Файл: Исследование скважин методом кву 5 Иследование скважин методом кпд.docx

Содержание

Введение 1 Краткая характеристика предприятия Техническая часть Вывод на режим 4 Исследование скважин методом КВУ 5 Иследование скважин методом КПД 6 Динамометрирование скважин 7 Иследование с помощью глубинного манометра 8 Заключение 9 Список использованных источников

3 5 6 9 10 11 12 14 15 16

Введение

Место прохождения производственной практики: ООО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ”, ЦДНГ 6, бригада 0604.

Обязанности оператора:

– Проведение замеров параметров работы скважин.

–Обслуживание оборудования скважины, трубопроводной арматуры.

–Устранение неисправностей работы скважин.

–Контроль параметров ДНС.

Руководитель практики от производства: Мастер бригады 0604– Овсянников И.И.

Руководитель практики от колледжа: Кузнецов Ю.А.

Цель производственной практики: выполнение основных технологических расчетов по выбору наземного и скважинного оборудования, проведение технического обслуживания и осуществление контроля за работой нефтегазопромыслового оборудования.

1. 
   Осуществлять шаблонирование скважин с отбивкой забоя, замер забойного и пластового давления в эксплуатационных и нагнетательных скважинах
   
2. 
   Измерять уровни жидкости в скважине с помощью эхолота и волномера, прослеживать восстановление (падение) уровня жидкости;
   
3. 
   Проводить замеры дебита нефти, газа, определять газовый фактор, динамометрирование скважин, исследование скважин глубинными и дистанционными приборами;
   
4. 
   Определять результаты исследовательских работ.
   

Задания, подлежащие изучению:

1. 
   Ознакомление с видами исследований: «Оптимальный комплекс по контролю за разработкой нефтяных и газовых месторождений ООО «ЛУКОЙЛ- ПЕРМЬ»; периодичность проведения технологических и гидродинамических исследований скважин.
   
2. 
   Монтаж-демонтаж эхолота, техника безопасности при работе с прибором. Методика определения динамического и статического уровней в скважинах с избыточным давлением в затрубном пространстве,
   

---

определения динамического и статического уровней в скважинах без избыточного давления в затрубном пространстве.

3. 
   Оценка качества зарегистрированной эхограммы отражения акустического сигнала в затрубном пространстве скважины. Ознакомление и заполнение суточного рапорта исследований скважин.
   
4. 
   Вывод скважин, оборудованных УЭЦН Ознакомление с карточкой вывода на режим (с данными о скважине и УЭЦН).
   
5. 
   Изучение методики снятия КВУ, решаемые задачи.
   
6. 
   Изучение методики снятия КПД на нагнетательном фонде скважин. Замер устьевого давления до полного восстановления
   
7. 
   Прохождение инструктажа по технике безопасности при работе с динамометром накладным эхолота - динамографа. Ознакомление с методикой снятия динамограммы датчиком накладным эхолота - динамографа на скважинах, оборудованных УШГН. Проведение монтажа - демонтажа динамографа.
   
8. 
   Анализ практических динамограмм для оценки неисправностей работы УСШН
   
9. 
   Замер пластового и забойного давления в скважинах
   

1 Краткая характеристика предприятия

Цех добычи нефти, газа и газоконденсата (нефтегазопромысел) – это структурное производственное подразделение ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», реализующее технологические процессы добычи нефти и газа в закрепленном за ним районе разработки залежей, имеющее индивидуальную систему сбора углеводородного сырья, его предварительной подготовки и (или) подготовки до товарной кондиции, с последующей транспортировкой в магистральные нефте- и газопроводы.

Основная цель системы управления ЦДНГ – обеспечение добычи нефти и газа при соблюдении технологических режимов работы объектов, на основании утвержденных норм отбора извлекаемой жидкости и газа, промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды.

2. Техническая часть

Исследования скважин и пластов проводятся с целью получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки.

Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при достижении наиболее высокого коэффициента нефтеотдачи.

---

Изучение характеристики залежей начинается сразу же после их открытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключается в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа.

Изучение продуктивных пластов на всех стадиях промышленной разведки и разработки залежей осуществляют в основном лабораторными, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами.

Лабораторные методы.

К лабораторным относят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. При этих методах исследования определяются следующие параметры: пористость, проницаемость пород, вязкость и плотность нефти. Эти методы применяются при подсчете запасов нефти и составлении проектов разработки месторождений нефти и газа.

Промыслово-геофизические методы.

К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле.

По результатам геофизических исследований можно определить толщину пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др. Для этого данные промысловых измерений сопоставляют с результатами лабораторных испытаний образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов). Поэтому такие методы исследования относят к косвенным методам изучения свойств продуктивных пластов.

Гидродинамические методы

К гидродинамическим методам относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.

В основу этих методов положены формулы гидродинамики, описывающие связь между дебитами, давлениями и характеристиками продуктивных пластов (проницаемость, гидропроводность др.).

Гидродинамические исследования осуществляют с помощью глубинных манометров и расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле (проволоке), а также с помощью приборов, установленных на устье скважины.

В отличие от лабораторных и промыслово-геофизических методов при гидродинамических исследованиях определяют средние значения свойств продуктивных пластов на значительном расстоянии от стенок скважин или между ними.

---

В нефтепромысловой практике применяют следующие основные методы гидродинамических исследований:

- установившихся отборов;

- восстановления давления;

- взаимодействия скважин (гидропрослушивание);

- термодинамические.

Исследования газовых скважин также проводят при стационарных (установившихся) и нестационарных режимах фильтрации газов. В последнем случае используют следующие методы:

- восстановления забойного давления после остановки скважины;

- стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважин.

По данным, полученным в результате исследования газовых скважин, оценивают изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин. 

Технология исследования при неустановившемся отборе.

Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, то есть в получении и обработке кривой изменения давления во времени. При этом значительно сокращаются затраты времени на исследование.

Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита и забойного давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы и последующем измерении изменения забойного давления в скважине. Забойное давление измеряют глубинным манометром.
3 Вывод на режим

В процессе вывода на режим постоянно контролируется эхолотом уровень жидкости в скажине, дебит установки по ЗУ, буферное и затрубное давление, рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН. Вывод скважин на режим без контроля и немедленной регистрации в паспорте УЭЦН этих параметров является нарушением технологической дисциплины. Контроль производится: для скважин пласт которых еще не заработал, а также для оборудованыхУЭЦН5А - каждые 15 мин; для прочих категорий - ежечасно, до момента выхода на режим.

Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2 объемов использованной при ремонте жидкости глушения. Периодический режим работы не соответствует понятию эксплуатации УЭЦН в нормальном режиме.
4 Исследования скважин методом КВУ

---

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.

Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР – газожидкостногораздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривойпритока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замерстатического уровня и пластового давления.

5 Исследование скважин методом КПД

Метод КПД (кривая падения давления) - это один из способов исследования нагнета­тельных скважин, и также является методом неустановившегося режима. При снятии КПДнеобходимо знать приемистость скважины, т.к. она участвует в расчетах по определениюпроницаемости пласта и призабойной зоны.

Технология такова: определяют рабочее буферное давление, затем закрывают скважину и прослеживают падение буферного давления с промежутком времени через 5, 10, 20, 30 мин, 1 час, 4 часа, 24 часа и каждые сутки до Р_БУФ 0. На участке, близком к стабильному (пластовому), должно быть не менее 2 точек с промежутком по времени 2-3 часа.

При расчете КПД определяются следующие параметры: пластовое давление, коэффициент продуктивности, коэффициент проницаемости удаленной зоны пласта и призабойной зоны, последнее позволяет судить о необходимости обработок призабойной зоны пласта, а также отражает эффективность проведенных мероприятий,



6 Динамометрирование скважин

Основой исследования глубинно-насосных штанговых установок является динамометрирование - метод оперативного контроля за работой подземного оборудования и основа установления правильного технологического режима работы насосной установки.

---