КонтролЕ технического состояния
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ
К контрольной работе по курсу
«КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ»
Уфа
Данное пособие содержит методические указания и контрольное задание по курсу «Контроль технического состояния скважин при капитальном ремонте».
Приведены перечень терминов, пояснения к разделу исследований скважин, перечень контрольных вопросов по курсу, исходные данные для решения задач и список рекомендуемой литературы.
Предназначено для преподавания студентам направления подготовки «Нефтегазовое дело», специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», квалификация (степень) выпускника - специалист, форма обучения- очная, очно-заочная, заочная, заочная сокращенная.
Составитель: Л.В.Петрова, доцент, канд. геол.-мин. наук
А.Ю.Гуторов, доцент, канд. техн. наук
Рецензент: Э.М.Альмухаметова, доцент, канд. техн. наук
©Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2012
ВВЕДЕНИЕ. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ДИСЦИПЛИНЫ
Развитие производительных сил и научно-технический прогресс повышают значение образования и предъявляют все возрастающие требования к качеству подготовки специалистов, которые выпускают высшие учебные заведения.
Курс «Контроль технического состояния скважин при капитальном ремонте» занимает важное место в комплексе дисциплин, каждая из которых отражает одну из сторон в общей проблеме разработки нефтяных месторождений и соответствует требованиям ГОС. Именно комплексное решение данной проблемы позволяет выполнить поставленную задачу.
Целью и задачами дисциплины является обучение студентов пониманию роли и значения операций контроля при капитальном ремонте скважин, дать представление студентам о комплексной оценке технического состояния скважин при капитальном ремонте. При этом скважина рассматривается как сложная система, работоспособность которой определяется техническим состоянием обсадной колонны, цементного камня за колонной величиной и направлением заколонных и межпластовых перетоков. Кроме того, рассматривается состояние самого продуктивного пласта и необходимость воздействия на него для восстановления потенциальной продуктивности.
Изучение данного предмета основано на знаниях, полученных при изучении "Скважинной добычи нефти", "Промысловой геофизики", "Теоретических основ разработки нефтяных месторождений". Происходит знакомство с методами сбора и обработки промысловой и геофизической информации, составления заключения о техническом состоянии скважин и составления алгоритма мероприятий при капитальном ремонте скважин.
В результате изучения дисциплины «Контроль технического состояния скважин при капитальном ремонте» студент должен:
Знать:
• Основные методы контроля технического состояния колонн.
• Основные методы оценки состояния цементного камня за колонной и величины и направления заколонных перетоков.
• Методы оценки состояния продуктивного пласта.
Уметь:
• Провести анализ промысловой и геофизической информации о техническом состоянии скважин.
• Составить алгоритм мероприятий по капитальному ремонту скважин при различных промысловых и технических ситуациях.
Владеть:
• Навыками работы с отечественной и зарубежной информацией по контролю технического состояния скважин.
• Навыками критической оценки фактических технико-технологических решений при капитальном ремонте скважин.
ЗАДАЧИ проведениЯ исследований при
контролЕ технического состояния
Необходимость гидродинамических исследований скважин и пластов (ГДИС) является одной из актуальных и достаточно специфических и сложных научно-технических составляющих в общем комплексе вопросов управления разработкой месторождений углеводородов и состоит в интегрированном, междисциплинарном подходе к решению проблем на основе современных научно-технических достижений геологии, геофизики, а также результатов исследований по подземной гидромеханике, математическому моделированию, компьютерным технологиям, отраслевой экономике с учетом политических, социальных, юридических, экологических, финансовых и других аспектов.
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)- это стройная система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам: замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках – параметрах пласта и скважин и т. д.
Параметры пласта, полученные различными прямыми и косвенными методами (ГДИС, бурение, геолого-геофизические методы, PVT), имеют свои особенности и в силу этого характеризуют пласт в различной степени:
- по достоверности – точности найденного, подсчитанного числового значения того или иного параметра пласта (могущего, например, характеризоваться терминами «определено», «оценено», «подсчитано», «сопоставлено», «определенным образом интерпретировано» – с указанием границ применимости, рекомендациями о практическом использовании в расчетах, анализе и т.д.);
- по «качеству», «масштабности» информации – речь может идти как о дифференциальных (местных, локальных, частных), так и интегральных (общих, суммарных, средневзвешенных) значениях параметров во времени и пространстве (средневзвешенных по различным объёмам пласта, приуроченных к определенным условиям, за определенный промежуток времени и т. д.). Например, коэффициент проницаемости, найденные различными методами и основанные на различных физических процессах, происходящих при различных термобарических условиях (по геофизическим данным либо с помощью лабораторных методов по керну, по КВД или индикаторным диаграммам), по-разному характеризует пласт. Их сопоставление и использование должно быть осознано с учетом особенностей найденных значений и их физической интерпретацией. Так, общеизвестно, что параметры пласта, полученные по данным бурения, геофизических и лабораторных исследований, при промысловых исследованиях скважин используются, как правило, при оценке запасов объёмным методом. параметры пласта по данным ГДИС и текущая промысловая информация в большинстве случаев используются для характеристики процессов разработки и добычи.
Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих задач:
- измерение дебитов (приемистости) скважин и определении природы флюидов и физических свойств;
- измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потока и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;
- определение (оценка) МПФС и параметров пластов – гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (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 других параметров – по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС;
- оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замерных данных.
2 перечень контрольных вопросов по курсу «Контроль технического состояния скважин при капитальном ремонте»
1. Какие изменения происходят в структуре запасов месторождений в процессе их длительной эксплуатации?
2. Какие факторы влияют на неравномерность выработки нефти из продуктивных коллекторов?
3. Какие причины приводят к снижению дебитов нефти, росту обводненности продукции и уменьшению нефтеотдачи пластов на поздней стадии эксплуатации месторождений?
4. Какие методы контроля за разработкой можно отнести к прямым методам?
5. Что такое «скин-фактор» и каким способом он определяется?
6. Какие процессы в призабойной зоне пласта (ПЗП) являются причиной «скин-эффекта»?
7. Какие геофизические методы применяются для контроля за разработкой в эксплуатационном фонде скважин?
8. Какие геофизические методы применяются для контроля за разработкой путем доставки приборов по межтрубному пространству?
9. Каким образом осуществляется контроль за разработкой геофизическими методами в боковых и горизонтальных стволах скважин?
10. Какие геофизические методы применяются для оценки текущей нефтенасыщенности продуктивных коллекторов?
11. Какие геофизические методы применяются для оценки положения ВНК в продуктивных коллекторах?
12. Какой смысл вкладывается в понятие «техническое состояние» скважин?
13. Какими показателями характеризуется техническое состояние обсаженных скважин?
14. Какая существует классификация геофизических методов по способу регистрации физических полей в обсаженных скважинах?
15. Какая существует классификация геофизических методов в зависимости от их чувствительности и разрешающей способности?
16. Что такое пассивные и активные дефекты техсостояния и какими геофизическими методами они выделяются?
17. Как сформировать оптимальный геофизический комплекс для решения конкретной задачи по контролю технического состояния обсаженных скважин?
18. Какие дефекты техсостояния обсаженных скважин и как определяют с помощью акустического метода контроля?
19. Какие дефекты техсостояния обсаженных скважин и как определяют с помощью радиоактивного (ГГК) метода контроля?
20. Какие дефекты техсостояния обсаженных скважин и как определяют с помощью электромагнитного метода контроля?
21. Какие дефекты техсостояния обсаженных скважин и как определяют с помощью термометрии и шумометрии?
22. Какие преимущества и недостатки у каждого из методов термометрии и шумометрии и как они дополняют друг друга?
23. Что такое акустический видеокаротаж и для каких целей он применятся в обсаженных скважинах?
24. Какие способы геофизического контроля состояния межскважинного пространства вам известны?
25. Для каких целей применятся метод вертикального электрического зондирования (ВЭЗ)?
26. Для каких целей применятся метод вертикального сейсмического профилирования (ВСП)?
27. Что такое сейсмо-томография (СТМ) и для каких целей она применяется на нефтегазовых месторождениях?
28. Технология и виды ремонтно-изоляционных работ в обсаженных скважинах выполняемых на основе геофизических методов контроля их техсостояния.
29. Технология ликвидации мест негерметичности обсадных колонн.
30. Технология ликвидации каналов в цементном кольце, расположенном в затрубном пространстве обсаженных скважин.
31. Технология ликвидации заколонных межпластовых перетоков вблизи интервалов перфорации.
32. Технология ликвидации водопритоков в открытом стволе эксплуатационных скважин.
33. Что такое технология компьютерного моделирования разработки нефтяного месторождения?
34. Какие свойства нефтяной залежи отражает карта изогипс?
35. Какие свойства нефтяной залежи отражает карта изопахит?
36. Какой режим разработки нефтяной залежи отражает карта изобар?
37. Какие сведения о технологии разработки залежи можно получить из карты текущей и накопленной добычи нефти?
38. Какие сведения о технологии разработки можно получить из карт текущих и накопленных закачек воды?
39. Какие сведения о состоянии нефтяного коллектора можно получить из карт распределения в нем пористости (Кп), нефтенасыщенности (Кн) и проницаемости (Кпр)?
40. Что такое коэффициент извлечения нефти (КИН) и как он определяется по данным о начальных и остаточных запасах нефти?
41. Что такое водонефтяной фактор и как можно оценивать с его помощью эффективность технологии разработки месторождения?
42. Что такое коэффициент промывки и как с его помощью можно определить на какой стадии разработки находится данное месторождение?
43. Что такое коэффициент полезного использования воды и как с его помощью можно оценить эффективность применяемой технологии ППД?
44. Что такое методы увеличения нефтеотдачи (МУН) и какие существуют их разновидности по глубине воздействия на продуктивный объект?
45. Как классифицируются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) по виду воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП)?
46. Что такое термоимплозионное воздействие на ПЗП, где оно применяется и в чем его сущность?
47. Что такое соляно-кислотное и нефтекислотное воздействие на ПЗП и в чем их отличие и сходство?
48. Что такое виброакустическое воздействие и какое оборудование при этом применяется?
49. Что такое вибросейсмическое воздействие и какое оборудование при этом применятся?
50. Способ повышения продуктивности путем зарезки боковых и горизонтальных стволов.
51. Способ повышения продуктивности путем применения технологии гидроразрыва пласта (ГРП).
52. Какие существуют геофизические методы контроля эффективности ГРП?
53. Методы и приемы анализа технологической и экономической эффективности различных МУН с учетом геолого-физических условий их применения.
54. Что такое «интегрирование технологии» при решении задачи восстановления старого фонда скважин?
55. Как осуществляется информационный контроль и сопровождение технологических процессов при нефтедобыче?
56. Как нужно понимать выражение «научная поддержка» технологических процессов и как она осуществляется на практике?
57. Какими негативными явлениями сопровождается процесс эксплуатации нефтяных и газовых месторождений на поздней стадии их разработки?
58. Что такое «мониторинг» разработки нефтяных месторождений, как он осуществляется на основе современных информационно-измерительных и телекоммуникационных систем?
59. Что такое «интеллектуальные скважины» и как они решают проблемы управления разработкой нефтегазовых месторождений?
60. Приведите пример применения «интегрированных технологий» на основе «информационного контроля» и «научной поддержки» при решении задачи повышения нефтеотдачи эксплуатационных скважин в случае их резкого обводнения сопровождаемого падением добычи нефти.