Исследование глубинно-насосных скважин

МИНИСТЕРСТВО  ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ  РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ

УНИВЕРСИТЕТ

кафедра разработки  нефтяных и газовых  месторождений 
 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

ПО ТЕМЕ: «Исследование глубинно-насосных скважин» 
 
 
 
 
 

Выполнил: студен                                                              Насибуллин Н.А. 
 

Принял: доцент                                                _________________________ 
 
 

2000 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. ВВЕДЕНИЕ
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ                                                                             10
1. Краткий геологический очерк10
2. Характеристика продуктивных пластов
3. Характеристика пластовых жидкостей и газов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Основные проектные решения по разработке
2. Состояние разработки месторождения
3. Фонд скважин
4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
1. Приборы применяемые при исследовании скважин
2. Эхолотирование скважин, расшифровка эхограмм
3. Построение индикаторных кривых
4. Динамометрирование скважин
5. Рекомендации по качественному исследованию скважин
5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Калькуляция затрат на проведение исследований по скважине
6. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
7. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Принципиальная схема эхолота
2. Типовые диаграммы

8. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ  ЛИТЕРАТУРЫ  
 

 

1 ВВЕДЕНИЕ

    В северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к северо-востоку  от  г. Когалым и 102 км на северо-восток от г. Сургут находится Повховское нефтяное. Месторождение. С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году. В процессе эксплуатации месторождения на нефтепромыслах ведется комплекс исследований за разработкой:

• геолого-промысловые исследования скважин, включающие в себя замеры дебитов в процессе эксплуатации, контроль за обводненностью;
• гидродинамические методы: методы установившихся отборов; методы неустановившихся отборов ( метод восстановления давления основан на фиксации распределения давления в залежи после нарушения режима работы; метод гидро-прослушивания заключается в наблюдении за изменением пластового давления и статистического уровня в простаивающих скважинах);
• промыслово-геофизические методы исследования определяют характеристику пласта, в том числе профилей;
• определение технического состояния эксплуатационной колонны, замеры пластового давления, расходомер, термометрия и т. д.;
• геолого-промысловый контроль изменения свойств нефти, газа и воды в процессе разработки;
• контроль за перемещением ВНК, ГНК;
• контроль охвата продуктивных пластов воздействием на продуктивные пласты закачкой воды

    Основная  задача исследования залежей и скважин  – получение информации о них  для подсчета запасов нефти и  газа , проектирования, анализа, регулирования  разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т.е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

      В области контроля за разработкой на Повховском месторождении в 1999году был произведен анализ 62220 устьевых проб жидкости на процент воды, по 210 пробам попутной воды сделан 6-компонентный анализ. Было осуществлено 82636 замера дебита по 1503 скважинам и 18154 замера приемистости по 439 нагнетательным скважинам. Выполнен также значительный объем гидродинамических и промыслово-геофизических исследований (таблица № 1.1). Всего определено тех.состояние эксплуатационных колонн по 117 добывающих и 360 нагнетательной скважинах.

    Необходимо  отметить, что по результатам ГИС  нагнетательных скважин обнаружено 14 скважин с негерметичностью эксплуатационных колонн, 84 скважины с заколонными  перетоками (в том числе и внутрипластовыми). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    Таблица №  1.1. Объем исследований по Повховскому месторождению

   

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткий  геологический очерк 

    Повховское  месторождение находится в центральной  части Западно-Сибирской равнины  в северо-восточной части Сургутского  нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к северо-востоку от  г. Когалым и 102 км на северо-восток от  г. Сургут.

    Район месторождения представляет собой  слаборасчлененную, заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +75 до +10 метров. Сильная заболоченность этого района, как и остальных районов севера Тюменской области, связана с наличием мощного слоя вечномерзлых пород, играющего роль водоупора, слабой испаряемостью влаги и затруднением стоков.

    Вследствие  относительно большой глубины болот и их позднего промерзания движение сухопутным транспортом затруднено.

    Климат  района резко континентальный с  продолжительной холодной зимой  и сравнительно жарким летом. Среднегодовая  температура –3⁰С. Самый холодный месяц - январь (до -50*С), самый теплый - июнь (до +30*С). Общее количество осадков в год достигает 400-500 мм. Наибольшее количество осадков приходится на начало и конец лета. Зимой выпадает 30-40 % от общего количества осадков. Первый снег выпадает в октябре. Устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Глубина снежного покрова достигает 1м, толщина льда на озерах и реках изменяется от 40 см до 1м. Максимальная глубина промерзания грунта по площади достигает на отдельных участках 3м. Зимой нередко бывают снежные бури, пурга, скорость которых достигает 10-15 м/с при средней скорости 2-3 м/с. В зимний период преобладают южные ветры, в летний - северные. Весенняя распутица начинается в апреле. 
 

2. Характеристика  продуктивных пластов

    На  Повховском месторождении установлена  промышленная нефтеностность неокомских и корских отложений.

    В верхней части мегионской свиты  выявлен основной продуктивный пласт  БВ8. Подчиненную роль имеют залежи в пластах БВ7 (вартовской свиты), БВ9 –11, БВ14 (мегионской свиты) и Ю1/1, Ю2 (васюганской и тюменской свит), они незначительны по своим размерам.

    Промышленная  ценность тюменской свиты (пласт  Ю2) доказано в скв. №105, где в результате испытания интервала 3020-3030м получен  дебит нефти 3,5м3/ сут,Нд=1480м. В связи  с малым объемом информации невозможно более подробно описать данный пласт.

    На  Больше-Котухтинской структуре пробурен ряд скв. (№2,100,1,105 и др.).

    Томуина Ю` составляет от 9,2 до 14м, а эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скв.№105 составила 19,0м.

    Промышленная  нефтеностность доказана в свк. №2, где дебит нефти составил 37м3/сут через 6 мм штуцер, плотность нефти – 0,856 г/см3.

    Тип залежи- пластовая, литологически экранированная.

    СКВ №417, 1213, расположенными на Средне –Ватьеганской  структуре, вскрыт пласт Ю1/1 который  оказался непродуктивным.

    Небольшая залежь зафиксирована в пласте БВ 14 в районе скв №88, где получен  приток нефти 2,6 м3/ сут. В соседних скважинах  №95, 96,93,103 пласт заглинизирован. Нефтенасыщенная  толщина в скв№88 составляет 2,6м  Рн=0,826 /см3. Тип залежи- пластовая, с литологически экранированная. Незначительный приток нефти из пласта БВ11 получен в скв. №114 (3,2м3/ сут, Нд=1065.)

    При сводовых частях Средне-Ватьеганской и Больше-Котухтинской структур, скв.№2,6,112,11 и др. вскрыты коллекторы пластов  БВ9 –БВ10,которые, по – видимому представляют собой составные части единого природного резервуара – горизонта БВ9-10. О возможности единства пластов свидетельствует близкая литологическая характеристика коллекторов, а также физико – химические свойства нефтей.

    Небольшая эффективная толщина коллекторов пласта БВ9 вскрыта скв №112 (6,4м).

    Промышленная  ценность пласта доказана результатом  опробования эксплуатационной скв.№1208, где получен дебит 26,7м3/сут через 7мм штуцер, Рн =0,802 =0,857 г/см3 (удельный вес).

    Песчаники пласта БВ10 так же  являются промышленно нефтеностными. Наибольшая эффективная толщина вскрыта скв№112 (9,6м).

    Промышленная  нефтеностность пласта доказана скв№6, где получено 52,8м3/сут нефти через 8мм штуцер. Плотность нефти изменяется в пределах 0,859-0,804 г/см3. Горизонт БВ9 – 10, тип залежей –пластовые, литологически экранированные.

    Первый  тип представлен в целом более  глинистым разрезом, где нижняя пачка  практически замещена глинами или  представлена маломощным коллекторами, в основном алевролитами. В площадном отношении этот тип характерен для участков , граничащих с зонами замещения (скв.№8,12,9,19,20,22,18 и др.)

    Второй  тип – это разрез с максимальной песчанистостью всего горизонта  БВ8. Толщина глинистого раздела  между пачками незначительна, не более 1-2м. Второй тип разреза распространен в присводовых частях локальных поднятий (скв №10,11,21,24).