Исследование скважин

метки: Исследование, Скважина, Дебит, Кривая, Забойный, Режим, Давление, Нефть

1.1 Цели и задачи гидродинамических методов исследования добывающих скважин

При разведке и разработке месторождений необходимо иметь представления о гидродинамических (фильтрационных) свойствах пласта. Исследование месторождений начинается с момента их открытия и продолжается до полной выработки извлекаемых запасов нефти и газа.

Основная задача гидродинамического метода исследования скважин — получение информации для подсчета запасов нефти и газа, проектирование анализа регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин, получение сведений для уточнения параметров пласта, что обеспечивает необходимые темпы и степень выработки запасов при минимальных затратах.

Гидродинамические исследования скважин проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения параметров пласта: коэффициента продуктивности, коэффициента проницаемости, коэффициента гидропроводности, коэффициента пьезопроводности, забойного давления, пластового давления, дебитов нефти, воды и газа, содержание песка и т.д.

Параметры пластов и скважин определяют по дебитам нефти, газа в зависимости от давлений пластового и забойного, или по изменению забойных давлений или дебитов скважин во времени.

Теоретическая база методов исследования — законы, описывающие процесс фильтрации жидкости и газа в пластах, а также данные изменения отбора из скважин.

В настоящее время существуют следующие гидродинамические методы исследования:

• исследование скважин при установившемся режиме ее работы (метод установившихся отборов);
• исследование скважин при неустановившемся режиме ее работы (метод восстановления давления);
• исследование профиля приемистости или продуктивности.

Наиболее лучший вариант, когда все три метода используются комплексно.

1.2 Методы исследования скважин при установившемся режиме

Выше отмечалось, что приток жидкости или газа в скважину возможен только при разности между пластовым и забойным давлениями и количество притекаемой в скважину жидкости (газа) определяется величиной этой разности давлений. Поэтому исследование скважины на приток при установившемся режиме состоит в измерении забойных давлений и соответствующих этим давлениям дебитов нефти, воды и газа.

Техника исследования скважин методом установившихся отборов, или, как его еще называют, методом пробных откачек, состоит в следующем.

Некоторое время скважина эксплуатируется с неизменным дебитом. В этот период одновременно замеряют ее дебит и забойное давление. Пластовое давление замеряют

Растворимость газов в нефти

... газа, от давления, температуры и от других факторов, которые присущи растворам газа в жидкости и связанным с общим отклонением реальных газов от идеальных. При исследовании теоретических вопросов растворимости газов ... свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим и, в частности, нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи. С количеством растворенного газа в нефти связана ...

заранее, имея в виду, что оно длительное время остается постоянным.

После первого замера дебит скважины увеличивают или, наоборот, снижают и через некоторое время, когда давление на забое скважины установится в соответствии с этим дебитом, вновь повторяют измерения. Такие измерения выполняют три или, четыре раза в любой последовательности, но с обязательным условием сохранения постоянного забойного давления в период, предшествующий измерениям.

Рисунок 2.2.1-Виды индикаторных кривых.

Методы изменения режима работы скважины обусловливаются способом ее эксплуатации. При насосной эксплуатации изменения режима работы скважины достигают путем изменения числа ходов или длины хода плунжера насоса, при фонтанной эксплуатации — путем изменения противодавления на устье скважины (смена штуцеров) и при компрессорной эксплуатации — изменением подачи сжатого воздуха для подъема жидкости на поверхность. Более подробное описание техники исследования скважин при разных способах эксплуатации будет дано в соответствующих главах.

Продолжительность работы скважины на каждом режиме до проведения исследований определяется опытным путем и зависит от дебита скважины, характеристики пласта и насыщающих его жидкости и газа. По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины от соответствующего забойного давления или перепада между пластовым и забойным давлением (рисунок 2.2.1).

Эти графики называются индикаторными линиями. По оси абсцисс принято откладывать дебит скважины Q, по оси ординат — соответствующую депрессию ?P= P— Р или забойное давление Р.

В некоторых случаях по оси ординат откладывают понижение уровня жидкости в скважине s (в м).

Для газовых скважин по оси ординат откладывается разность квадратов пластового и забойного давления ?(P) ² .

Величина депрессии ?P представляет собой разность между динамическим пластовым давлением и давлением на забое скважины. Динамическое пластовое давление определяют путем измерения забойного давления в остановленной скважине, когда оно практически перестает увеличиваться со временем.

Динамическое пластовое давление соответствует давлению в пласте между работающими скважинами.

В точке пересечения осей дебита и депрессии давление на забое равно пластовому, т. е. Р _пл = Р_заб и Р_пл — Р_заб = 0, поэтому приток жидкости или газа отсутствует и дебит скважины также равен нулю.

По форме индикаторные кривые могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов.

Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой в том случае, когда режим дренирования залежи напорный и в пласте установился приток однородной жидкости по линейному закону фильтрации.

В ряде случаев при напорных режимах индикаторная линия при малых дебитах и депрессии начальном участке может быть прямой, затем при увеличении депрессии переходит в кривую, выпуклую относительно оси дебитов. Искривление индикаторной кривой происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне (смотри рисунок 2.2.1, кривые 1—4).

Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

... следующих задач: измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств; измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей ... его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и ...

Во всех случаях, когда режим дренирования залежи отличается от водонапорного, индикаторная линия будет в той или иной степени кривой — выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2).

Индикаторные линии для газовых скважин, построенные в координатах Q­?(P ² ), в большинстве случаев также выпуклы по отношению к оси дебитов.

Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов (кривая 3), может получиться в результате неправильных измерений забойных давлений и дебитов или под влиянием неустановившихся процессов в пласте. При получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток считается неудовлетворительным и его необходимо повторить.

При соблюдении линейного закона фильтрации n = 1, и индикаторная линия будет прямой. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при n <1, а вогнутая линия — при n > 1.

При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности К не будет постоянным для данной скважины. Это будет переменная величина, зависящая от перепада давления. С повышением перепада давления кривизна индикаторной линии обычно растет, и величина показателя n уменьшается.

Если индикаторная кривая имеет смешанный характер, то для определения коэффициента продуктивности используют только прямолинейный участок. При определении коэффициента продуктивности на криволинейном участке необходимо указывать вели чину перепада давления.

1.3 Методы исследования скважин при неустановившемся режиме

Исследование скважины при неустановившемся режиме или исследование методом восстановления (падения) давления основано на изучении неустановившихся процессов фильтрации, происходящих в пласте при остановке и пуске скважин. Этим методом можно исследовать скважины, в которых давление насыщения нефти в пласте ниже забойного давления, т. е. применимо для пластов, содержащих однофазную жидкость.

Рисунок 2.3.1- Кривая КВД на Рисунок 2.3.2- Кривая КПД на

забое скважины забое скважины

Сущность этого метода исследования состоит в прослеживании скорости восстановления забойного давления во времени после остановки скважины или скорости снижения забойного давления после пуска скважины в эксплуатацию.

Кривая восстановления давления во времени в остановленной скважине имеет вид, изображенный на рисунке 2.3.1, а кривая падения давления после пуска скважины в эксплуатацию представлена на рисунке 2.3.2.

В первое время после остановки скважины нефть еще будет притекать к забою и поступать в скважину, в результате чего столб жидкости в ней будет подниматься, а забойное давление возрастать. В дальнейшем приток нефти уменьшается, и темп повышения давления на забое также снижается. Наконец, забойное давление будет приближаться к пластовому.

При исследовании скважины методом падения давления забойное давление после пуска скважины в эксплуатацию будет снижаться и стремиться к своему наименьшему значению, соответствующему установленному отбору жидкости из пласта.

Восстановление давления на забое остановленной несовершенной скважины, работавшей перед остановкой с постоянным дебитом, может быть описано уравнением:

Определение вязкости жидкости методами медицинского вискозиметра и Стокса

... Тесты для контроля исходного уровня освоения темы. XI. Тест 1. Физический смысл коэффициента вязкости жидкости? ... 1. Написание рефератов на тему: а) Какие патологические нарушения приводят к изменению вязкости крови? б) Природа вязкости ньютоновских жидкостей. в) Методы измерения вязкости крови. X. ...

, (1)

где Q-дебит скважины перед остановкой, м/с;

• P-повышение давления, Па;
• вязкость пластовой жидкости, Па*с;
• k-проницаемость, м;
• h-мощность пласта, м;
• коэффициент пьезопроводности пласта, м/с;
• r -приведенный радиус скважины, м ;
• t-время, отсчитанное с начала остановки скважины, с.

1.4 Обработка результатов при установившемся режиме

Об установившемся режиме фильтрации жидкости (газа) в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых в небольших интервалах времени (2—3 измерения за 4—6 ч).

Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации скважины. Время, необходимое для достижения установившегося режима, можно определять по приближенной формуле:

t=, (2)

где t _уст — время, в течение которого достигается установившийся режим, с;

• в* — приведенный коэффициент сжимаемости жидкости и породы;
• k— проницаемость, м;
• динамическая вязкость пластовой жидкости, Па с.

Приведенный коэффициент сжимаемости жидкости и породы определяют по формуле:

=, (3)

где m — пористость пласта ;

• в— коэффициент сжимаемости жидкости, Па;
• в — коэффициент сжимаемости породы , Па;
• R —радиус контура питания, м ;
• k —проницаемость пласта, м ; µ —динамическая вязкость, Па·с.

Так как при исследовании используются уравнения притока из пласта в скважины, которые, в свою очередь, зависят от характера фильтрационного потока в пласте, то для расчетов применяются уравнение притока нефти при P _з >P_н (P_н —давление насыщения нефти газом) или уравнение притока при P_з <P_н .

Исследование при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением забойных давлений, соответствующих данному дебиту. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Результаты измерений дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. Предпочтительным при исследовании скважин является изменение режима их работы в сторону постепенного возрастания дебита. По завершении исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.

По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии (рисунок 2.4.1, а).

Если исследования скважины выполнены при P _з >P_н , то по тангенсу угла наклона индикаторной кривой к оси депрессий ?P определяют коэффициент продуктивности скважины:

==, (4)

где Q— установившийся дебит, м/сут;

• P— перепад давления, Па;
• К— коэффициент продуктивности.

Коэффициент продуктивности определяют по формуле:

Учебное пособие: Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

... Удельный вес задавочной жидкости рассчитывается по формуле: У = (Рпл + 0,1Рпл) 10/Н, где Рпл – пластовое давление, кгс/см2 , Н – расстояние от устья скважины до эксплуатационного пласта. В качестве задавочной жидкости используют растворы ...

=, (5)

Рисунок 2.4.1? Индикаторная кривая при P> P и соблюдении (а) и нарушении (б) линейного закона фильтрации

гидродинамический месторождение скважина

По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта:

= , (6)

Заметим, что при построении индикаторной кривой дебит скважины следует пересчитать на пластовые условия, что достигается умножением дебита, измеренного на поверхности, на объемный коэффициент пластовой нефти.

При исследовании скважин в условиях установившихся ре жимов фильтрации нередко индикаторная кривая имеет вид, показанный на рисунке 2.4.1, б, хотя исследования проведены при Р>P _н.

В этом случае определять коэффициент продуктивности по углу наклона кривой к оси депрессий нельзя, что обусловлено видом уравнения притока жидкости из пласта в скважину:

=(- ), (7)

где P— пластовое давление скважины, Па;

• P— забойное давление скважины, Па;
• n — показатель в уравнении фильтрации, составляющий 0,5-1.

1.5 Обработка результатов при неустановившемся режиме

Значительные затраты времени на получение индикаторной кривой при исследовании скважин по методу установившихся отборов обусловили поиск метода получения параметров пласта при непродолжительных исследованиях. Сокращение продолжительности исследований приводит к тому, что фильтрационный поток в пласте становится неустановившимся и, в связи с этим, используемые в методе теоретические решения становятся не приемлемыми.

Очевидно, что для условий неустановившейся фильтрации требуется новое теоретическое решение, устанавливающее связь между изменением дебита, давлением и временем.

Эта зависимость с достаточной для практики точностью описывается уравнением:

=+=+, (8)

где P(t)—повышение давления во времени, Па;

• t—время с начала остановки скважины, с;
• Q—установившийся дебит скважины, м/с;
• динамическая вязкость, мПа с;
• пьезопроводность пласта, м/с;
• А—отрезок на оси ординат;
• угловой коэффициент прямой;
• b— объемный коэффициент нефти;
• k—проницаемость пласта, м;
• h— глубина скважины, м.

Рисунок 2.5.1-Кривая восстановления давления в скважине в системе координат P—lg t

Экспериментальные точки только при истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (8), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной. Тогда графически находят А как отрезок на оси ординат (смотри рисунок 2.5.1) и как угловой коэффициент прямой.

Отрезок А определяют по формуле:

А==, (9)

Заметим, что масштаб координатных осей исследователями выбирается произвольно, поэтому геометрическая величина угла б чаще не отвечает его действительному значению. В связи с этим его определяют по формуле:

==, (10)

Прямолинейный участок кривой отвечает уравнению (8).

По наклону кривой к оси lgt определяют параметр гидропроводности:

=, (11)

По отрезку А, отсекаемому на оси P, вычисляют пьезопроводность пласта:

=, (12)

Пьезопроводность пласта можно вычислять через параметры пласта и пластовой жидкости по формуле:

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) как средство мониторинга ...

... давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины -- построить для них индикаторные линии. Термодинамические исследования скважин Гидродинамические методы исследования скважин и пластов по данным ...

=, (13)

где m — коэффициент пористости;

в _ж — коэффициент сжимаемости жидкости ;

в _п — коэффициент сжимаемости породы;

• k—проницаемость пласта, м.

Следовательно, для практических целей представляет интерес определение приведенного радиуса. Из уравнения (12) выразим приведенный радиус скважины:

=, (14)

Если по результатам расчетов установлено, что r _с существенно меньше фактического радиуса скважины, то это указывает на большое несовершенство вскрытия пласта в скважине и, напротив, если r_{с пр} >r_с то это указывает на хорошо развитую трещиноватость в призабойной зоне скважины.

На кривой восстановления давления после ее обработки в системе координат ?P(t)-lg t нередко выделяется не один, а несколько прямолинейных участков. Это обусловлено неоднородностью пласта и соответственно непостоянными значениями гидропроводности и пьезопроводности в окрестности скважин.

2. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

2.1 Определение параметров пласта при установившемся режиме

Исходные данные:

1режим:

Дебит Q , т/сут………………………………………………………….130

Давление забойное P , МПа…………………………………….14,1

2 режим:

Дебит Q , т/сут……………………………………………………..275

Давление забойное P , МПа…………………………………….13,1

3 режим:

Дебит Q , т/сут……………………………………………………..400

Давление забойное P , МПа…………………………………….12,1

4 режим:

Дебит Q , т/сут……………………………………………………..575

Давление забойное P , МПа…………………………………….10,6

Давление пластовое P , МПа……………………………………..15,1

Эффективная мощность пласта h , м…………………………..….10

Радиус контура питания R , м………………………………………500

Радиус скважины r , м………………………………………….…0,15

Плотность жидкости относительная ……………………..…….0,8

Динамическая вязкость жидкости , мПа•с……………………….1,2

Объемный коэффициент нефти b………………………………….1,2

Коэффициент совершенства скважины C……………………..…11,2

Решение:

1) Определим перепады давлений для каждого режима и вместе с соответствующими дебитами записываем в таблицу, которую помещаем на листе индикаторной диаграммы (смотри приложение В) по формуле c. 105, (1)

, МПа (15)

=15,1-14,1=1 МПа

=15,1-13,1=2 МПа

=15,1-12,1=3 МПа

=15,1-10,6=4,5 МПа

2) Определим коэффициент продуктивности по индикаторной линии (смотри приложение Г) по формуле с. 105, (1)

K= Q/ , т/сут·МПа (16)

где K— коэффициент продуктивности, т/сут•мПа;

• Q—дебит скважины, соответствующий произвольной точке 1 на индикаторной линии;
• перепад давлений, соответствующий произвольной точке 1 на индикаторной линии.

K=350/2,5=140 т/сут•мПа

3) Определим коэффициент проницаемости по формуле с. 107, (1)

k= , м (17)

k= м

4) Определим коэффициент гидропроводности пласта по формуле с. 106, (1)

=, м /Па·с (18)

где — коэффициент гидропроводности пласта, м/Па•с.

==1,49·10 м/Па•с

Рассчитанные параметры:

Коэффициент продуктивности K, т/сут•МПа…………………….140

Коэффициент проницаемости k, м…………………….….1,79•10

Изучение особенностей притока жидкости и газа к несовершенным ...

... специалиста в области добычи нефти и газа. В нашем случае изучение подземной гидромеханики сфокусировано на изучении особенностей притока жидкости и газа к несовершенным скважинам (при линейных и нелинейных ... ЭГДА перейти к фильтрационным сопротивлениям. В результате обработки экспериментальных данных были найдены значения безразмерных коэффициентов С1 и С2 для различных условий вскрытия пласта и ...

Коэффициент гидропроводности , м/Па•с……………….1,49•10

2.2 Определение параметров пласта при неустановившемся режиме

Исходные данные:

Дебит Q, т/сут…………………………………………………………89

Мощность пласта h, м…………………………………………………15

Динамическая вязкость нефти , мПа·с……………………………..2

Объемный коэффициент нефти b……………………….…………..1,2

Коэффициент сжимаемости жидкости, МПа…………….9,5·10

Коэффициент сжимаемости породы , МПа…………………2·10

Коэффициент пористости m, доли единиц……………………..…0,21

Плотность жидкости относительная ……………………………0,86

Радиус контура питания R, м………………………….…………1000

Радиус скважины r, м………………………………….……………0,1

Решение:

1) Для каждой точки определим изменение давления на забое P и соответственно времени ( данные смотри в приложении Г) по формуле с. 109, (1)

=- , МПа (19)

где i— номер точки;

• P— забойное давление для точки i, МПа;

P— забойное давление до остановки скважины, МПа (P=9,7 МПа)

= 9,91- 9,7=0,21

=10,15-9,7=0,45

=10,37-9,7=0,67

=10,80-9,7=1,1

=11,50-9,7=1,8

=12,05-9,7=2,35

=12,25-9,7=2,55

=12,45-9,7=2,75

=12,55-9,7=2,85

=12,66-9,7=2,96

=12,70-9,7=3

=12,76-9,7=3,06

=12,78-9,7=3,08

=12,84-9,7=3,14

=12,91-9,7=3,21

=12,95-9,7=3,25

2) Строим кривую восстановления давления (КВД) в координатах [P(lgt)] (смотри приложение Д).

Продолжаем конечный прямолинейный участок кривой до пересечения с осью и получаем численное значение отрезка А и записываем его значение (смотри приложение Д).

А=1,8 МПА

3) Выбираем произвольно две точки на прямой (смотри приложение Д) и определяем наклон прямолинейного участка i по формуле с. 106, (5)

==, МПа (20)

==0,34 МПа

4) Определяем коэффициент проницаемости пласта по формуле с. 111, (1)

k=0,183, м (21)

k=0,183=0,103·10м

Переведем Q(т/сут) на Q(м/с) по формуле с. 106, (5)

= , м/с (22)

== м/с

5) Вычислим коэффициент пьезопроводности по формуле с. 72, (6)

=, м/с (23)

6) Вычислим гидропроводность пласта по формуле с. 111, (1)

=, м/Па·с (24)

== м/Па·с

7)Вычислим приведенный радиус скважины по формуле с. 111, (1)

r=, м (25)

r== м

8)Вычислим коэффициент гидродинамического совершенства скважины по формуле с. 81, (6)

=, (26)

==

9)Определим коэффициент продуктивности скважины по формуле с. 81, (6)

K=, т/сут·МПа (27)

K== м/Па·с == т/сут·МПа

Рассчитанные параметры:

Коэффициент проницаемости k, м………………………..0,103·10

Коэффициент пьезопроводности , м/с……………….……….0,129

Коэффициент гидропроводности пласта, м/Па·с……..…0,773·10

Приведенный радиус скважины r, м…………………………0,00122

Коэффициент продуктивности K, т/сут·МПа…………………….…13

Коэффициент гидродинамического совершенства …………….0,68

3. ОРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Недра (в узком смысле слова) — это верхняя часть земной коры, в которой при современном уровне развития техники добываются полезные ископаемые.

Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО ...

Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей ... западной части залежи, обладает высокими емкостно-фильтрационными свойствами (коэффициент песчанистости 0,7- 0,9). Граница между средним и нижним ... месторождения. Залежи – литологически экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, ...

Под охраной недр понимаются научно обоснованное рациональное и бережное использование полезных ископаемых, максимально полное, технически доступное и экономически целесообразное их извлечение, утилизация отходов, ликвидация урона, нанесенного естественным природным ландшафтом.

Ухудшение состояния окружающей среды и недр — важнейшая проблема, объединяющая государства и народы.

Ускоренный рост добычи полезных ископаемых, в частности нефти и газа, их транспорта и переработки, обустройство промыслов, технологическими установками большой единичной мощности, увеличивая сети промысловых и магистральных трубопроводов, все это предопределяет значительную экологическую опасность производств и их воздействия на воздух, воду, почву, недра, растения, животный мир и человека. Для нефтегазодобывающей промышленности одной из важнейших проблем является охрана окружающей среды. Это связано как с вводом в действие новых месторождений, так и с эксплуатацией старых, оборудования которых подвержено моральному и физическому износу. При этом проблемы охраны окружающей среды существуют на всех стадиях добычи, сбора, подготовки транспорта продукции скважин. Залповые аварийные выбросы в окружающую среду нефти, стали носить кризисный, а иногда и катастрофический характер. Необходимым условием рационального использования природных ресурсов является осознание жизненной потребности гармоничного сочетания интересов общества с законами биосферы. Для решения экологических проблем нефтегазовых производств является оптимизация и комплексная автоматизация всех технологических процессов и операций по технологическим факторам.

Правовой основой охраны недр России служат государственные законы, правительственные постановления, ведомственные нормативно-правовые акты, определяющие порядок и характер проведения горно-геологических работ, эксплуатации месторождений полезных ископаемых, рекультивации и реабилитации природно-территориальных комплексов.

Важное значение для бережного использования и охраны недр имеют международные договоры и соглашения нашей страны с другими странами, соответствие российских правоохранительных требований международным.

Деятельность предприятий в правовом государстве регламентируется большим количеством документов, которые направлены на уменьшение вредного воздействия отходов производства на окружающую среду. В настоящее время введена практика лицензирования всех видов деятельности предприятий, в том числе и пользования недрами-добычи нефти и воды. В лицензионных соглашениях оговариваются условия, при которых предприятию — недропользователю разрешается добывать нефть и несоблюдение их может повлечь за собой отзыв лицензии, а следовательно, и прекращение деятельности предприятия.

Основными причинами загрязнения окружающей среды на объектах НГДУ «Нижнесортымскнефть» являются: просевшая обваловка кустовых площадок и факельных амбаров, отработка скважин в рекультивированные шламовые амбары, несвоевременная откачка жидкой фазы из, амбаров и дренажных емкостей, низкий уровень контроля за состоянием промысловых трубопроводов со стороны обслуживающего персонала цехов добычи нефти.

Промысловые объекты нашего управления расположены на Нижнесортымском, Камынском, Алехинском, Ай-Пимском, Лукьявинском, Ульяновском, Битемском, Заподно-Чигоринском, Надымском, месторождениях, рельеф которых осложнен большим количеством рек, озер, непроходимых болот, высоким уровнем грунтовых вод. Большое внимание НГДУ «Нижнесортымскнефть» уделяет предупреждению аварий на трубопроводах.

Анализ, контроль и регулирование процесса разработки нефтяных ...

... Государственный Технический Университет Институт нефти и газа Кафедра «Геология нефти и газа» 1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2013 1 Геологическая часть 1.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения Месторождение им. Ю.Корчагина расположено в ... по охране недр. 109 5.2.2 Мероприятия по охране недр при эксплуатации скважин. 110 5.2.3 Мероприятия по охране недр при консервации и ликвидации скважин. 112 ...

Основным профилактическим средством для предотвращений аварий на нефтепроводах стала защита их от коррозии. Для этих целей применяются ингибиторы коррозии Корексит-1 IО6А и Корексит-6350 производства фирмы Налко-Эксон (Великобритания).

В Великобритании закуплена система мониторинга коррозии фирмы Кормон, позволяющая не только следить за коррозионными процессами в трубопроводах, но и оптимизировать ингибиторную защиту.

Силами лаборатории диагностики нефтепромыслового оборудования, созданной в 1994 году ежегодно проводится свыше 2500 замеров толщины стенок трубопроводов, в результате чего отбраковывается свыше 50 км трубопроводов. Замена отбракованных труб включается в программу капитального ремонта трубопроводов.

Для ликвидации нефтяных разливов с 1995 года в НГДУ «Нижнесортымскнефть», как и в других нефтегазодобывающих управлениях ОАО «»Сургутнефтегаз», применяется уникальное нефтеуборочное оборудование фирмы Вайкома (Великобритания).

Это нефтесборщики-скиммеры разной конструкции («Си Девил», «Мини Фасфлоу», «Комара 12», «Дельта», «Пауэрваю») с различными принципами сбора, включая вакуумный, экскаваторный, налипания нефти разной вязкости в разных погодных условиях; переносные быстроразвертываемые речные боны с воздухонагнетателями; переносные самоподнимающиеся резервуары «Вайкотенк» для временного хранения нефти; различные сорбенты для сбора нефтяной пленки — боновые, рулонные, пластинчатые. Это оборудование позволило приступить к ликвидации разливов на водной поверхности болот и озер, чего раньше делать не могли, и что привело к такому большому количеству загрязнений на Нижнесортымском месторождении.

Если вопрос ликвидации нефтяных загрязнений с водной поверхности в настоящее время решается при помощи оборудования Вайкома, то вопрос рекультивации грунта до сих пор не решался. В 1996 году такое оборудование было найдено и закуплено в США. Это центр по отмыву нефтезагрязненного грунта фирмы ЭПКО.

Это оборудование, позволяющее обезвреживать грунты и нефтешламы, тем самым решаются вопросы утилизации отходов производства.

Ежегодно разрабатывается и согласовывается с Сургутским межрайонным комитетом природоохранные мероприятия (Программа «Экология»), затраты на выполнение которых из года в год увеличиваются.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При вводе в эксплуатацию скважин очень важно определить причины низких дебитов. Это может быть обусловлено низкой проницаемостью коллектора или ухудшенными характеристиками призабойной зоны. В связи с этим для технически и экономически целесообразной разработки того или иного эксплуатационного объекта требуется детально знать все свойства этого объекта, которые могут повлиять на технологический процесс извлечения нефти или газа. Решить указанную выше проблему позволяют гидродинамические исследования пластов и скважин.

Выбирать скважины для проведения в них интенсификации притока и оценивать технологическую эффективность мероприятий следует на основании анализа результатов гидродинамических исследований скважин.

Эти исследования выполняют службы нефтедобывающих предприятий. Для проведения исследований и измерений составляют план-график. Рекомендуемая периодичность осуществления исследований и измерений по каждой скважине устанавливается с целью выявления всех изменений условий работы залежи и скважин и в основном предусматривает:

• ?один раз в 2 года проводить гидродинамические исследования;
• ?ежегодно определять профиль притока и интервалов обводнения;
• ?один раз в полугодие измерять Р и Т, определять интервалы поглощения, положение ВНК и ГНК ( в наблюдательных скважинах );
• ?ежеквартально измерять Р;
• ?ежемесячно измерять газовый фактор ( при Р >
• Р );

• ?один раз в 1?2 недели измерять газовый фактор ( при Р< Р ), дебиты, обводненность продукции и т.д.

По данным исследования скважин получают необходимые сведения для проектирования и осуществления процесса разработки залежи, устанавливают технологический режим их работы или принимают решение о необходимости повышения их продуктивности.

Мониторинг состояния призабойной зоны скважин должен стать одной из задач контроля за разработкой месторождений.

Таким образом, повышение информационного обеспечения проектирования разработки и контроля за ее осуществлением следует считать новым направлением повышения нефтеотдачи пласта.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/issledovanie-skvajin-2/

1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.— М.: Недра, 1989.

2. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов .-М.: Недра, 1990.- 427 с.:ил.

3. Журнал Нефтяное хозяйство.— Июнь, 2003.

4.Жданов М.А.,Гординский Е.В.,Ованесов М.Г. «Основы промысловой геологии газа и нефти» М., «Недра»; 1975,с.295

5. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности.— М.: Недра, 1987.

6. Мищенко И.Т. Расчеты добыче нефти.— М.: Недра, 1989.

7. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.— М.: Недра, 1978.

8. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин.— ОАО Сургутнефтегаз, 1999.

9.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общей ред.Ш.К.Гиматудинова (Р.С.Андриасов, И.Т.Мищенко, А.И.Петров и др.) М., «Недра»,1983,455 с.