Исследование глубинно-насосных скважин

    С целью разведки юрской залежи в пределах Больше-Котухтинской структуры в 1979 году были пробурены скважины, которые позволили установить некоторые закономерности в строении продуктивного пласта.

    Было  установлено, что юрская залежь имеет  подчиненное значение и основным объектом разведки и эксплуатации является горизонт БВ8. Дальнейшая до разведка месторождения производилась в основном с целью детализации основного объекта горизонта БВ8.

    За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных скважин. Выполненный дополнительный объем геологоразведочных работ не внес существенных изменений в представление о геологическом строении. По пластам БВ8 была уточнена граница залежи.

    С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году.

    В настоящее время горизонт БВ8 и  пласт ЮВ1 разбурены до контура  нефтеносности. Бурение уплотняющих скважин южной части месторождения остановлено. Из не разбуренного проектного фонда на горизонт БВ8 осталось 212 уплотняющих скважин, 411 резервных; на пласт ЮВ1 – 4 скважины. 
 
 

2. Состояние разработки месторождения

    Отклонение  фактических показателей разработки от проектных начинается с года утверждения  первого проектного документа. До 1988 года отставание фактической добычи от проектной полностью определяется более высокими темпами роста обводненности продукции. В 1989 году при совпадении проектной и фактической обводненности совпадает проектный и фактический объем добычи нефти. Начиная с этого момента, отставание фактической добычи нефти определяется только одним фактором – количеством действующих добывающих скважин.

    Разработка  ведется с 1978 года и находится  в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987 году и составляет 11,4 млн.т. (7,5%) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994 году. С 1988 года добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994 году ( 43% от максимального уровня добычи ). В 1999 – 2000 гг. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и вывода скважин из бездействия.

    На  динамику добычи нефти существенное влияние оказали следующие факторы. К 1983 году основная высокопродуктивная часть запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась. Дебит новых скважин сократился в 3-3,5 раза. До 1987 года, в основном, введена в разработку среднепродуктивная часть запасов и весь объем бурения был перенесен в краевую часть горизонта, характеризующуюся низкими добычными возможностями и большой прерывистостью коллектора. Дебит нефти новых скважин с 1988 года составлял уже 5-9 т/сут.

    Запасы  нефти, находящейся в высокопродуктивной части коллектора, вырабатываются 13% скважин, доля накопленной нефти этой группы – 46%. 13% от накопленной добычи нефти принадлежит низкопродуктивной части запасов при доле фонда скважин – 56%.

    На 01.01.2000 года с начала разработки по горизонту  БВ8 добыто 116,825 млн.т. нефти, жидкости – 157,723 млн.т. Текущая обводненность  продукции действующего фонда скважин – 42%.Накопленный водонефтяной фактор – 0,35. Текущий коэффициент извлечения нефти – 22,2%.

     Динамика  добычи нефти и жидкости, закачки, обводненности продукции приведена  на рисунке  3.1.

    Рисунок 3.1 Динамика добычи нефти, жидкости, обводненности и закачки воды

    3.3 Характеристика фонда скважин

    В настоящее время из 1167 действующих  скважин добывающего фонда (на 01.01.2000г. ) 539 скв. (46%) работают с дебитом нефти  до 10 т/сут. И лишь у 148 скважин (13%) превышает 50 т/сут..

    По  состоянию на 01.01.2000 г. всего на Повховском месторождении числится 3257 скважин, из них 2017 скважин нефтяного фонда, 634 скважины нагнетательного фонда, 222 скважины находятся в консервации, 68 скважин контрольные и пьезометрические, 226 скважин – ожидание ликвидации и ликвидированные, 90 водозаборных и поглощающих скважин.

    Из 2017 скважин нефтяного фонда 1230 скважин  действующих, бездействующий фонд – 787 скважин.

    По  способам эксплуатации действующий  фонд распределяется:

• фонтан – 27 скважин (2%);
• ЭЦН – 469 скважин (38%);
• ШГН – 734 скважины (60%);

    В бездействии и консервации находятся,  в основном, низкодебитные ( 719 скважин  или 82% от неработающего фонда скважин) и высокообводненные (186 скважин  или 20%) скважины.

    Из 634 скважин нагнетательного фонда 378 скважин действующих, бездействующий фонд – 245 скважин.

    Характеристика  фонда скважин приведена в  таблице №3.1.

Таблица №3.1. Характеристика фонда скважин  Повховского месторождения

    Эксплуатационный  фонд скважин на Повховском месторождении  на 01.01.2000г.  составлял 1762  скважины и в течении года увеличился  на 62 скважины  и на 1.01.2000 года составил 1824 скважины, в том числе фонтанных-56 скв., УЭЦН-597 скв., УШГН – 1171 скважин.

    Действующий фонд увеличился  на 98  скважин  и составил 1164 скважины.

    Работающий  фонд увеличился  на 99 скважин и на 1.01.2000 года составил 1096 скважин в том числе: фонтанных –23 скважины, УЭЦН- 499 скважины, УШГН-574 скважины.

    Неработающий  фонд составил 765 скважин, сокращение составило 108 скважин.в таблице.№5.4. приведены  данные по эксплуатационному фонду скважин  Повховского месторождения.

Таблица№ 3.2 Эксплуатационный фонд скважин  Повховского  месторождения

 
 
 
 

 

4. СНЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Приборы,  применяемые при исследовании  скважин.

   Скважинные  приборы для глубинных измерений  подразделяют на автономные (с местной регистрацией) и дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пером на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часового привода. Обрабатывают такие записи с помощью различных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К –7 с четырех или десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.

   Спуск приборов в работающие скважины с  избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых  на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую  на одном конце фланец, а на другом – сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину. Автономные приборы спускают на проволоке диаметром 1,6 – 2,2 мм с помощью лебедки ЛС – 16 , ЛСГ – 1, установки для исследования скважин типов Азинмаш –8 А, Азинмаш–8 В, 3УИС, дистанционные приборы – на кабеле с помощью автоматической исследовательской станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная измерительная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, с повреждением брони кабеля или образованием петель на проволоке, применяют устройство (УЛА –1), устанавливаемое между лубрикатором и фонтанной арматурой.

   Прямые  измерения давления скважинными  манометрами геликсными (автономными  типа МСУ, МГН-2, МГТ-1, дистанционными типа МГН –5), пружинно-поршневыми (автономными  типа МГН-1, МПМ-4 и дистанционными типа МГД –36) дифманометрами (прямого действия ДГМ –4М и компенсационными «Онега –1», «Ладога-1»). Диаметр корпуса их 25-36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давления до 100 Мпа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 Мпа, область рабочих температур от- 10 до + 400 С.

   для измерения дебитов (расходов) применяют дистанционные дебитомеры  (типа РГД –2М, «Кобра-36Р», ДГД –6Б, ДГД –8)и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26-42 мм, пределы измерения 5 –200 м3/сут, 50 Мпа, 120 С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного и фонарного типов, раскрываемые с помощью двигателей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются беспакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер  «Терек –3» с зонтичным бесприводным пакером для измерения расходов горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД-2, СТД-4, СТД-16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16 – 36 мм, чувствительность 0,5 м3/сдут. Они могут быть использованы также для измерения температуры до 80 С.

   В последнее время находят применение комплексные приборы: скважинные расходомеры-влагометры ВРГД-36, «Кобра-36РВ», дистанционный  прибор ДРМТ –3 (для измерения до 60 Мпа и температуры до 180 С в фонтанных и насосных скважинах), комплексная аппаратура  «Поток 5» (для измерения давления до 25 Мпа, температуры до 100 С, расхода 6-60 или 15 –150 м3/сут и влажности жидкости до 100 %, диаметр корпуса 40 мм, имеется локатор сплошности, обеспечивающий точную привязку данных к разрезу скважины).

   Манометр  скважинный автономный МИКОН – 107

   Программно-аппаратный комплекс МИКОН-107 предназначен для  регистрации изменения во времени  значений давления и температуры  по стволу скважины и в любой его точке. Область применения – исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин с целью контроля нефтяных и газовых месторождений. Аппаратная часть комплекса и функции, реализуемые ее составными частями, обеспечивают регистрацию и энергонезависимое хранение процессов изменения давления и температуры, а также ввод данных в ПК. Для работы программной части комплекса требуется IBM – совместимый компьютер, работающий под управлением операционной системы MS-DOS версии 3.3 и выше, укомплектованный дисководом для дискет , имеющим свободную дисковую память не менее 2.5 Мбайт, монитор VGA и свободный последовательный порт СОМ1 или СОМ2. Скважинный манометр производит преобразование  физических величин давления и температуры в электрические, с последующей записью в энергонезависимую память. Для выполнения исследований скважинный манометр закрепляется на скребковой проволоке и опускается в скважину. В манометре установлены: датчик давления, датчик температуры, плата с электронными преобразователями сигналов давления и температуры.

   4.2 Эхолотирование скважин, расшифровка  эхограмм

   Косвенным путем определить забойное давление рз можно по формуле гидростатического  давления

   Рз = hд*pж*g

   где hд – динамический уровень жидкости

   рж  - средняя плотность жидкости в  скважине (в затрубном пространстве и ниже приема насоса)

   Определение глубины hд΄ от устья скважин до динамического уровня жидкости, устанавливающегося при каждом режиме откачки, осуществляют с помощью эхолота. Тогда

   hд = H - hд΄

   Сущность  эхометрии заключается в следующем. В затрубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс). Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен