Отчет по практике в бурение

         Геологический  профиль по скважинам строят, как правило, в масштабе структурной  карты, по которой его составляют.

Составляют профиль в следующем  порядке:

1. Проводят линию уровня моря и вычерчивают вертикальный масштаб в абсолютных отметках.
2. На уровне (линии) моря точками показывают положение скважин в профиле согласно выбранному масштабу.
3. Через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают альтитуды скважин; соединение отметок альтитуд даёт рельеф поверхности в направлении составляемого профиля.
4. Проводят вторую линию параллельную стволу скважины, вычерчивают колонку разреза скважины, пользуясь условными знаками.
5. Проводят корреляцию разрезов скважин и окончательно вычерчивают геологический профиль.

 

Карта залежей нефти и газа Республики Татарстан

Рис.3

Карты изобар.

 

     Карта изобар - карта распределения давления. На карте проводятся линии равного давления — изобары.

     Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путём подлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

     Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные планом темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

 

 

 

 

 

КАРТА ПРИВЕДЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ  ДАВЛЕНИЙ ПЛАСТА БС10

 

1 — изогипсы кровли пласта  БС10, м, 2 — изобары, МПа, 3 — скважина  и ее номер

Рис.4

 

 

     Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий:

1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении подразделяются на базисные и возвратные.
2. Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию.
3. Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважин сводится к планированию темпов отборов нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определённый промежуток времени. Режимы работы скважины изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей.
4. Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку

Геологическая характеристика продуктивных горизонтов.

 

Краткая геологическая характеристика месторождения должна начинаться с  указания продуктивных горизонтов и  объектов разработки. Если имеются  новые, по сравнению с последним  проектным документом, данные о литолого-стратиграфическом строении разреза отложений, слагающих месторождение, и выделяются новые реперные горизонты, то в отчете приводится уточненный литолого-стратиграфический разрез вскрытых отложений и дается его краткое описание.  

      Уточняются тип  и размеры залежи, ее структурные и тектонические особенности (размывы, несогласия, дизъюнктивные нарушения и т.п.). Уточнение глубин залегания кровли и подошвы продуктивных пластов производится по всем скважинам с учетом вновь пробуренных, для чего используются как данные геофизических исследований, так и изучение кернового материала, полученного в процессе бурения.

      При анализе разработки  пользуются как начальным, так  и текущим положением водонефтяного  (ВНК) и газонефтяного (ГНК)  контактов и контуров. На первой  стадии разработки производится уточнение начального положения ВНК и ГНК по данным бурения новых скважин, а также определяется их продвижение в процессе эксплуатации залежи, а на последующих стадиях отмечается только перемещение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности и газоносности, то есть их текущее положение на дату анализа.    

      Полученные по  геофизическим исследованиям данные  о ВНК и ГНК обязательно  сопоставляются и увязываются  с результатами опробования скважин.  Если колебания в отметках  начального положения ВНК и ГНК по отдельным скважинам не превышают ошибки определения отметок в скважинах (2-5 м), то принимают среднюю по скважинам отметку за начальное положение ВНК и ГНК. При более высоких колебаниях в отметках ВНК необходимо строить схематичную карту поверхности ВНК, и положения внешнего и внутреннего контуров находят путем поочередного наложения этой карты на структурные карты кровли и подошвы продуктивного объекта.    

      Если продуктивный пласт неоднороден  и расчленен на отдельные пачки и зональные интервалы, то положение контуров устанавливается с учетом зон выклинивания и слияния выделенных пачек и зональных интервалов. При этом в текстовой части отчета должны быть указаны особенности построения контуров нефте- и газоносности.  

      Для решения ряда вопросов  анализа разработки, таких как  представление и прогнозирование  направления движения воды, выявление  тупиковых и застойных зон  пласта, выработки эффективных мероприятий  по регулированию и улучшению  состояния разработки, исходя из литолого-коллекторской изменчивости продуктивных пластов, строятся карты распространения коллекторов.     

      Карты строятся при наличии  большого числа пробуренных скважин,  то есть при проведении анализа  разработки в периоды после  окончания разбуривания значительных участков залежи по проектному документу.    

      Карты распространения коллекторов  строятся по каждому из пластов  многопластового месторождения  на основе данных об условиях  осадконакопления пород, слагающих  продуктивный пласт, и данных о взаимодействии скважин.     

      На картах распространения коллекторов  выделяются области четырех типов:  отсутствие коллекторов, наличие  коллекторов, распространение низкопроницаемых  коллекторов и зоны слияния  пластов.     

      При составлении карт распространения коллекторов наибольшую трудность представляет определение положения границ между различными областями. Для этого в первую очередь необходимо выявить общие закономерности: улучшение или ухудшение свойств коллекторов в каком-либо определенном направлении, полосообразное залегание коллекторов или участков с улучшенными коллекторскими свойствами, линзообразность определенной ориентации и т.д. Затем такая предварительная схема насыщается и увязывается с данными исследования скважин, позволяющими установить надежную гидродинамическую связь между добывающими скважинами и между добывающими и нагнетательными скважинами. При наличии по пласту самостоятельной сетки скважин для уточнения геологической основы с успехом можно использовать карты изобар.   

      Таким образом, геологическая  основа карты приводится в  соответствие с состоянием разработки  пласта и тем самым обеспечивается  высокая степень ее надежности.     

      При построении карт распространения  коллекторов сечение изолиний  величины комплексного параметра, характеризующего данный тип коллектора (например, гидропроводность), принимать таким, чтобы ошибка определения величины самого параметра была значительно меньше принятого диапазона его изменения (как правило, сечение изолиний должно быть равно не менее удвоенной ошибки определения картируемого параметра).

Схемы заводнения.

 

     Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой

воды на конкретной залежи нефти последовательно прорабатывают следующие

вопросы:

     - определяют местоположение водонагнеательных   скважин;

     - определяют суммарный объем нагнетаемой воды;

     - рассчитывают число водонагнеательных скважин;

     - устанавливают основные требования   к   нагнетаемой   воде.

     В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время

в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие

системы заводнения:

     - Законтурное заводнение

применяют для  разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины

располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 2а). Применение

законтурной системы  разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при

достижимых  перепадах давления может перемещаться.

     - Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена

гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной  областью. Ряд

нагнетательных  скважин в этом случае размещается  в водонефтяной зоне или у

внутреннего контура нефтеносности.

     - Внутриконтурное заводнение

применяют в  основном при разработке нефтяных залежей с очень большими

площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное

заводнение, а  в необходимых случаях внутриконтурное  заводнение сочетается с

законтурным. Для  крупных залежей нефти законтурное  заводнение недостаточно

эффективно, так  как при нем наиболее эффективно работает 3—4 ряда

нефтедобывающих скважин, располагаемых ближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной  площади на несколько площадей путем  внутриконтурного

заводнения  позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку

одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной  площади нагнетательные

скважины располагают  рядами.

     - Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях

вытянутой формы  с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в

поперечном  направлении. Принципиальное отличие блоковых систем разработки от

системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что  блоковые системы

предполагают  отказ от законтурного заводнения.

 

Схема расположения скважин при разработке нефти с заводнением пластов

 

 

1 — внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур нефтеносности; 3 — нагнетательные внутриконтурные  скважины; 4 — нагнетательные законтурные  скважины; 5 — эксплуатационные скважины.                                                                                                  Рис.5

Законтурное заводнение.                                     Блоковое заводнение.

 

               

 

 

а                                                                    б

1 – добывающие скважины; 2 –  нагнетательные скважины.                                                         Рис.6а;6б

 

Оборудование для поддержания  пластового давления.

   Система оборудования для поддержания пластового давления (ППД) состоит в общем случае из участков водозабора, магистрали подвода воды (с трубопроводом большого диаметра и насосными станциями первого, второго и, если требуется, третьего водоподъема), очистных сооружений подготовки воды к закачке ее в нефтяной пласт, кустовых насосных станций высокого давления на территории промысла, разводящих трубопроводов с водораспределительными гребёнками, от которых вода идет к нагнетательным скважинам.

     В системе ППД широко применяются центробежные насосы типа ЦНС, агрегаты электронасосные скважинные типа УЭЦПК, в состав которых входят погружные центробежные насосы, перспективно использование плунжерных насосов, имеющих жесткую напорную характеристику.

     Работа насоса ЦНС основана на взаимодействии лопаток вращающегося рабочего колеса и перекачиваемой жидкости. Вращаясь, рабочее колесо сообщает круговое движение жидкости, находящейся между лопатками. Вследствие возникающей центробежной силы жидкость от центра колеса перемещается к внешнему выходу, а освободившееся пространство вновь заполняется жидкостью, поступающей из всасывающей трубы под действием создаваемого разрежения.

 

Схема подземной насосной станции  для закачки пластовой воды в  нагнетательные скажины

  

 

1 - нагнетательные скважины; 2 - водоводы  высокого давления; 3 - погружной  электронасос водозаборной скважины; 4 - станция управления; 5 - трансформатор; 6 - водораспределительный и замерный узел.

Рис.7

Оборудование  фонтанной скважины,  наземное и  подземное.

 

  Наиболее простым способом  подъема жидкости из фонтанной  скважины является использование  для этой цели эксплуатационной  колонны. При этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов; б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны; в) возникновение осложнений за счет выделяющихся из жидкости компонентов – солей, парафина, мехпримесей. Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное.

     Подземное оборудование  включает в себя насосно-компрессорные  трубы 
(НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты – все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.