Определение мест нарушений колонны методами ГИС.
Техническое состояние скважины изучается многократно в течение всего времени ее
эксплуатации. Первые работы выполняются перед вводом скважины в эксплуатацию или
под закачку с целью выявления дефектов строительства: некачественного цементирования
и негерметичности колонны. В процессе работы скважины образуются дефекты в ее конструкции, обусловленные многими причинами, основные из них следующие:
-коррозия стальной колонны
-разрушение цементного камня
-нарушение сцепления цементного камня с породой или колонной
-нарушение герметичности цементного кольца в результате увеличения градиента давления, превышающего прочность цементного камня.
Определение мест нарушений колонны производится во время проведения исследований различными методами ГИС, например, при термометрии, резистивиметрии, кавернометрии.
По данным термометрии можно судить о негерметичности эксплуатационной колонны. Понижение температуры показывает на фильтрацию газа, газ в пласте находится в сжатом состоянии, при наличие перепада давления он фильтруется и по закону Джоуля –Томпсона собирает с окружающего пространства тепло. А в Окружающем пространстве происходит понижение температуры.
При фильтрации нефти происходит увеличение температуры. Нефть находится в связанном состоянии с горной породой, при наличии перепада давления, энергия связи нарушается и в виде тепла выделяется в околоскважинное пространство.
|
|
|
Данные резистивиметрии позволяют оценить техническое состояние ствола скважины. При исправной колонне форма кривой резистивиметрии совпадает с прямой 1. При наличии дефектов и поступлении пластовой воды в скважину диаграмма может иметь вид 2 (если в скважину поступает соленая вода) или 3 (если в скважину поступает пресная вода). Интервалы искривления кривой rС – это интервалы поступления пластовой воды.
Кавернометрия позволяет определять техническое состояние эксплуатационной колонны, если скважина обсажена. В этом случае кривая кавернометрии имеет вид:
Особенности строения нефтегазовых залежей (месторождений).
Особенностью является то, что при данных начальных пластовых термобарических состояниях, система находится в перенасыщенном состоянии(т.е сущечствует жидкая и газовая фаза).
Разница в начальных пластовых давлениях в разных точках пласта месторождения различается на 5-12%. В фонтанном фонде скважин осложнение- прорыв газа в систему сбора (приводит к увеличению давления в системе сбора с 15 атм до 40-60 атм) сопровождающиеся большими вибрациями, в механизированном фонде скважин – срыв подачи.
|
|
|
В контактных зонах на границах ГНК, благодаря отсечению газовой шапки от нефтяной перемычки 1,5-2 метра создавались условия реализации практически тех же режимов, что и в нефтяных залежах, только с осложнениями вязкостной характеристики и дебитов. Отсюда нефтегазовые залежи сложного строения требуют выделения так называемых частных технологий даже в пределах одних и тех же объектов. Пример – Лянтор, в пределах этого месторождения выделено 4 обьекта.
Осложнения – опережение выработки газа из газовой шапки. Применяют барьерное заводнение(газ.шапка отсекается барьерным рядом)
по условиям насыщения зоны (части) в НГЗ
В НГЗ могут быть выделены:
1. ПГЗ - подгазовая зона в пределах внешнего контура газоносности;
2. ЧНЗ - чисто нефтяная зона между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности;
3. ВНЗ - водонефтяная зона между внутренним и внешним контурами нефтеносности.
Особенности разработки обусловлены:
1.фазовым состоянием системы при начальных пластовых условиях (система перенасыщена газом)
2.геологические литофациальные особенности НГЗ ( послойная и зональная неоднородность, тектоническая нарушенность,,глинизация
Перечисленные факторы определяют ряд особенностей разработки НГЗ :
|
|
|
1) т.к. ΔР = Рплнач - Рнас = 5 -10 ат, скважины работают при Pзаб < Рнас;
2) вокруг каждой добывающей скважины развиваются зоны разгазирования (происходит движение газонефтяной системы со снижением фазовой проницаемости по нефти);
3) отмечаются повышенные газовые факторы нефти;( для НГЗ 150-300м3/т, а в НЗ 30-90 м3/т)
4) происходит вытеснение газированной нефти водой;
5) в подгазовой зоне (ПГЗ) вскрытие пласта перфорацией предусматривает отступление от ГНК на 4-5 метров для предупреждения прорыва верхнего газа и от ВНЗ на 1.5-2 метра.
6) при прорыве воды (законтурной, подошвенной или закачиваемой) происходит трехфазная фильтрация со всеми отрицательными последствиями;
7) конечная нефтеотдача в НГЗ при прочих равных условиях на 10-15 % ниже, чем в чисто нефтяных залежах;
8) глубинно-насосное оборудование работает в более неблагоприятных условиях по сравнению с нефтяными залежами.
9) Интервалы перфорации требуют тщательного анализа характера послойной неоднородности пласта.
10)Местоположение ГНК и ВНК может обеспечить многообразие типов НГЗ (до 12 по Самарцеву)
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 1427; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!