Файл: Курсовая работа Анализ видов исследований проводимых при пенокислотной обработке.docx
Добавлен: 22.11.2023
Просмотров: 94
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Так, 2 скважины работают с обводненностью продукции 90-95 %, и еще 2 – с обводненностью более 95 %. Среднегодовая обводненность выше проектной на 2 % и составляет 80 %.
Основной причиной высокой обводненности продукции является подтягивание краевых вод. В соответствии с накопленным в Удмуртии опытом, критерием эффективности разработки объекта является отношение значений обводненности и накопленных отборов от начальных извлекаемых запасов нефти. При успешной разработке это отношение не превышает 2 В случае турнейского объекта Черновского месторождения: 80/32,9 = 2,43.
Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о недостаточной эффективности реализуемой системы разработки. Дальнейшее увеличение депрессии приведет к созданию иных условий фильтрации пластовых флюидов к забоям скважин, выделению растворенного в нефти газа в пластовых условиях, созданию трехфазных систем (газ-нефть-вода), что затруднит доизвлечение остаточных запасов нефти.
Для обеспечения проектной величины КИН и ее увеличения, снижения депрессии на пласт, предотвращения образования невыработанных целиков нефтяных запасов вследствие недобора из-за вывода из эксплуатации
обводнившихся скважин возникает необходимость довыработки запасов нефти помощью бурения боковых горизонтальных стволов (БГС). Данные мероприятия позволят увеличить охват объекта процессом вытеснения, темпы отбора, степень выработки запасов нефти, сократить срок разработки месторождения, увеличить КИН.
3.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Пенокислотная обработка скважин
Метод пенокислотной обработки применяется для обработки продуктивного коллектора с целью повышения продуктивности скважин и улучшения характеристик призабойной зоны. По сравнению с обычными кислотными обработки данный метод обладает большей эффективностью, что можно объяснить тем, что при совместном воздействии пены и кислоты уменьшается скорость нейтрализации кислотного раствора, сам рабочий раствор проникает в пласт глубже, увеличивается зона воздействия по толщине пласта, обеспечиваются лучшие условия для очистки призабойной зоны.
Для пенокислотных обработок обычно выбираются скважины, для которых проведение обычных кислотных обработок не оказалось эффективным. Пена представляет собой дисперсную систему, в которой дисперсная среда – это жидкость (это может быть вода или кислота), а дисперсная фаза – газ (природный газ, воздух, азот и др.). Чтобы образовалась пена, в системе необходим третий компонент, в качестве которого обычно применяют ионогенные и неионогенные ПАВ. Структуру пен определяет соотношение объемов жидкой и газовой фаз. Действие пенокислотного раствора заключается в следующем: в нефтенасыщенной части пласта пена разрушается, а в водонасыщенной – создает препятствие продвижению пластовых вод. Для приготовления пенокислоты используется обгазовая или техническая соляная кислота, лесохимическая и синтетическая уксусная кислота, сульфаминовая кислота. В таблице 2.3 также представлены ПАВ, используемые для приготовления пены.
Таблица 3.1.1 - ПАВ применяемые для приготовления пен
Для повышения устойчивости пены используются следующие стабилизаторы: карбоксилметилцеллюлоза КМЦ-500, КМЦ-600; сульфитоспиртовая барда; глинистый раствор; силикат натрия (жидкое стекло). При проведении пенокислотной обработки скважин рекомендуется использовать схему с последующим извлечением продуктов реакции путем освоения азотной установкой.
Рисунок 3.1.1 - Схема проведения пенокислотной обработки
3.2 Опп при закачке
3.3 Опп при свабировании
3.4 Расходометрия
Расходометрия является одним из основных методов исследования динамики отбора и поглощения жидкости в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Расходометрия скважин заключается в измерении скорости перемещения жидкости по скважине приборами, получившими название расходомеров.
С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в остановленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных перфорированными интервалами; строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.
Определение интервалов притока и поглощения скважинными расходомерами. Скважинный дебитомер или расходомер состоит из следующих основных узлов: датчика, воспринимающего движение флюида и вырабатывающего электрический сигнал, величина которого функционально связана со скоростью потока; пакера, перекрывающего пространство между дебитомером и колонной труб (стенка ми скважины) для направления всего потока флюида через канал, в котором расположен датчик; механизма управления пакером, служащего для дистанционного раскрытия и закрытия пакера после спуска прибора на заданную глубину.
Расходомеры могут быть с местной регистрацией и дистанционные. В приборах с местной регистрацией измеренная величина регистрируется устройством, помещенным в самом скважинном снаряде. Их пакеры обычно раскрываются однократно с помощью спускового механизма, также размещенного в скважинном снаряде. В дистанционных приборах измеряемая в виде электрического сигнала величина передается на поверхность по кабелю и там регистрируется обычными регистраторами станций.
3.4.1 Гидродинамическая (механическая) расходометрия
Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.
Рис. 3.4.1.Принципиальная схема механического расходометра
1 - локатор муфт; 2 - фильтр; 3 - насос; 4 - пружина пакера;
5 - вертушка; 6 - пакер
Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы. Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм.
Гидродинамический расходомер опускается в скважину до кровли верхнего перфорированного интервала, и при открытом пакере регистрируются показания калибратора, нулевые линии и показания суммарного дебита.
Затем при закрытом пакере прибор опускается на забой. Запись диаграммы производится непрерывно при подъеме прибора с прикрытым пакером до воронки насосно-компрессорных труб со скоростью 60-80 м/ч в масштабе глубин 1:200. На участках кривой с резкими изменениями дебита производят точечные измерения через 0,4 м, на участках кривой с малыми изменениями дебита - через 1-2 м. Определения выполняют с полностью открытым пакером. По непрерывным измерениям диаграмм расходо-метрпи качественно оценивают места притока (приемистости), а также выявляют нарушения герметичности колонны в неперфорированных интервалах.
По данным точечных измерений, проводимых последовательно и равномерно в заданных точках, дается количественная оценка распределения расхода жидкости по пластам и строится интегральная расходограмма. Полученная кривая показывает количество жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах. Основным преимуществом гидродинамических расходомеров является сравнительно небольшое влияние состава флюида на результаты измерений и возможность количественной оценки притока жидкости из интервала перфорации. Недостатки их следующие: низкая чувствительность к малым дебитам (1-5 м
3/сут), частые отказы из-за наличия в жидкости механических примесей (песка, глинистых частиц).
3.4.2 Термокондуктивная расходометрия
Термокондуктивный расходомер представляет собой один из видов термоанемометра (термокондуктивный анемометр), работающего в режиме постоянного тока. Принцип работы таких расходомеров основан на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока. Термодатчиком в приборе служит рези стор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Величина приращения температуры термодатчика ДТ позволяет судить о скорости потока, определяется по измерениям приращения сопротивления датчика.
Термокондуктивные расходомеры с термодинамическим датчиком СТД основаны на зависимости степени охлаждения нагреваемого сопротивления, помещенного в поток, от средней линейной скорости потока. Они предназначены для исследования фонтанирующих скважин через насосно-компрессорные трубы и глубиннонасосных скважин через мсжтрубнос пространство.Переход от приращений сопротивления к скорости движения жидкости (газа) осуществляют по эталонной кривой, получаемой в результате эталонирования прибора, т. е. измерения его показаний при различных скоростях потока в трубе того же диаметра, что и диаметр обсадной колонны.
Рисунок 3.4.2 Беспакерный скважинный дебитомер СТД-2
1 – кожух; 2 – датчик; 3 – кабельная головка; 4 – кольца; 5 – переходник.
Измерительная установка термокондуктивного расходомера состоит из помещенной в поток непрерывно подогреваемой электрическим током спирали и скважинного термометра для измерения ее температуры. Место притока флюида в скважину отмечается уменьшением температуры. Термокондуктивные расходомеры (СТД), достаточно чувствительные к притокам с малым дебитом, надежны в эксплуатации и нечувствительны к выносу песка потоком жидкости. Однако с помощью этих расходомеров нельзя проводить количественные оценки интенсивности потока при неоднородных жидкостях. Профиль притока можно получить только при однокомпонентной жидкости.
Исследование дебитомерами, опускаемыми через насосно-компрессорные трубы (НКТ), возможно лишь в части разреза, расположенной ниже НКТ. Спуск приборов через лубрикатор, особенно при высоком буферном давлении, относится к числу опасных работ и должен проводиться согласно специальным инструкциям для каждого типа лубрикатора.
Термокондуктивные расходомеры типа СТД надежны в эксплуатации, достаточно чувствительны к притокам с малым диапазоном дебитов и нечувствительны к выносу песка потоком жидкости, имеют высокую проходимость в скважинах из-за отсутствия пакера. Однако с помощью термокондуктивного расходомера для неоднородных жидкостей нельзя проводить количественных оценок интенсивности потока. Профиль притока для количественной интерпретации можно получить только при однокомпонентной жидкости.