Технический режим работы скважины
Режим работы нефтяных добывающих скважин.
Под технологическим режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показатели ее эксплуатации, а также обеспечивающие эти показатели технологические характеристики скважинного оборудования по подъему жидкости и параметры работы этого оборудования.
Режим работы добывающих скважин по каждому объекту разработки устанавливает промыслово-геологическая служба нефтедобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое давления, обводненность, газовый фактор, определяется способ эксплуатации скважины.
Различают технические и технологические нормы.
Установление технологического режима работы скважин -оптимизационная задача, предусматривающая распределение проектной добычи нефти по объекту между добывающими скважинами и пластами объекта, обеспечивающее рациональное выполнение показателей разработки. Главное при установлении технологического режима работы скважин — обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины.
Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он требует ограничения по сравнению с технологической нормой.
Одна из причин ограничения дебита — в недостаточной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости, не соответствующего продуктивности скважины. Ограничение норм отбора может быть вызвано требованиями безаварийной эксплуатации скважин. В частности, недопустимо снижение забойного давлении до критического, при котором может произойти слом (смятие) колонны или нарушение целостности цементирования. При слабой сцементированности коллекторов продуктивного пласта дебит ограничивают с целью предотвращения выноса песка и пробкообразования в скважине в результате разрушения и выноса породы. В изотропных пластах в водонефтяной и подгазовой зонах ограничение дебита вызывается необходимостью не допустить образования конусов воды или газа.
Под технологической нормой отбора понимают максимально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, но зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объекту в целом, принципа регулирования. закономерностей обводнения скважин, состояния пластового давления и т. п.
Технологический режим должен устанавливаться таким образом, чтобы проектный уровень добычи по объекту был оптимально распределен между действующими на этот период добывающими скважинами и сумма норм отбора по ним соответствовала этому уровню.
В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливают нормы отбора жидкости, которые определяют с учетом оптимизации динамики обводнения продукции по объекту разработки. Решение этой задачи требует учета многих геолого-физических (особенности строения объекта, соотношение вязкостей нефти и воды и др.) и технологических (метод воздействия, стадия разработки и др.) факторов. При этом необходимо выделять главные факторы, оказывающие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.
Установление режимов работы нагнетательных скважин. В условиях существенного различия в фильтрационных свойствах пластов закачка воды в каждый из них в объемах, соответствующих заданным объемам отбора жидкости из участков, прилегающих к нагнетательным скважинам,— основной способ регулирования разработки.
Объемы закачки воды по скважинам в целом и в скважинах по пластам устанавливают один раз в квартал и оформляются промыслово-геологической службой в виде документа — технологического режима работы нагнетательных скважин. В этом документе устанавливают нормы суточной закачки агента, давление нагнетания, необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм.
При установлении норм закачки необходимо исходить из того, что объем закачки воды должен компенсировать объем отбираемой жидкости (нефти и воды). При правильно организованном учете объемов закачки и отбора жидкости показатели компенсации должны находиться в полном соответствии с текущим пластовым давлением и характером его изменения.
При больших размерах залежи и значительной неоднородности объекта разработки с целью обеспечения наиболее полного охвата пласта воздействием по площади нормы закачки воды следует устанавливать сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках с различной геологофизической характеристикой пласта, и только после этого в пределах каждого участка определять норму закачки по каждой скважине. При этом сумма норм закачки скважин на участке должна быть равна норме, установленной для данного участка.
Выделение участков производится на основе детального изучения строения пластов, характера их неоднородности, взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин.
Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между отдельными пластами. Для обеспечения этих норм необходимо учитывать объем воды, поступающей в каждый пласт, путем регулярного исследования нагнетательных скважин глубинными расходомерами.
Установление технологического режима работы газовых скважин. Объемы текущего отбора газа из газоносного пласта или объекта в целом устанавливаются проектным документом на разработку месторождения. Этот объем добычи газа распределяется между отдельными скважинами. Нормы отбора по добывающим газовым скважинам устанавливаются в технологическом режиме работы скважин, при этом сумма норм отбора по действующим скважинам должна быть равна норме отбора, установленной проектным документом для объекта в целом.
Технологические режимы работы добывающих газовых скважин составляют ежеквартально на основании данных текущей эксплуатации залежи, состояния ее разработки и результатов исследования скважин. В технологическом режиме устанавливаются дебиты скважин, забойное давление (рабочая депрессия), давление и температура на буфере и затрубном пространстве, количество жидких компонентов (конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологического режима работы отдельных скважин учитывают различные технологические и технические ограничения. К таким ограничениям относятся недопустимость разрушения призабойной зоны пласта, образования конусов и языков обводнения и др.
В зависимости от конкретных условий действующих в данный период ограничений в скважинах могут устанавливаться следующие режимы: постоянного градиента давления; постоянной депрессии; постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта; постоянного давления на устье (головке) скважины; постоянного дебита.
Для скважин, эксплуатирующих пласты, сложенные неустойчивыми по-родами, для предотвращения разрушения призабойной зоны и выноса песка, приводящего к разъеданию подземного и наземного оборудования и образованию песчаных пробок, в технологическом режиме предусматривается постоянный градиент давления против фильтра эксплуатационной колонны. Максимальный градиент давления, при котором не происходит разрушения призабойной зоны, определяется опытным путем в процессе исследования каждой скважины на разных режимах (штуцерах).
В случае возможного образования конусов и языков обводнения в скважинах, расположенных в газоводяной зоне, расчетным или опытным путем устанавливают максимально допустимые депрессии, из которых и исходят при установлении режима работы скважины в данных условиях.
Во всех случаях при установлении технологических режимов работы газовых скважин оптимальные дебиты и забойные давления можно определять как с помощью гидродинамических расчетов или электромоделировання процесса разработки, так и на основании опытной подборки, путем опробования работы скважин на разных штуцерах.
В газовых скважинах, работающих при низких пластовых давлениях, возможно гидратообразованне в призабойной зоне пласта. Его предотвращают установлением соответствующей депрессии на пласт, определяемой расчетным путем.
В определенных условиях при установлении технологического режима работы газовых скважин исходят из необходимости поддерживать заданное давление на устье скважины или иметь в какой-то период заданный постоян-ный дебит скважины.
Дата добавления: 2018-05-25; просмотров: 2377;
Похожие статьи:
poznayka.org
6.3. Технологический режим работы добывающих скважин "ПРАВИЛА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ" (утв. Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.84 N 44 п. IV)
действует Редакция от 15.10.1984 Подробная информация| Наименование документ | "ПРАВИЛА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ" (утв. Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.84 N 44 п. IV) |
| Вид документа | правила |
| Принявший орган | миннефтепром ссср |
| Номер документа | 44 |
| Дата принятия | 01.01.1970 |
| Дата редакции | 15.10.1984 |
| Дата регистрации в Минюсте | 01.01.1970 |
| Статус | действует |
| Публикация |
|
| Навигатор | Примечания |
6.3. Технологический режим работы добывающих скважин
6.3.1. Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условий надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:
а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;
б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;
в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).
6.3.2. Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.
6.3.3. Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.
6.3.4. Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий. В порядке надзора контроль осуществляют вышестоящие организации и органы Госгортехнадзора СССР.
6.3.5. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т.д.).
Пуск новых, необорудованных для индивидуального замера дебита и исследования скважин в эксплуатацию не разрешается.
6.3.6. Материалы по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:
а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;
б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.
zakonbase.ru
Технологический режим - работа - скважина
Технологический режим - работа - скважина
Cтраница 1
Технологический режим работы скважин определяется характером литологии нефтенасыщенного коллектора и параметрами пласта, неф - ти и газа. Если пласт представлен рыхлым ( слабосцементированным) коллектором, те на первом этапе дебиты скважин ограничиваются условиями выноса песка. Поэтому в таких случаях наиболее целесообразно продление эксплуатации скважин с двусторонним напором при безводных и безгазовых дебитах нефти. [1]
Технологический режим работы скважин составляется геолого-технической службой нефтепромысла и утверждается руководством нефтепромыслового управления. Технологический режим утверждается один раз в месяц или один раз в квартал - в зависимости от стадии разработки месторождения. В случае изменения режима работы скважин необходимо установить соответствующие параметры их работы. Периодичность проверки параметров работы скважин при неизменном режиме устанавливается руководством промысла в зависимости от степени их устойчивости. [2]
Технологический режим работы скважин на газовых месторождениях сложного состава в условиях неустойчивости горных пород и проявления аномально высоких пластовых давлений должен обеспечивать заданную добычу природного газа и надежную работу подземного и наземного оборудования. [3]
Технологический режим работы скважины, эксплуатация которой сопровождается выносом песка, определяется из условия максимально возможного ограничения поступления песка из пласта в ствол скважины. Как известно, причина выноса песка - размыв породы при высоких скоростях фильтрации и разрушение скелета пласта под действием механических напряжений, возникающих вследствие образования воронки депрессии вокруг ствола скважины. Поэтому технологический режим работы скважины должен обеспечивать постепенную нагрузку скважины и ее работу с минимальными скоростями фильтрации. На практике это достигается постепенным увеличением дебита до некоторого максимального значения, при котором вынос песка находится в допустимых пределах. [4]
Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти ( газа) и регулированию процесса разработки. 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. [5]
Технологический режим работы скважин на залежи с охлаждаемыми пластами должен исключать возможность образования гидратов пласта, так как циклическое образование и разложение гидратов приведут к разрушению ПЗП. [6]
Технологические режимы работы скважин, устойчивость режима в условиях возможного образования гидратов в призабойной зоне, разрушение этой зоны, деформация пласта, образование конуса подошвенной воды. [7]
Технологический режим работы скважин при наличии в ее продукции коррозионно-активных компонентов устанавливается для заданной постоянной скорости потока. При этом основным вопросом является определение критической скорости потока. Сложность коррозии, связанной с физическим, химическим и термогидродинамическим процессами, не позволяет установить аналитическую связь между интенсивностью коррозии, с одной стороны, и составом движущегося потока, изменением температуры, давления, скорости, с заданной конструкцией и характеристикой металлов, использованных при обустройстве промысла - с другой стороны. Поэтому критическая скорость потока в настоящее время устанавливается путем обобщения результатов эксприментальных исследований скорости коррозии образцов металлов, используемых для подземных и наземных сооружений данного месторождения, и промысловых наблюдений в период опытной эксплуатации залежи. [8]
Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и эксплуатации месторождения, путем изучения его геологического строения, проведения газогидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата. [9]
Технологический режим работы скважин, вскрывших многопластовые залежи, прежде всего зависит от наличия или отсутствия гидродинамической связи между пластами, вскрытыми единым фильтром. [10]
Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки. [11]
Технологический режим работы скважин определяется характером литологии нефтенасыщенного коллектора и параметрами пласта, нефти и газа. Если пласт представлен рыхлым ( слабосцементированным) коллектором, то на первом этапе дебиты скважин ограничиваются условиями выноса песка. Поэтому в таких случаях наиболее целесообразно продлить эксплуатацию скважин при безводных и безгазовых дебитах нефти. [12]
Технологический режим работы скважины с постоянным дебитом обычно устанавливается в начальный период разработки месторождения и в основном для пластов, характеризующихся устойчивыми породами. [13]
Технологический режим работы скважин ( Окр const) соответствует максимальному энергосберегающему дебиту скважин, обеспечивающему минимальные потери пластовой энергии. [14]
Технологический режим работы скважин ПХГ Б зависимости от режимов потребления газа при различных пластовых давлениях устанавливают на основе результатов группового исследования всех скважин, работающих на один сборный пункт. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Добыча нефти и газа
7.3.1. Под установленным технологическим режимом работы скважины понимается совокупность основных параметров ее работы, которая обеспечивает получение в планируемом периоде отборов нефти, конденсата, жидкости и газа, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных проектным документом и нормами отборов. Технологический режим работы скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:
- пластовым, забойным и устьевыми давлениями;
- дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;
- типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами и временем его работы.
7.3.2. Технологические режимы работы скважин определяются недропользователем исходя из утвержденных норм отбора углеводородов. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению их выполнения. Технологические режимы работы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки объекта и утверждаются руководством организации-недропользователя.
7.3.3. Ответственность за соблюдение установленных режимов несет недропользователь.
7.3.4. Контроль за соблюдением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется территориальными органами государственного горного надзора.
7.3.5. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливается контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, устьевых давлений, расхода рабочих агентов, подаваемых в скважину, эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов.
Эксплуатация скважин, не оборудованных для вышеуказанных индивидуальных замеров и исследований, не допускается.
oilloot.ru
Технологический режим работы скважин на ГК месторождении
Brewerу
Можно составить «дорожную карту» по расчету режимов.
1. Начать с создания Excel, в котором расчет режима будет происходить по данным ГДИ, используя устьевую зависимость от добычи. Давление статики аппроксимировать по последним 2-3 замерам.
2. Изучить VBA и автоматизировать максимальное количество операций.
3. Добавить считывание различной информации из баз данных: данные исследований и телеметрии.
4. При необходимости заменить расчет лифта с аппроксимации на корреляцию течения (посмотри в личку) или формулы из учебника для операторов по добыче (Алиев и Зотов) за что собственно топит Leito2008.
5. Добавить Tank модель (P/z) для расчета пластового давления.
6. Расчет добычи газа сепарации, СК, НК по ГКИ и данным закрытия. Прогноз содержания С5+.
7. Реализовать ряд алгоритмов поиска режима работы установки, подбора штуцеров и т.п.
Дальше совершенствовать Excel без стороннего программного обеспечения смысла не имеет.
Если удастся заполучить симулятор для расчета трубопроводов, например PipeSIM, то можно через VBA связать Excel c симулятором и проводить расчеты режима в нем с дальнейшим считыванием результатов моделирования и оформлением отчетного документа.
Если будет приобретён гидродинамический симулятор, то при наличии адекватной модели пласта и сети сбора (нетворки Eclipse или полноценный расчет сети в tNavigator), можно все просчитать в симуляторе и грузить в свой Excel только результаты моделирования.
Еще есть решения: ResVIEW и METTE от Roxar, OFM от Schlumberger. В них при должном усердии и приобретении дополнительного программного обеспечения тоже можно считать режимы. А так при большом желании и наличии ресурсов тех режим можно и в OLGA запилить.
Выбор ПО будет зависеть от сложности вашего месторождения и выделяемых на решение задачи ресурсов. Также, по моему мнению, расчет режима работы скважин должен быть сопровожден расчетом сети сбора, а в некоторых случаях еще расчётом межпромысловых коллекторов.
www.petroleumengineers.ru
Технологический режим работы нефтяной скважины. Показатели режима
I-разбуривание, II-стабилизации, III-падения, IV-стагнации — стадии разработки
Технологический режим работы скважины, содержит такие показатели, как: Пласт. № скв., Н эфф., тип насоса, размер, глубина спуска насоса, параметры насоса (L,n,Qтеор.,Кпод), Рбуф., Рлин., доп.оборудование (сепаратор…), D штуцера, Qж, % воды, удельн. вес(ρ), Qн, Рзаб., Ндин., Рзат., Рпл., Нстат., депрессия, Кпродуктивности, добыча в месяц, период. режим. Кпрод показывает сколько мы получим жидкости из скважины в м3 при депрессии в 1 МПа.
Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи. Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов). Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.
students-library.com
