Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором



При разработке месторождений нефти и газа обязателен вы­сокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводнен­ностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважи­нам), приемистостью нагнетательных скважин.

Дебит скважины по жидкости (безводной — по нефти, обводненной — по нефти и воде) измеряется в т/сут с по­мощью автоматизированных групповых установок типа "Спутник". Пользование такими установками позволяет уста­навливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате опреде­ляют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости.

При недостаточно надежной работе системы "Спутник" обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с по­мощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа "Агат-1", а при исполь­зовании индивидуальной замерной установки — турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссель­ным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа.

Промысловый газовый фактор (в м3/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательнои скважины (в м3/сут) из­меряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует произво­дить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют инди­видуально.

Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкции, часто называ­емых дифманометрами, — поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто используют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагменного измерителя (ДИКТ).

При разработке многопластовых эксплуатационных объ­ектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетатель­ных скважинах эту задачу решают, главным образом приме­няя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренны­ми показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпретации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена пери­одичность их замеров таким образом, чтобы количество оп­ределений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).

Учет показателей работы скважин. Документация.Каж­дая скважина представляет собой дорогостоящее сооружение, поэтому полноценное использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов пер­форации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выпол­нением ремонтно-изоляционных работ, установлением режи­ма отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен пере­вод ее на другой горизонт и т.д.

Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины си­стематически отражаются в документах. Эти документы:

· эксплуатационная карточка (карточка добывающей сква­жины);

· карточка нагнетательной скважины;

· карточка по исследованию скважины;

· паспорт скважины.

В эксплуатационной карточкеотмечаются ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде, газовый фактор, часы работы и простоя скважины, причины про­стоя, изменения способа эксплуатации, характеристики обо­рудования или режима его работы. За каждый месяц подво­дятся итоги: фиксируются добыча нефти, добыча воды, об­водненность месячной продукции, число часов работы и простоя, среднесуточные дебиты скважины по жидкости и неф­ти, значения среднего газового фактора.

В карточке нагнетательной скважинызаписывают еже­дневно приемистость скважины, давление нагнетания воды (или другого агента), число часов работы и простоя, причины простоя. Фиксируют показатели работы скважины за месяц: количество закачанной воды, число часов работы и простоя, среднесуточную приемистость, среднее давление на устье скважины.

В карточку по исследованию скважинывносят: дату и вид исследования (замеров), данные о режиме работы сква­жины и внутрискважинного оборудования в период исследо­вания, глубину и продолжительность замера, тип прибора, результаты проведенных замеров.

Паспорт скважины— основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:

ü общие сведения (назначение скважины, ее местоположе­ние (координаты), альтитуда устья, даты начала и окончания бурения, способ бурения, глубина забоя, целевой горизонт, дата ввода в эксплуатацию);

ü геолого-технический разрез скважины (литолого-стратиграфическая колонка, основные кривые геофизического комплекса исследований скважины, схема ее конструкции, характеристика кривизны);

ü характеристику продуктивных пластов и фильтра (глубина кровли и подошвы пластов, интервалы перфорации, характе­ристика открытого забоя или тип перфорации и ее плот­ность);

ü результаты освоения скважины (вскрытый пласт, начало освоения, среднесуточные показатели за первые 30 дней ра­боты: способ эксплуатации, дебиты по нефти, газу, жидкос­ти, воде, показатели давления, коэффициент продуктивности);

ü физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта (описание пород, коэффициенты пористости, про­ницаемости, нефтегазоводонасыщенности, неоднородности, положение ВНК (ГНК, ГВК));

ü результаты исследования пластовой и поверхностной неф­ти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержа­ние парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);

ü характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);

ü характеристику способов эксплуатации (способ эксплуата­ции, период его применения, тип и техническая характерис­тика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);

ü аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусст­венного забоя).

Паспорт содержит сводную таблицу работы скважины, месячные и годовые показатели (из карточки скважины), а также суммарные показатели с начала эксплуатации скважи­ны.

Наряду с документацией каждой скважины геолого-промысловая служба обобщает результаты эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки. Для этого составляются следующие документы:

Ø геологический отчет по эксплуатации скважин;

Ø карта текущего состояния разработки;

Ø карта суммарных отборов и закачки по скважинам;

Ø технологический режим работы скважин.

Названные документы используют для обоснования меро­приятий по регулированию разработки.

Геологический отчет по эксплуатации скважинсоставля­ют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добыва­ющим и по нагнетательным скважинам. Скважины группи­руют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.

Карту текущего состояния разработкиобычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план рас­положения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит цент­ром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квар­тала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводнен­ности продукции (1 % обводненности — 3,6°). Для нагляднос­ти части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифферен­циацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциа­цией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.

Карту суммарных отборов и закачки по скважинамсо­ставляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разра­ботки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие до­быче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удель­ных запасов нефти на единицу площади (или на одну сква­жину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оце­нить степень выработанности запасов в разных частях объ­екта.

Технологический режим работы скважинсоставляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулирова­нию процесса разработки (см. главу XVI). В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточ­ные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездей­ствующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.

Геолого-промысловая документация по объектам разра­ботки в целом.Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах — в паспор­те объекта разработки и на графике разработки.

В паспорте объекта разработки приводятся сведения, от­ражающие промыслово-геологическую характеристику экс­плуатационного объекта, проектные и фактические показа­тели разработки.

Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объ­екта:

§ средние параметры объекта до начала разработки;

§ свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности.

Наряду с этим приводятся:

· свойства газа;

· свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелоч­ность, жесткость, содержание анионов и катионов);

· данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлека­емые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата ут­верждения запасов);

· данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффици­ент извлечения нефти).

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному докумен­ту. С принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения; максимальный объем закачки воды или дру­гих агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество ре­зервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и на­гнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения до­бывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов при­водятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча неф­ти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; текущий коэф­фициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки в м3 в переводе на пластовые условия; закачка воды за год в м3 и в процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начала разработки в м3 и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых ус­ловиях; добыча попутного газа за год в м3; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин (в соответствии с главой XI); фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуа­тацию после бурения, — добывающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний дебит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде до­бывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2; 2 — 20; 20 — 50; 50 — 90; более 90 %.

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатаци­онному объекту.

График разработки (рис. 79) составляется для эксплуата­ционного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки. На графи­ке должны быть приведены кривые изменения: добычи неф­ти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого аген­та), закачки воды за год в процентах годового отбора жидко­сти, пластового давления.

 

Рис. 79. График разработки нефтяного эксплуатационного объекта:

добыча нефти; отбор жидкости; В — обводненность продукции; VBобъем закачки воды; — пластовое давление; — фонд дейст­вующих соответственно добывающих и нагнетательных скважин; I, II, III, IV — стадии разработки

В зависимости от решаемой задачи и геолого-промыс­ловых особенностей залежи график разработки может до­полняться кривыми изменения других показателей, приводи­мых в паспорте объекта разработки.

При необходимости сравнения графиков разработки раз­личных объектов годовую добычу нефти и жидкости приво­дят в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс от­кладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным из­влекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Анализ графика разработки и сравнение фактических по­казателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необ­ходимости меры по ее совершенствованию.

Глава XIII

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.