V Исследование скважин и пластов

1. Методы исследования скважин, их практическое осуществление, получаемые результаты. Оборудование и приборы, применяемые при исследовании скважин.

Для повышения нефтеотдачи на Vаб горизонте в 1988 году был запроектирован метод закачки ПАВ на опытном участке. Технологическая схема на применение метода была составлена КазНИПИнефть совместно с НПО "Союзнефтеотдача" в 1988 году . Опытно- промышленное испытание метода на месторождении проводилось в июле - августе1989 года. В 5 нагнетательных скважин Vаб горизонта было закачано 66,2 тыс.м3 водного раствора ПАВ в том числе 350 тонн композиции АФ-12+ДС-РАС. На один метр эффективной толщины пласта закачано 5.2 тонны композиции.

Промышленное применение метода осуществили на втором участке за 12.1990 - 1.1991 года. Закачку осуществили в 5 нагнетательные скважины Vаб горизонта - 506,1449,1451, 1946, 1958, а также в скважинах 2231, 2240 (Vв+VI) и 2532 (IX). Было закачано 241 тонны композиции ПАВ (155 тонн АФ 12 и 86 тонн ДС-РАС) и 56,9 тыс.м3 водного расствора при концентрации 0,43%. Всего по двум участкам, в 13 нагнетательные скважины было закачано 591 тонны композиции ПАВ, в том числе 405 тонн неонола АФ-12 и 186 тонн ДС-РАС. Обработано и закачано в пласты 123,1 тыс.м3 морской воды.

Как показали результаты анализа , по 1 участку эффект от закачки ПАВ проявился только в течение 1991 года и составил 29,6 тысяч тонн. По 2 участку эффект от закачки по отдельным скважинам продолжался и в 1992 году и в целом составил 26,7 тысяч тонн нефти. Общая дополнительная добыча нефти от применения метода составила 56,1 тысяч тонн, удельный технологический эффект 95 тысяч тонн.

2. Подготовка скважин к исследованию. Особенности исследования фонтанных, газлифтных, насосных и нагнетательных скважин.

Изучение физических свойств пластовой нефти было начато с 1968 года. Основной объем исследования был выполнен в наиболее благоприятный для этого период опытной эксплуатации. Следует отметить, что большая часть исследований приходится на 12 горизонт. На каждой из других горизонтов находится значительно меньше экспериментального материала, а наиболее нуждающийся в дополнительном изучении физико-химических свойств насыщающих пластовых жидкостей и газов V, VI, XI горизонтов. Излагаются теоретические, лабораторные и промысловые исследования закономерностей движения газожидкостных смесей в вертикальных и наклонных трубах, используемые для разработки методик расчета промысловых газожидкостных подъемников, работающих в осложненных условиях эксплуатации, оптимизации режимов их работы, создания и совершенствования технологий для эксплуатации газлифтных и фонтанных скважин в осложненных условиях.

Подобные удельные расходы газа имели место при газлифтной эксплуатации скважин на месторождениях Узень и Жетыбай при обводненности продукции 40—70% и вязкости эмульсии 200-700 мПа-с [131].

Таким образом существующие методики дают возможность оценить влияние вязкости жидкости на энергетические затраты при газлифтной эксплуатации скважин с приемлемой точностью.

Поэтому для построения кривых распределения давления была рассчитана новая корреляционная зависимость, применительно для условий эксплуатации скважин Усинского месторождения.

Промысловые исследования компрессорной эксплуатации скважин, дающих продукцию вязкостью до 10000 мПа-с

Теоретическая оценка технологической эффективности эксплуатации газлифтным способом скважин с высоковязкой продукцией, лабораторные исследования лифтирования высоковязкой жидкости и разработка методики расчета газожидкостных подъемников для вязкой нефти было ценным и необходимым для решения вопроса, но все это нуждалось в практическом подтверждении приемлемости способа для промысловых работников.

Нужно было хотя бы грубо оценить, что можно ждать от внедрения газлифтного способа эксплуатации при разработке залежей высоковязких нефти: увеличатся ли дебиты скважин по сравнению с фонтанным способом и на сколько?

Давление на устье, МПа - 1,6-1,8 1,6-1,8 к постановке двух задач промысловых исследований: — выявление возможности газлифтной эксплуатации скважин при давлении рабочего агента 3,5—3,7 МПа; — определение технологических параметров газлифтной эксплуатации скважин при подаче рабочего агента через башмак НКТ.

Скважина вводилась в эксплуатацию газлифтом 2 раза, первый раз она работала 8 час, второй — в течение суток, пусковое давление было соответственно 13,9 и 13,2 МПа, давление на устье 1,6—1,8 МПа.

При подаче воздуха по НКТ скважина вводилась в эксплуатацию 3 раза.

На этой же скважине была предпринята попытка газлифтной эксплуатации по колонне НКТ.

Итак, добыча высоковязкой нефти пермокарбона возможна газлифтным способом при эксплуатации скважин по затрубному пространству, при закачке рабочего агента на глубину -1200 м при величине рабочего давления порядка 10 МПа.

3. Обработка результатов исследования (обрабатываются фактические данные).

В направлении от верхних горизонтов к нижним происходит увеличение давления насыщения, температуры, газонасыщенности (от 85 до 161 м3/т), объемного коэффициента (от 1,25 до 1,41) и уменьшение таких параметров , как плотность нефти ( от 0,77 до 0,7 г/см3), вязкости (от 3,04 до 1 спз).

Одной из особенностей проявившиеся при сопоставлении результатов исследования, глубинных проб нефти различных горизонтов является относительно постоянная величина превышения давления насыщения на ГНК над его значением в зоне ВНК. Для всех горизонтов независимо от этажа нефтеносности, а она составляет 50-60 км/см2. Нефти рассматриваемого комплекса продуктивных отложений можно условно подразделить на 2 группы. К первой можно отнести IV - VI горизонтов с относительно повышенными значениями вязкости( динамическая вязкость при 50*С - 25-30 спз), плотности (0,86-0,87 г/см3) и большим содержанием асфальтено-смолистых компонентов (15-17%).

Ко второй группе относятся нефти VIII-XIII горизонтов с более благоприятной фильтрационной характеристикой. Плотность определяется от 0,833 до 0,850 г/см3, вязкость при 50*С от 8 до 12 СПЗ, содержание асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %.

Особенности всех рассмотренных нефти является большое содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов(18-25%) , обуславливающих застывание нефти при температурах +28, +34*С. Начало выпадения парафина зафиксировано при температурах в диапазоне 37-48*С.Содержание серы невелико, в среднем 0,2%.

По анализам глубинных проб попутный газ нефти V-XII горизонтов имеет удельный вес 1,058-1,175 г/л, содержание метана62-67%, углекислый газ 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.

4. Исследование нефтяных пластов. Гидропрослушивание (обрабатываются фактические данные).

Нефти всех горизонтов месторождения Жетыбай близки по своим физико-химическим свойствами относятся по всему типу к легким, малосернистым с высоким содержанием парафинов и смол.Отличается закономерный характер изменения физико-химических свойств нефти направленный в сторону утяжеления нефти вверх по разрезу с одновременным увеличением их вязкости и уменьшения газосодержания. В составе нефти вверх по разрезу увеличивается содержание смол, парафинов и кокса.

На основании комплексного изучения геолого-промысловой характеристик и эксплуатационных объектов месторождения и результатов проектирования его разработки можно сделать следующие выводы:

* В разделе продуктивной толщи вскрыты газовые, нефтегазовые и нефтяные залежи. В верхней части разреза в основном сосредоточены нефтегазовые залежи, а в нижней части нефтяные.

* На месторождении предполагается наличие одного продольного и двух поперечных малоамплитудных дизъюнинктивных нарушений, характеризуется, видимо в вертикальном положении плоскости сбрасывателя. В целях установления возможно тектонических экранов следует провести гидропрослушивание скважин расположенных на соседних блоках.

* По степени изученности наилучшим образом охарактеризованы залежи X, XII, XIII горизонтов, находящиеся уже длительное время в эксплуатации. Верхние продуктивные горизонты изучены слабо, эксплуатируются единичными скважинами.

* Характерной особенностью всех продуктивных горизонтов является их низкая проницаемость.

* В нефтегазовых залежах запасы нефти в основном сосредоточены в двух зонах, газонефтяной и водонефтяной - это осложняет условия их извлечения.

5. Использование данных исследования для установления режима работы скважин.

Из выделенных на месторождении II объектов эксплуатации в промышленной разработке по запроектированной технологии находятся семь объектов - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонты.

По состоянию на 1.1.96 год из месторождения отобрано 55,146 млн. т. нефти и 93,937 млн. т. жидкости. Текущая обводненность - 58,2%. Отобрано от утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения 38,6%, достигнутая нефтеотдача -15,1% , закачано в пласт воды - 139,7 млн.м3.

Динамика добычи нефти и других показателей разработки нефти за весь период эксплуатации месторождения представлена в таблице II.6. Как видно динамика отборов по месторождению характеризуется двумя периодами роста и падения добычи. Первый период охватывает 1970-1984гг и второй 1984-1995гг. Первый период характеризуется достижение максимального уровня годовой добычи нефти 3,8 млн. т., который поддерживается два года (1972 и 1973) с последующей стабилизацией на уровне 3,4-3,5 млн. т. в течение 3 лет.

Анализ показывает, что характер изменения добычи нефти по месторождению в целом за 1 период обусловлен разбуриванием, активной эксплуатацией и последующим истощением, базового и наиболее продуктивного XII горизонта по которому в 1972-1977 гг обеспечивался 50-90% годовых отборов нефти месторождения. Стабилизация добычи в 1974-1976гг на месторождении связана с вводом в разработку XIII и отдельных, наиболее продуктивных участков залежей V, VIII, XI горизонтов, что однако не компенсировало дальнейшее снижение добычи по XII горизонту. Начиная с 1977 года добыча нефти на месторождении неуклонно снижается с 3.09 до 1,207 млн. т. в1984 году.

Аналогичные тенденции отмечаются и в динамике добычи жидкости. Однако проявляются они в значительно меньшей степени, стабильный уровень "выдерживается" дольше (6 лет - 1973-1978 года) и амплитуда снижения значительно меньше (43% от максимального), чем по нефти (69%).

6. Охрана труда, техника безопасности, противопожарные мероприятия при исследовании скважин и пластов. Охрана окружающей среды.

· Сохранение окружающей среды в нефтегазодобывающей промышленности на экологически безопасном (нормативном) уровне имеет свои особенности, которые необходимо учитывать при строительстве скважин, разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа. К основным из них относятся следующие:

· предупреждение разрушения покрова Земли и растительности при строительстве скважин;

· предупреждение проникновения бурового раствора (или его фильтрата) в поры и трещины пластов с полезными ископаемыми. Особенно опасны гидроразрывы пластов с последующим поглощением бурового раствора;

· предупреждение открытых нерегулируемых газонефтеводопроявлений с целью сбережения полезных ископаемых;

· надежное, долговечное крепление буровых скважин с совершенным разобщением пластов и предупреждением поглощения тампонажного раствора или его фильтрата на глубину, большую, чем предусмотрено технологическими соображениями;

· предупреждение движения флюидов между пластами по любым причинам;

· надежное тампонирование скважин, оказавшихся «сухими», истощившимися или аварийными, с целью предупреждения движения флюидов из пласта в пласт;

· выполнение мероприятий, использование устройств и технологических процессов, предусматривающих разобщение всех пластов, а не их части, в разрезе или герметизацию только устья с целью предупреждения продвижения флюидов к дневной поверхности;

· закачка значительных объемов различных растворов и материалов в пласты при бурении в условиях поглощений;

· воздействие на пласты различными методами (тепловыми, химическими, силовыми и др.) с целью увеличения и ускорения поступления флюидов к скважине;

· форсированные отборы флюидов из пластов;

· закачка больших объемов воды в пласты для восстановления или поддержания пластовых давлений;

· наличие значительного количества скважин даже в пределах одного и того же месторождения, что затрудняет контроль за всеми объектами;

· сжигание попутного газа;

· транспортирование нефти и газа в танкерах морем (утечки нефти и газа при этом, а также при бурении, добыче и авариях, способствуют загрязнению окружающей среды).

Перечисленные и многие другие причины обязывают работников нефтегазовых предприятий принимать все установленные меры и предъявлять узаконенные требования для предупреждения нарушения охраны недр и загрязнения окружающей среды. Применяемая ныне технология строительства скважин вызывает как техногенные нарушения на поверхности земли, так и изменения физико-химических условий на глубине при вскрытии пластов-коллекторов в процессе бурения. Загрязнителями окружающей среды при проходке и оборудовании скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. К настоящему времени не все реагенты, входящие в состав буровых растворов, имеют установленные ПДК и лимитирующие показатели вредности.