетательных скважин

10.1.Учет суточных объемов закачки воды производится на кустовых насосных станциях (КИС) с помощью счетчиков типа СВУ и других типов. 10.2. Данные о расходе воды на кнс передаются в диспетчерско-технологическую службу цеха ппд через каждые 4 ч (по каналам телемеханики старой модификации) или через каждые 2 ч (по каналам телемеханики новой модификации). Данные о расходах : воды по каждой кнс передаются

вцентральную инженернотехнологическую службу НГДУ с периодичностью 1 раз в сутки.

10.3.Замер расхода воды на нагнетательных скважинах осуществляется с помощью как стационарных, так и переносных накладных счетчиков воды, не реже 1 раза в месяц.

10.4.При отклонении показаний расходов воды по регистрирующим расходомерам на кнс от установленного технологического режима про изводится проверка водоводов, арматур и колонн, устанавливается место нарушения их герметичности и объем утечек воды, вносится поправка в объемы закачанной воды, устраняется выявленный дефект.

10.5.Рабочее давление на устье нагнетательных скважин замеряется 1 раз в квартал.

10.6. Контроль за качеством воды, закачиваемой в продуктивные пласты

105

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

осуществляется:

10.6.1.При закачке пресной воды пробы отбираются на участках водозаборов и подготовки силами УПТЖ для ППД.

10.6.2.При закачке промысловых сточных вод контроль осуществляется силами НГДУ в соответствии с "Положением о закачке нефтепромысловых вод в нагнетательные скважины системы ППД АО "Татнефть" (г.Альметьевск, 1998 г.).[3] Контроль за качеством сточных вод должен быть двухступенчатым - l-ая ступень контроля осуществляется на установках очистки воды (УОВ ), 2-ая – на кнс. Периодичность отбора

ианализа проб сточной воды на содержание нефти, ТВЧ и железа (общее, растворенное) осуществляется: на УОВ один раз в сутки; на кис - один раз в месяц. На УОВ один раз в смену визуально определяется отсутствие нефтепродуктов.

10.6.3.Требования, предъявляемые к закачиваемой в продуктивные пласты сточной воде, приведены ниже.

10.7.Контроль за техническим состоянием эксплуатационных колонн осуществляется одним из методов геофизических исследований скважин (ГИС) не реже одноге раза в 4 года. ГИС включает в себя термометрию, расходометрию, резистивометрию, АКЦ, СГДТ, каверномер, профилемер, локатор муфт и другие.

10.8. Определение герметичности эксплуатационной колонны проводится не реже одного раза в год, а также после значительного , изменения технологических параметров работы скважин (резкое снижение устьевого давления или увеличение приемистости). Определение герметичности эксплуатационной колонны производят одним из следующих методов: опрессовка колонны избыточным давлением, термометрия, расходометрия, радоновый индикаторный метод.

11. Контроль за динамикой пластового давления при разработке нефтяных месторождений (площадей)

11.1.Замер пластового давления (статического уровня) производится один раз в полугодие. Состояние пластового давления на месторождениях контролируется построением карт изобар по разбуренным объектам 2 раза в год (на 1 января и 1 июля).

11.2.Контроль за изменением пластового давления на отдельных участках (районы новых очагов заводнения, перевода скважин на высокие давления нагнетания, бурения скважин в зоне высоких пластовых давлений, участки проведения экспериментальных работ и т.д.) про изводится исходя из необходимой в каждом конкретном случае периодичности.

11.3.При построении карт изобар все значения пластового давления пр и водятся к единой абсолютной отметке, за которую принимается средняя для месторождения (площади) отметка начального положения внк.

11.4.ДЛя построения карт изобар замеры пластового давления проводятся по всему фонду добывающих, нагнетательных и пьезометрических скважин.

11.5.Замер пластового давления в фонтанных скважинах производится глубинным манометром на глубине кровли перфорированного пласта.

11.6.Замеры пластового давления в механизированных скважинах (ЭЦН, ШГН и др.) проводятся определением положения статического уровня эхолотом с волномером и с регистрацией буферного и затрубного давлений. Пере счет статического уровня на давление выполняется по прилагаемой методике.

11.7.Время простоя скважин перед замером пластового давления определяется геологической службой каждого НГДУ, исходя из конкретных коллекторских свойств пласта и содержащегося в нем флюида.

11.8.Измерения пластового давления в пьезометрических скважинах производятся, как правило, глубинным манометром 2 раза в год. В отдельных скважинах чаще, исходя из необходимой периодичности. В тех случаях, когда в пьезометрических скважинах произведено определение плотности жидкости по стволу (из поинтервальных измерений давления и одновременных определений положений уровня или каким-то иным способом), определение пластового давления можно про изводить исследованием

106

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

положения статического уровня эхолотом с последующим пересчетом уровня на давление по известной плотности жидкости.

11.9. Средние пластовые давления по месторождению (площади, залежи, блоку) определяются как среднеарифметическая величина по добывающим скважинам в зоне отбора и по нагнетательным - на линии нагнетания. При построении карт с использованием ЭВМ - как средневзвешенная в зоне отбора, на линии нагнетания, по месторождению (площади, залежи, блоку) в целом.

12. Исследование работы продуктивных пластов в процессе их обводнения

12.1.Исследования глубинными дебитом ерами фонтанных скважин с двумя и более перфорированными продуктивными пластами производятся два раза в год, с одним перфорированным пластом толщиной более 5 м - один раз в год.

12.2.Исследование нагнетательных скважин глубинным расходомером производится один раз в год (на скважинах с двумя и более перфорированными пластами) и один раз в 2 года - на скважинах с одним пластом толщиной более 5 м.

12.3.При исследовании профиля притока в добывающих скважинах и профиля поглощения в нагнетательных шаг измерений в интервале продуктивных пластов должен быть не более 0,5 м.

12.4.Одновременно с исследованием профилей притока (поглощения) должны проводиться замеры дебита жидкости и забойного давления в добывающих и приемистости - устьевыми приборами и рабочего давления - в нагнетательных скважинах.

12.5.Геофизические исследования по контролю за положением ВНК и изменением нефтенасыщенности про водятся один раз в полугодие в контрольных неперфорированных скважинах и пластах.

13.Изучение температурного режима нефтяных месторождений

13.1.Изучение температурного режима нефтяных месторождений осуществляется замерами температуры в интервале продуктивных пластов дистанционным термометром в опорной сети добывающих и нагнетательных скважин один раз в год.

14.Исследование физико-химических свойств жидкости и газов

14.1.Для изучения физико-химических свойств нефтей в пластовых условиях и изменения их в процессе разработки месторождения про изводится ежегодный отбор глубинных проб нефти из специально подобранных для этой цели скважин. Количество опорных скважин должно составлять 3 ... 5 % эксплуатационного фонда и размещаться они должны равномерно по площади.

14.1.1.Отбор пластовых проб нефти из фонтанныхскважин производится спуском глубинного пробоотборника до кровли продуктивных пластов.

14.l.2. Из скважины с ШГН отбор пластовых проб нефти производится через межтрубное пространство малогабаритными глубинными пробоотборниками. Предварительно скважина переводится на минимальный режим работы, определяется положение водонефтераздела 'в стволе скважины глубинным влагомером и давление на этой глубине. Для анализа пластовой нефти из скважин с ШГН могут быть использованы пробы, отобранные на устье скважины (рекомбинированные ) в контейнер высокого давления типа КЖ-3. Предварительно скважина переводится на режим минимально допустимого дебита. Время выдержки устанавливается согласно "Методике отбора проб пластовой нефти", ТатНИПИнефть, г. угульма. 1976 г.

14.1.3. На скважинах, оборудованных ЭЦН, отбор пластовых проб нефти про изводится глубинным пробоотборником на выкиде насоса после предварительного перевода скважины на минимально допустимый режим работы и замера давлений на

107

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

выкиде насоса и на устье.

14.1.4.Для получения качественных параметров пластовой нефти из скважины одновременно отбираются три пробы, по которым производится анализ.

14.1.5.Образцы нефти направляются в лабораторию с указанием данных, характеризующих работу скважины и пласта в период отбора проб.

14.1.5.При анализе пластовых проб нефти определяются следующие параметры:

-давление насыщения нефти газом, ат

-газовый фактор, м3/м3;

-газовый фактор, м3/т;

-объемный коэффициент, доли ед.;

-усадка, %;

-коэффициент сжимаемости, 10-5 ат-1;

-плотность пластовой нефти, г/см3;

-плотность сепарированной нефти, г/см3;

-плотность газа, г/л;

-плотность газа по воздуху (воздух = 1), доли ед.;

-вязкость нефти в пластовых условиях, сП;

-обводненность, % .

14.2. Отбор поверхностных проб нефти на полный химический анализ производится ежегодно из скважин, составляющих 8 ... 10 % эксплуатационного фонда месторождения (площади).

14.2.1. При анализе поверхностных проб нефтей определяются следующие физикохимические показатели :

-плотность нефти, г/см3;

-кинематическая вязкость, сСт:

-содержание, %: серы кокса парафина

смол селикагельных асфальтенов механических примесей

-содержание, мг/л: хлористых солей

-начало кипения, 0С

-фракционный состав, %: выход до 100 0С

до 150 0С до 200 0С до 300 0С до 350 0С

-коэффициент светопоглощения.

14.3.Определение состава и свойств газа на разрабатываемых месторождениях выполняется один раз в год по специально выбранным скважинам, по которым про изводится отбор глубинных проб нефти. На участках применения методов повышения нефтеотдачи, вызывающих увеличение газового фактора и состава газа, отбор проб и определение физико-химических параметров производятся по специальным программам.

14.3.1.При анализе определяются следующие параметры:

-плотность газа, кг/м3;

108

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

- состав газа, % метан этан пропан изобутан н-бутан изопентан н-пентан гексан

гептан+высшие углекислый газ азот сероводород гелий

14.4. Полный химический анализ попутной воды выполняется в соответствии с пунктом 9.4.

15. Необходимый комплекс исследований и периодичность их про ведения на участках внедрения новых методов повышения нефтеотдачи определяется специальными программами.

Методика расчета пластового и забойного давлений в механизированных скважинах

А. Эксплуатирующих девонские терригенные отложения

1. Скорость звука при волнометрировании вычисляется по формуле (1) или находится из соответствующей таблицы:

2. Плотность жидкости определяется:

а) для СКН: по таблице или формуле (2)

б) для ЭЦН: по таблицам или по формулам (3), (4)

3.Давление в скважине вычисляется по формуле (5)

4.При расчетах давлений по замерам манометрами на приеме насоса или ниже плотность жидкости принимается равной плотности добываемой воды:

109

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Практика промысловых измерений показывает, что стравливание давления перед спуском глубинного манометра в .затрубное пространство нарушает установившееся газожидкостное равновесие в пласте, стволе скважины. для восстановления этого равновесия требуется до одних и более суток.

Поэтому применяемая на практике 15-20 минутная выдержка манометра в точке замера явно недостаточна и ее следует увеличить.

Б. Эксплуатирующих отложения среднего и нижнего карбона

1. Скорость звука при волнометрировании (эхометрировании) принимается равной 300

м/с

2.Расчет давления производится по формуле (7)

3.Плотность жидкости выше приема насоса во всех случаях принимается равной

Второй член данного выражения можно найти из таблицы (см. табл. "Изменение плотности жидкости в зависимости от обводненности скважин").

Принятые обозначения:

Vзв – скорость звука, м/с;

pв, pжскн, pж.пл.эцн, pж.забэцн – соответственно плотность воды и жидкости для СКН, ЭЦН, пластвого либо забойного давления, г/см3;

W – процент добываемой воды;

Pпл, Pзаб, Pзт, Pзам – пластовое и забойное давление, давление в затрубном пространстве, давление на манометре, ат;

Hн, Hдин (ст), Hкр – отметки подвеса насоса, динамического или статического уравнений, кровли пласта соответственно, м;

Lн, Lур, Lкр – удлинение на отметке насоса, уровней динамического или статического, кровли пласта соответственно, м.

110

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где Vзв – скорость звука, м/с; Pзт – затрубное давление.

111

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где pв – плотность добываемой воды, г/см3; W – процент добываемой воды.

pж.пл.эцн = 0,82+0,01(pв-0,87)W,

где: pв – плотность добываемой воды, г/см3; W – процент добываемой воды.

pж.заб.эцн = 0,7+0,01(pв-0,87)W,

112

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где: pв – плотность добываемой воды, г/см3; W – процент добываемой воды.

где: pв – плотность добываемой воды, г/см3; W – процент добываемой воды.

113

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

114