Геологические задачи проектируемых работ. Исследование притока и поглощения жидкости и газа в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Приборы для измерения расходов жидкости и газа. Термокондуктивная расходометрия и работа с дебитомером на скважине.
Аннотация к работе
.4 Тектоника2.1 Исследование притока и поглощения жидкости и газа в эксплуатационных и нагнетательных скважинах 2.2 Приборы для измерения расходов жидкости и газа 2.6 Определение зависимости приращения температуры ?Т от коэффициента А для модели газа, воды и нефтиНа базе отработанного Северо-Ставропольского месторождения газа создано и успешно развивается базисное подземное хранилище газа с центром в п. В этом же году была открыта залежь газа в хадумском горизонте на Северо-Ставропольской площади, а по результатам сейсморазведочных работ МОВ и структурно-картировочного бурения выявлено Пелагиадинское поднятие, в пределах которого в 1951 г. из хадумских отложений также получен газ. В 1951 г. в пределах Северо-Ставропольского поднятия была открыта залежь в чокракских отложениях, а в 1955 - 1956 г.г. проведено разведочное бурение на зеленую свиту, завершившееся открытием новой залежи с подсчетом запасов. Белая (белоглинный горизонт) свита, представлена глинами слабо песчанистыми, сероватыми с зеленым оттенком, содержащими форамениферы. Хадумский горизонт - алевриты, алевриты глинистые, алевролиты глинистые, алевролиты сильно глинистые и глины - подразделяется на три пачки, общая толщина которых изменяется от 68 до 115 м в зависимости от степени размыва белоглинного горизонта.Их применение целесообразно при измерении больших расходов жидкости или газа, а также при стационарной установке прибора в скважине, когда доля флюида, проходящего через датчик, остается примерно постоянной. Скважинный прибор состоит из блока преобразователя температуры и притока, предназначенного для преобразования изменения скорости и температуры радиального потока в изменения сопротивлений преобразователя притока; сменных центраторов, для центрирования скважинного прибора в эксплуатационной колонне при спуске его через насосно-компрессорные трубы. При переходе через интервал, на котором в скважину поступает жидкость, следовательно, изменяется скорость движения потока, за счет изменения теплообмена изменяется сопротивление чувствительного элемента. При переходе через интервал, на котором жидкость поступает в колонну и, следовательно, изменяется скорость движения потока, происходит изменение приращения температуры датчика; по этому изменению и выделяют отдающий жидкость интервал. И для этих интервалов притока определить соответствующие им дебеты: в интервале 1748-1750м дебит 28,6 м3/сут; интервале 1751-1752м дебит 85,8 м3/сут; интервале 1753-1755м дебит 57,3 м3/сут; интервале 1758-1760м дебит 171,7 м3/сут; интервале 1767-1769м дебит 57,3 м3/сут; интервале 1772-1775м дебит 57,3 м3/сут.Основные помехи при дебитометрии следующие: 1) неполнота пакеровки изза нарушения пакера или неплотного прилегания его к трубе; 2) изменение внутреннего диаметра обсадных труб, обусловливающее погрешность в определении дебита при исследованиях с беспакерными приборами или с приборами с неполной пакеровкой; 3) нарушение герметичности цементного кольца, приводящее к тому, что часть жидкости (газа) движется по заколонному пространству; влияние этого фактора особенно велико при замерах пакерными приборами; 4) образование столба жидкости в забое, частично или полностью перекрывающего интервалы поступления нефти или газа; влияние этого фактора особенно существенно для беспакерных дебитомеров. Наконец, скорость потока меняется в зависимости от положения прибора относительно стенки скважины.Рисунок 1.1 - местность проведения геофизических работ (Ставропольский край, Изобильненский район, поселок Рыздвяный) Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле хадумского горизонта ССПХГ Рисунок1.3 - Структурная карта по кровле чокракского горизонта Рисунок 1.4 - Структурно-тектоническая карта. 1-интервал перфорации; 2, 3 в эксплуатационной колонне соответственно нефть вода 4-интервал с движением жидкости по колонне; 5 - движение жидкости отсутствует; 5-интервал притока; 7, 8 - соответственно точки первичного и вторичного замеров; а и б - общий и удельный дебиты.
План
Содержание
Введение
1. Геологический раздел
1.1 Географо-экономическая характеристика
1.2 Геолого-геофизическая изученность района работ
Вывод
Основные помехи при дебитометрии следующие: 1) неполнота пакеровки изза нарушения пакера или неплотного прилегания его к трубе; 2) изменение внутреннего диаметра обсадных труб, обусловливающее погрешность в определении дебита при исследованиях с беспакерными приборами или с приборами с неполной пакеровкой; 3) нарушение герметичности цементного кольца, приводящее к тому, что часть жидкости (газа) движется по заколонному пространству; влияние этого фактора особенно велико при замерах пакерными приборами; 4) образование столба жидкости в забое, частично или полностью перекрывающего интервалы поступления нефти или газа; влияние этого фактора особенно существенно для беспакерных дебитомеров. Наконец, скорость потока меняется в зависимости от положения прибора относительно стенки скважины. Эта зависимость особенно сильна для приборов малого диаметра, поэтому они должны снабжаться центрирующими фонарями.
Основные положительные качества: неподверженность системы влиянию механических примесей, высокая чувствительность, низкая погрешность исследования в однородных жидкостях. При исследовании многофазного потока термокондуктивный дебитомер может оценить поток только качественно ("есть приток", "нет притока"). Особенностью термокондуктивных дебитомеров, существенно сужающей область их применения, является большая зависимость показаний прибора от теплофизических свойств исследуемых жидкостей.
Профили расхода, полученные при расходометрии, целесообразно дополнять результатами обработки других методов, дающих информацию о заколонных и межколонных перетоках. Комплексный подход позволяет в ряде случаев обнаружить обводнение продуктивных пластов и образование техногенных залежей газа.
Список литературы
Введение
Для уточнения положения, мощности и вертикальной неоднородности коллекторов, определения эффективности перфорации, гидроразрыва, солянокислотной обработки, оценки коэффициента продуктивности отдельных прослоев, а также для решения других задач в разрезе, вскрытом эксплуатационной скважиной, необходимо выделить интервалы, отдающие жидкость, определить дебит из каждого пласта. В нагнетательных скважинах соответственно необходимо выделить интервалы, принимающие жидкость, и определить объем жидкости, поглощаемой, каждым интервалом.
Аналогичные исследования необходимо проводить также до и после мероприятий по интенсификации пластов (солянокислотной обработки, гидроразрыва, дополнительной перфорации, и т. п.) с целью выяснения эффективности обработки.
В результате исследований получают график изменения суммарного (для всех пластов ниже заданной глубины) или поинтервального дебитов по глубине скважины, называемых профилями притока (поглощения) жидкости или газа.
Профили притока получают следующими методами: 1) измерением скорости движения жидкости в стволе скважины с помощью специальных приборов, называемых дебитомерами и расходомерами (первые предназначены для исследования эксплуатационных скважин, вторые - нагнетательных); 2) определением скорости движения по стволу скважины некоторой "метки ", например радиоактивных изотопов, нагретой воды: и т. п., добавленных в поток флюида, или части флюида, отличающейся радиоактивностью, температурой или другими свойствами; 3) изучением изменений температуры флюида в месте его.1). Справочник геофизика. Том второй Геофизические методы исследования скважин. Под редакцией С.Г. Комарова. - Гостоптехиздат, М.-1961.
2). Справочник геофизика. Геофизические методы исследования скважин. Под редакцией В.М. Запорожца. - Недра, М.-1983.
3). Геофизические исследования скважин. В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов, А.Н. Африкян. - Нефть и газ, М.-2004.
4). Глубинные приборы для исследования скважин. А.И. Петров. - Недра, М.-1980.
5). Справочник. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. А.А. Молчанов, В.В. Лаптев, В.Н. Моисеев, Р.С. Челокьян - Недра, М.-1987.
6). Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. И. Г. Жувагин, С. Г. Комаров, В. Б. Черный. - Недра, М.-1973.