Исследование фонтанных скважин

Нефтяная промышленность: Исследование фонтанных скважины

Задачей исследования фонтанной скважины является установление оптимального режима ее работы, т.е. режима, позволяющего получать большее количество нефти при минимальных затратах на добычу. При этом получают зависимости дебитов нефти, от депрессии, определяют коэффициент продуктивности.

Индикаторная диаграмма - графическая зависимость дебита скважины от депрессии на пласт путем исследования скважины методом пробных откачек. Строится она по данным, полученным при работе скважины не менее чем на трех режимах одновременным замером забойного давления (или уровня) и дебита. При этом могут быть получены две формы индикаторных диаграмм - прямая и кривая. По графику может быть определено значение коэфициента продуктивности, как отношение отрезков

1-Однофазное течение жидкости

2-двухфазное течение жидкости

Рисунок - Виды индикаторных линий

Замер давлений на устье рекомендуется производить образцовыми манометрами, в скважине - глубинными манометрами, дебит - на групповой установке одновременно с замером уровней. Содержание воды определяется путем анализа пробы на аппарате Дина-Старка. Содержание песка определяется путем отстоя пробы не менее одного часа при температуре 20° С в мензурке Лысенко.

Очень важной частью работы является отбор представительной пробы из скважин, т.е. пробы, в которой содержание всех исследуемых компонентов - воды, песка и других наиболее полно соответствует их истинному содержанию в продукции скважины. Для этой цели рабочие манифольды должны быть оборудованы специальными проботборниками.

Вместо прямого замера забойных давлений глубинным манометром в промысловой практике часто прибегают к замеру динамических уровней эхолотами и волномерами на различных режимах с последующим пересчетом полученных данных в давления.

almetneftprom.blogspot.com

Исследование фонтанных скважин и установление технологического режима их работы

Для установления технологического режима работы фонтанных скважин периодически проводят их исследования по методу установившихся пробных откачек и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважин. Изменение режимов (дебитов) работы скважин проводят с помощью смены штуцеров (диаметров отверстий в штуцере).

Метод пробных откачек применяется для определения продуктивности скважин и установления технологического режима ее работы. По кривой восстановления забойного давления определяют параметры пласта. В скважинах, вскрывших впервые продуктивные пласты, отбирают глубинные пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, вязкость нефти и т.д.)

Широкое применение при исследованиях фонтанных скважин получил метод пробных откачек с целью построения индикаторных линий зависимости дебита нефти от перепада давления, определения коэффициента продуктивности, газового фактора, содержания воды и механических примесей в нефти (жидкости) при различных режимах работы скважин. Метод пробных откачек выполняется следующим образом. При определенном установившемся режиме работы скважины замеряют забойное давление и дебит скважины. Замеряют одновременно по расходомеру, установленному на ГЗУ, количество выделившегося из нефти газа. Замеряют с помощью манометров буферное и затрубное давление. Затем изменяют диаметр отверстия в штуцере на больший или меньший, устанавливают новый режим работы скважины. На этом новом режиме скважина должна проработать в пределах суток, и на данном новом штуцере замеряют забойное давление и дебит скважины. Новый режим считается установившимся, если при неоднократных (три-четыре) замерах дебиты жидкости и газа отличаются друг от друга не более чем на 10%. При этом методе необходимо снять пять-шесть точек кривой зависимости дебита от забойного давления. Одновременно с замерами забойных давлений и дебитов скважин при каждом установившемся режиме работы скважины определяют газовый фактор, содержание воды в нефти и наличие песка и механических примесей. По полученным результатам строят индикаторную кривую и определяют коэффициент продуктивности для выполнения при необходимости технических расчетов в процессе эксплуатации скважины. Определяют также зависимость между диаметром отверстия в штуцере и дебитами нефти, воды и газа, а при наличии - и содержание песка в продукции скважины. По полученным данным

устанавливают оптимальный режим работы скважины. При этом необходимо, чтобы скважина работала с хорошим дебитом при наименьшем газовом факторе, добывать меньше воды и механических примесей, без больших пульсаций. Если соблюдать отмеченные условия, обеспечивается наиболее рациональное расходование пластовой энергии и более длительное фонтанирование скважин. Технологический режим работы фонтанной скважины устанавливается на месяц, и изменяют его по результатам уточнения данных о состоянии разработки залежи. Замер забойных и пластовых давлений в фонтанных скважинах осуществляют с помощью глубинных манометров, спускаемых в скважину на стальной скребковой проволоке d = 1,8 мм с помощью механизированных лебедок, монтируемых на автомобиле.

Отбор глубинных проб жидкости осуществляют с помощью глубинных пробоотборников, спускаемых так же, как и глубинные манометры.

Для спуска глубинных манометров, пробоотборников, термометров и т.д. на устье скважины устанавливается лубрикатор с сальником и роликом. Сальник в верхней части лубрикатора служит для герметизации отверстия, через которое проходит стальная проволока (см. рис. 70).

Для проведения глубинных измерений механизированную лебедку устанавливают в 15-30 м от устья скважины.

Вначале на скребковой проволоке в лифт НКТ спускают шаблон, а после этого спускают прибор. Это является обязательным условием, если добывается парафинистая нефть.

На высокодебитных скважинах с высоким газовым фактором (200 и более м³/т) к прибору присоединяют утяжелитель массой 6-8 кг в виде металлической штанги.

Для недопущения обрыва скребковой проволоки глубина спуска прибора не должна превышать длины колонны НКТ. С этой целью у башмака колонны устанавливают ограничитель п виде поперечной шпильки. При спуске прибора в скважину барабан лебедки притормаживают с целью недопущения образования «жучков» на проволоке из-за сильных рывков. Поднимают прибор из скважины со скоростью 1,5-2,0 м/с, а последние 30-40 м

поднимают на первой скорости или вручную. Давление и температуру на забое и по стволу скважины измеряют глубинными манометрами и термометрами.

На промыслах в основном применяют максимальные глубинные манометры и глубинные манометры с непрерывной записью показаний.

Дебит скважин замеряют на групповых замерных установках. Для отбора проб нефти на выкидной линии у устья скважины устанавливается краник, через который отбирается проба нефти и затем в промысловой лаборатории определяется процентное содержание воды в нефти.

cyberpedia.su

Исследование - фонтанная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Исследование - фонтанная скважина

Cтраница 1

Исследование фонтанных скважин необходимо для установления правильного режима эксплуатации. Исследования проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Метод пробных откачек применяют при исследовании для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима ее работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления - для определения параметров пласта. [1]

Исследование фонтанных скважин - производится с целью получения индикаторной кривой, а также установления зависимостей между диаметром штуцера, дебитом скважины и газовым фактором. Темп отбора жидкости из скважины изменяется сменой диаметра штуцера, забойное давление замеряется глубинным манометром. В скважинах, обводняющихся и выносящих песок, осуществляются дополнительно тщательные наблюдения за изменением процента воды и песка при различном диаметре штуцера. [2]

Исследование фонтанной скважины методом пробных откачек выполняют следующим образом. По расходомеру, установленному на газопроводе, отводящем газ из замерного трапа, определяют количество выделившегося из скважины газа. [3]

Исследование фонтанных скважин производят методом пробных откачек. [4]

Для исследования фонтанной скважины применены манометрический глубинный термометр ТГГ-1 и глубинный поршневой манометр МГП-3 с непрерывной записью изменения температуры г давления во времени. [6]

Задачей исследования фонтанной скважины является установление оптимального режима ее работы, т.е. режима, позволяющего получать возможно большее количество нефти при минимальных затратах на добычу. При этом устанавливают зависимость дебитов нефти, газа и воды от депрессии, определяют коэффициенты продуктивности, рассчитывают соотношение выноса воды и песка в зависимости от диаметра штуцера ( дебита) и устанавливают их приемлемое значение. [10]

При исследовании фонтанных скважин строят регулировочные зависимости параметров работы скважины от размеров штуцеров. Если в результате исследований установлено, что забойное давление не должно быть ниже давления насыщения ( например рн12 ОМПа) и содержание механических примесей должно быть менее 0 52, а дебит скважины - 50 т / сут при газовом факторе 60 м3 / т, то, согласно регулировочным кривым, необходимо. [11]

При исследовании фонтанных скважин причинами аварий могут служить неудовлетворительная организация рабочего места, плохая подготовка скважин к замерам пластового давления, плохое обеспечение инструментами и приспособлениями. [12]

При исследовании фонтанных скважин методом установившихся отборов режим эксплуатации изменяют путем смены штуцера, а при исследовании компрессорных скважин -

www.ngpedia.ru

Исследование фонтанных скважин и установление режима их работы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 15 мм и больше. Могут применяться быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки.

Фонтанные скважины можно исследовать многими способами. Исследование при установившихся режимах имеет свои особенности. Режим работы скважины изменяют сменной штуцера на другой диаметр, т.е. изменением устьевого давления. После смены штуцера скважину выдерживают некоторое время для стабилизации режима, затем производят замер забойного, затрубного и устьевого давлений дебитов жидкости и газа. Отбирают пробы продукции для определения доли воды и песка.

Дебит жидкости замеряют на групповых замерных установках.

Забойное давление измеряют глубинными манометрами; устьевое и затрубное давление замеряют манометрами установленными на фонтанной арматуре.

По данным исследования строят индикаторные линии и регулировочные кривые, т.е. зависимость параметров работы от диаметра штуцера.

Используются эти графики для определения параметров пласта и скважины.

Установить технологический режим – это значит выбрать такие параметры работы подъёмника, которые обеспечивают получение заданного дебита, при соответственном забойном давлении согласно уравнению притока.

Заданный дебит называется нормой отбора, под которым понимают max дебит скважины допустимый условием рациональной эксплуатации залежи и обеспечивающий продуктивной характеристикой скважины.

При установившемся оптимальном режиме все скважины делятся на 2-е группы:

с ограниченным отбором;

с неограниченным отбором.

Дебит скважины ограничен геолого-технологическими и техническими факторами.

Кпервым можно отнести степень устойчивости пород, наличие подошвенных воды и верхнего газа необходимость ограниченного объёма добывающей воды и сокращение среднего газового фактора.

Необходимо обеспечить равномерное стягивание ВНК.

Ктехническим факторам относится возможность снятия обсадных колон при значительном снижении забойного давления.

Ограниченная мощность эксплуатации оборудования.

При фонтанной эксплуатации дополнительно учитываются следующие критерии:

минимальное забойное давление фонтанирования;

минимальный газовый фактор;

недопущение пульсации в работе.

Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин

Наиболее часто встречаются следующие виды осложнений:

Открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры;

Образование АСПО на стенках НКТ и в выкидных линиях;

Пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины;

Отложение солей на забое и внутри НКТ.

Открытое фонтанирование в процессе эксплуатации скважины может произойти вследствие нарушения оборудования устья, в частности, фонтанной арматуры. Неплотность соединений или

studfile.net

Эксплуатация фонтанных скважин. — Студопедия

Способ эксплуатации, при котором подъём жидкости на поверхность только за счёт пластовой энергии, получил название фонтанного. Количество добываемой из скважин жидкости или газа за определённый промежуток времени называется дебитом жидкости или газа. В промысловой практике дебит принято измерять за сутки. Условия фонтанирования скважин зависят от энергии газожидкостной смеси, расходуемой на подъём 1 т жидкости, средней скорости движения смеси и процентного содержания воды в добываемой жидкости. В целях наиболее полного использования энергии отбор жидкости из скважины ограничивается.

В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследования продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта. Приборы спускаются через специальное герметизирующее устройство – лубрикатор, устанавливаемый на буферной задвижке фонтанной арматуры. Установленный лубрикатор опресовывается, после чего при помощи лебёдки, смонтированной на специальной машине, в скважину спускают прибор. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и длительного фонтанирования скважины дебит её регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцера. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях фонтанной арматуры, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями обвязки.

Конструкции штуцеров различны: втулочные, быстросъёмные, регулируемые. В процессе эксплуатации фонтанных скважин оператор по добыче нефти контролирует давление на буфер, в затрубном пространстве, наблюдает за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, выкидных линий и при необходимости проводит их текущий и мелкий ремонт. Данные о систематическом контроле за режимом эксплуатации скважины, ремонте, изменениях режима фиксируются в специальных журналах и рапортах. По этим данным устанавливают оптимальный режим эксплуатации скважины.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин.

Выбор способов эксплуатации скважин составляет одну из важнейших задач комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений, тесно взаимосвязанную с другими элементами проекта и существенно влияющую на них и все показатели добычи нефти. Этот принцип заложен в основу всех современных методик составления технологических схем и проектов разработки, хотя он нередко выполняется не в полной мере.

Важной частью планирования является разработка различных геолого-технических мероприятий по улучшению технологического процесса добычи нефти по отдельным скважинам и но пласту в целом, а также выбор опгимального способа эксплуатации скважин. Для пластов с режимом растворенного газа ( и режимом газовой шапки) и для истощенных пластов, эксплуатируемых при помощи вторичных методов добычи нефти, планирование обычно производится с применением коэффициента падения ( изменения) дебита. В этом случае коэффициент падения вычисляют по данным фактической эксплуатации за прошедшее время методами математической статистики с учетом мероприятий, предусматривающих дальнейшее улучшение технологии добычи нефти и организации производства на промысле.

Следует отметить, что условия решения задачи установления оптимальных режимов эксплуатации скважин различны для новых месторождений, вводимых в разработку, и месторождений со сложившейся системой разработки. При составлении проектов разработки имеются более широкие возможности для выбора способов эксплуатации скважин, соответствующего оборудования и режимов их эксплуатации. В условиях же сложившейся системы разработки пределы изменения режимов работы скважин значительно ограничены, главным образом вследствие недостаточной производительности уже установленного оборудования.

Гидропескоструйная перфорация скважин.

Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном кольце и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины

Для гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных скважинах — воду. В качестве абразивного материала используют отсортированный кварцевый песок фракции 0,5 — 0,8 мм. Концентрация песка в жидкости должна составлять 50—100 г/дм3. Скорость прокачки смеси жидкости с песком составляет 3,0 — 4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из насадки струи жидкости будет равна 200 — 260 м/с, а перепад давления в насадках — 18 — 22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15 — 20 мин. После перфорации нижнего интервала перфоратор устанавливают в следующем верхнем. В новых интервалах установки перфоратора операция повторяется при том же режиме проведения процесса.

При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и т. д. Подземное оборудование состоит из гидроперфоратора, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах.

studopedia.ru

Обслуживание фонтанных скважин. — Студопедия

В процессе обслуживания фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит в соответствии с установленным режимом, производить проверку действия, осмотр, профилактический, а в необходимых случаях п текущий ремонт оборудования и средств автоматики, установленных на скважине.

Текущий контроль за работой скважины осуществляется по величине дебита, а также наблюдением за величиной буферного и затрубного давления. Обычно дебит замеряют один или два раза в неделю по специальному графику (на многих промыслах эта работа выполняется под руководством геологической службы промысла замерщиками дебитов), но во многих случаях, когда возникает сомнение в соответствии дебита скважины установленному режиму, оператор должен делать контрольные замеры большей или меньшей продолжительности. Основанием для выполнения внеочередного контрольного замера дебита может быть изменение буферного или затрубного давления, всякое нарушение характера работы скважины или замена штуцера.

По графику, утвержденному мастером по добыче или начальником участка, оператор производит проверку штуцеров. На промыслах, где добывается нефть с песком, эта операция выполняется с целью проверки степени износа штуцера под действием песка, а на промыслах, где добывается парафинистая нефть, проверкой определяется (ориентировочно) количество отложений парафина около штуцера. В случае необходимости оператор должен самостоятельно принимать необходимые меры по исправлению работы скважины и сообщать об обнаруженных неисправностях мастеру или диспетчеру.

В скважинах, дающих парафинистую нефть, через каждые два-три дня фонтанная струя переводится с одной выкидной линии на другую, что способствует более равномерному отложению парафина в каждой из них в период между очередными обработками обвязки скважины паром. Сокращение дебита скважины вследствие увеличения сопротивления потоку и выкидных линиях при регулярном выполнении этой операции становится менее заметным.

Все работы, выполняемые оператором с целью проверки и сохранения установленного отбора нефти из скважины, так же как и результаты измерений дебита, буферного и затрубного давления должны фиксироваться в вахтовом журнале в конце рабочего дня.

Помимо общего наблюдения за работой скважины и обеспечения заданного режима ее фонтанирования, оператор во время ежедневного обхода скважин обязан проводить следующие работы, связанные с обслуживанием и ремонтом наземного оборудования:

1) устранять утечки и пропуски нефти и газа во фланцевых соединениях, сальниковых уплотнениях фонтанной арматуры и выкидных трубопроводов; своевременно заменять изношенные и поврежденные прокладки;

2) устранять мелкие неисправности фонтанной арматуры и прискважинного оборудования для сепарации, сбора и откачки нефти;

3) проверять действие и выполнять регулировку механизмов автоматической депарафинизационной установки, а также осматривать отдельные ее узлы и производить мелкий ремонт;

4) проверять действие отсекающих автоматических устройств, которыми оборудована скважина, путем создания аварийного положения (переполнения) индивидуальной или групповой емкости для сбора нефти;

5) очищать прискважинную территорию от следов нефти, от парафина, мусора, а также от поросли травы и кустарника.

studopedia.ru

ИССЛЕДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ

На начальных этапах разработки фонтанные высокопродуктивные скважины определяют возможности нефтегазодобывающего предприятия. Исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочее. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера. Признаками установившегося режима скважин являются постоянство основных параметров работы скважины – дебит, давление устьевое и затрубное. Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы. На устье скважины производят замер дебита, обводненности продукции, содержание песка и твердых частиц в продукции скважины, газовый фактор, устьевое и затрубное давление, отмечают характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера. Результаты служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

– недопущение забойного давления ниже давления насыщения или некоторой его доли Р_С> 0,75Р_НАС;

– установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенной величины;

– установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

– установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

– недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;

– недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;

– недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтега-зосбора;

– недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

– установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков.

О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр. Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.

Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 1890;