Geum.ru

Удк 622. 244 05: 681 06 гидродинамическое исследование скважин с помощью программы geotask (версия 4)

Вид материалаИсследование

Содержание


Список использованных источников
Совершенствование технологии эксплуатации скважин после гидравлического разрыва пласта
Опыт применения методов импульсного-нейтронного каротажа в башкортостане
Подобный материал:
1   2   3   4

Основные выводы:

1. Выполнен анализ промысловых материалов и показаны актуальность учета при креплении колонн реологических и гидродинамических параметров цементного раствора, буферной жидкости и бурового раствора.

2. Предложен количественный критерий оценки качества строительства скважин в области крепления колонн путем расчета коэффициентов сцепления (Кс).

3. Подтверждено влияние значения эксцентриситета на качество крепления колонн и особенно в скважинах с малым зазором между стенкой скважины и колонной.




Список использованных источников:

  1. Рахимкулов Р.Ш. Особенности формирования цементного кольца при различных способах цементирования эксплуатационных колонн // Техника и технология бурения и заканчивания скважин: сб. науч. тр. / Башнипинефть.-Уфа, 2002.-Вып. 109.-С.61-71.
  2. Howard G.C., Clark. J.B. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing //Oil and Gas Journal.-1998.-№11
  3. Ашрафьян М.О. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин // Булатов А.И. Темат. научно-технич. обзор.- Сер.бурения.- М.:ВНИИОЭНГ,1969.-75с.
  4. Хаут Р.К. Оптимизация процесса цементирования обсадной колонны // Крук Р.Дж. Нефть, газ и нефтегазохимия за рубежом.-1980.-№11.-С.26-35.
  5. Гилязов Р.М. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений // Рахимкулов Р.Ш., Гилязов А.Р..- Уфа: Башнефть-Геопроект, 2008.-440с.

УДК 622.276.53.004.14+622.276.66

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА


Д.П. Казаков (ТПДН «Ноябрьскнефть»,

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», г. Ноябрьск, Россия)


В докладе освещены основные методы защиты УЭЦН в скважинах после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Осложненность таких скважин обусловлена большим выносом проппанта и песка, которые пагубно влияют на погружные электронасосы, значительно понижая их наработку на отказ. Изложена эффективная технология эксплуатации скважин после ГРП, которая включает в себя следующие основные этапы:

1. На заключительном этапе прокачивания расклинивающего агента при формировании проппантовой пачки осуществляется закачка определенного объема смолянистого проппанта (RCP) с целью сохранения сформированной трещины и ограничения выноса проппанта из призабойной зоны пласта [1].

2. Освоение скважины после ГРП выполняется комплексом гибких НКТ (ГНКТ), что обеспечивает более быстрый (в сравнении с бригадой КРС) ввод скважины в работу, более качественную очистку ствола скважины от проппанта и побочных продуктов ГРП, отсутствие загрязнения трещины[4].

3. Каждая установка при отработке скважин после ГРП оборудуется каркасно-проволочным фильтром – входным модулем в составе УЭЦН [6]. Данное приспособление позволяет защитить насос от наиболее крупных (более 200 мкм.) частиц проппанта и механических примесей. Особенно это относится к начальному периоду освоения, когда идет наиболее массовый вынос проппанта и продуктов разрушения пласта, а также в моменты повторных запусков, при которых также отмечается повышенный вынос механической фракции.

4. В эксплуатационных колоннах диаметром более 178мм в скважинах после ГРП используется компоновка «УЭЦН–кожух-фильтр» из-за недостаточного охлаждения ПЭД и кабельного удлинителя. Скорость потока, который омывает электродвигатель, является слишком малой для полноценного охлаждения электрической части насосов в колоннах большого диаметра. Данный кожух является универсальным средством, позволяющим решить эту проблему [2].

5. Пробный запуск производится на частотном преобразователе (ЧП) на меньших частотах с обязательным контролем проб КВЧ. Постепенное увеличение частоты выполняется при пробе КВЧ не более 300 мг/л. Плавное создание депрессии позволяет избежать пиковых скачков по КВЧ и уберечь насос от заклинивания [7].

6. После ГРП используется полнокомплектное оборудование (УЭЦН) в износостойком исполнении с двухопорной конструкцией рабочей ступени и дополнительными промежуточными подшипниками, что обеспечивает конструкционную надежность такого оборудования в износостойком исполнении до 1000 суток эксплуатации [5].

7. Для всех скважин после ГРП применяется комплектация УЭЦН с термостойким удлинителем. Это удешевляет эксплуатацию данного узла и увеличивает наработку на отказ [2].

8. Комплектация насосных установок для эксплуатации после ГРП, производится датчиками температуры и давления, что позволяет избежать перегрева оборудования, а датчик давления на приеме насоса позволяет отслеживать изменение параметров скважины во времени [2].

Как видно из рис.1, использование описанной выше технологии эксплуатации скважин на Вынгапуровском месторождении после ГРП позволило увеличить наработку на отказ за три года со 149 до 253 суток, т. е., более чем на сто суток при той же системе массированного ГРП и форсирования отборов [5].





Рис.1. Динамика наработки на отказ УЭЦН, после внедрения технологии эксплуатации скважин после ГРП


Список используемых источников:


1. Отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» за 2005 год. Ноябрьск. 2006. 56с.

2. Отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» за 2006 год. Ноябрьск, 2007.54с.

3. Технологический регламент по запуску и эксплуатации УЭЦН в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Ноябрьск.2005. 84с.

4. Материалы третьей международной практической конференции «Механизированная добыча 2006». Москва. 2006.180с.

5. Отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» за 2007 год. Ноябрьск. 2008.56 с.

6. Патент RU 38832 U1 7 Е 21 В 43/08. Скважинный щелевой фильтр на УЭЦН./ Нагиев Али Тельман оглы., Жеребцов В.В., Шатский Е.Г., Шатский Т.Е. и др. ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» № 2004105244/20; заявл. 24.02.2004; опубл. 10.07.2004 Бюлл. №19.

7. Дополнение к технологическому регламенту по запуску и эксплуатации УЭЦН в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Ноябрьск. 2007.33с.

8. Отчет по работе механизированного фонда скважин в ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз» за 2004 год. Ноябрьск.2005. 36с.

УДК 550.832.53.07./08

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ИМПУЛЬСНОГО-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА В БАШКОРТОСТАНЕ


Г.З. Валеев, А.М. Ахметшин

(ОАО «Башнефтегеофизика», г. Уфа, Россия, Башкортостан), Н.А.Николаев

(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Россия, Башкортостан)


В течение ряда лет ОАО «Башнефтегеофизика» для оценки характера насыщения продуктивных интервалов на месторождениях с высокой минерализацией пластовых вод применяет методы импульсного нейтронного каротажа.

До 2007г. основной объём работ проводился c применением аппаратуры ИГН 3-36, разработанной и изготовленной в ОАО НПФ «Геофизика». В скважинном приборе ИГН 3-36 применяется нейтронная трубка штучного изготовления типа ТНТ-1415. По техническим характеристикам выход нейтронов этой трубки в составе скважинной аппаратуры незначительный и в начале эксплуатации составляет не более 1*108 нейтронов в секунду. К тому же, из-за малого диаметра скважинного прибора приходиться применять детекторы диаметром не более 16мм. Поэтому данные каротажа характеризуются низкой статистикой, что явно видно по существенной флюктуации интегральных кривых. При расчётах “времени жизни” тепловых нейтронов применяются осреднение исходных данных и многократная фильтрация кривых. В связи с этим, границы пластов на кривых “времени жизни” существенно сглажены.

Импульсный нейтронный гамма-каротаж с применением аппаратуры ИГН-42, разработанной и изготовленной также в ОАО НПФ «Геофизика», стал применяться с мая 2007 года. В скважинном приборе применяется серийный излучатель нейтронов типа ИНГ (ВНИИА, г. Москва) с максимальным выходом около 3*108 нейтронов в секунду в начале эксплуатации. Уменьшена кратность фильтрации кривых “времени жизни” тепловых нейтронов. Дифференциации кривых “времени жизни” удовлетворительная. Способы выделения коллекторов и оценка характера насыщения пластов применяются такие же, как и при интерпретации данных аппаратуры ИГН 3-36. Так как в приборе установлен более мощный генератор нейтронов, данные характеризуются улучшенной статистикой. Недостатком прибора ИГН-42 является то, что гамма-фон, состоящий из естественного излучения и излучения наведенной активности элементов конструкции прибора, невозможно вычесть из данных ИНГК. Конструкцией скважинного прибора предусмотрена возможность установки детекторов диаметром не более 16 мм. Например, применение детекторов той же длины, но вдвое большего диаметра привело бы к увеличению статистики в четыре раза. Внутренний диаметр корпуса скважинного прибора позволяет это сделать. За счёт этого можно было бы использовать излучатель в экономичном режиме, что позволило бы отработать с этим излучателем большее количество скважин.

Применяется также аппаратура АИНК-43 (ВНИИА, г. Москва). В приборе реализован вариант импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК). ИННК обладает меньшей глубинностью по сравнению с вариантом ИНГК. К тому же, детекторы нейтронов менее эффективны по сравнению с детекторами гамма-квантов. Поэтому при проведении работ с аппаратурой АИНК-43 требуется высокий выход нейтронов и малая скорость каротажа. Даже в начальный период эксплуатации нейтронной трубки при частоте излучения нейтронов 20Гц требуется скорость каротажа не более 60 м/час. Прилагаемая к аппаратуре программа первичной обработки данных в варианте “уточнённый“ не работает при недостаточной статистике и не позволяет рассчитать “время жизни” тепловых нейтронов в пластах с высоким содержанием элементов с большим сечением захвата нейтронов.

Программное обеспечение аппаратурно-методических комплексов ИНК состоит из программы регистрации и программы первичной обработки данных. Прилагаемые программы первичной обработки рассчитывают параметры временных спектров по, так называемому, однокомпонентному варианту. Для получения более точной информации требуется производить расчёт нейтронных параметров временных спектров по двухкомпонентному варианту, то есть производить разложение спектров на скважинную и пластовую составляющие.

Несмотря на указанные аппаратурно-методические недостатки, методы импульсного нейтронного каротажа находят широкое применение, так как наиболее эффективно позволяют оценивать характер насыщения пластов в скважинах, обсаженных металлическими трубами.