8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Установление оптимального технологического режима работы скважин


Основные принципы установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин

Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом.

С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяют граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.

Принципы выбора оптимального режима. При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные являются результатами геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов. Количество и качество этих исследований не всегда соответствуют нормам и положениям, соблюдение которых но правилам разработки является обязательным. Указанные несоответствия в большинстве случаев закономерны и связаны со спецификой газовых месторождений. В частности, как правило, газовые залежи неоднородны но площади и по разрезу, их емкостные и фильтрационные параметры, запасы определяются неточно, в начальный период разработки отсутствует достаточное число скважин для получения достоверной информации.

На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причем влияние различных факторов может быть как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим может оказатся неправильным.

Для установления наиболее обоснованного технологического режима работы скважин необходимо учесть:

· географические и метеорологические условия района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты, форму, тип, размер и режим залежи; емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубину и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками; запасы газа, конденсата и нефти (при наличии нефтяной оторочки), наличие и активность подошвенной и красных вод;

· условия вскрытия пласта в процессе бурения, свойства промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью; устойчивость пласта к разрушению, влияние изменения давления на параметры пласта, водогазонефтенасыщенность пластов, их давления и температуры; совершенство скважин но степени и характеру вскрытия пласта;

· состав газа, конденсата, нефти (при наличии оторочки) и воды, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов h3S, СО2, ртути и др.; наличие отдельных пропластков и характер их изменения по толщине и по площади, наличие органических кислот в пластовой воде; влагосодержание газа, физико-химические свойства газа, конденсата, воды и нефти и их изменение по площади и по разрезу;

· конструкцию скважин, оборудование забоя и устья скважины; схему сбора, очистки и осушки газа на промысле и условия очистки, осушки и транспортировки газа; характеристики применяемого скважинного и промыслового оборудования;

· условия потребления газа по темпу отбора, неравномерность потребления, теплотворную способность газа.

Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом всех факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. Причем, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, можно отнести следующие:

· деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного разреза;

· наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая сверхпроницаемый пропласток;

· условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учетом близости контактов газнефть или газ-вода;

· возможность образования жидкостных или песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации;

· наличие коррозионно-активных компонентов в составе добываемого газа и пластовой воды, концентрацию этих компонентов, давление, температуру и скорость потока по стволу скважины;

· многопластовость, различие составов газов, давлений и температур отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между ними и последовательность их залегания, одинаковость уровня газоводяных контактов, неоднородность разреза по прочностным и фильтрационным признакам.

По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного давлений наступает время, когда установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический режим эксплуатации также обосновывается, как и в начале разработки месторождения.

Независимо от разработки при установлении оптимальных технологических режимов эксплуатации необходимо придерживаться следующих принципов:

· полностью учитывать геолого-промысловую характеристику залежи; полностью учитывать технологическую и техническую характеристики скважинного и наземного оборудования;

· рационально использовать естественную энергию газоносного, нефтеносного (при наличии нефтяной оторочки) пластов и водонапорной системы;

· полностью удовлетворять требования закона об охране окружающей среды и рациональном использовании природных ресурсов;

· максимально гарантировать надежность работы в установленные сроки всего комплекса систем пласт-начало газопровода;

· обеспечивать наибольшую производительность газовых скважин в предусмотренный планом период разработки залежи;

· максимально учитывать возможность снятия ограничений, снижающих дебиты скважин, и предусматривать меры по интенсификации добычи газа:

· своевременно изменять ранее установленные, но непригодные на данном этапе разработки технологические режимы эксплуатации скважин на новые режимы;

· обеспечивать предусмотренную планом добычу газа при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

При полном и безусловном соблюдении перечисленных выше принципов установления технологического режима эксплуатации будет достигнута рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений.

oilloot.ru

ИССЛЕДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН И УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ — Студопедия

Для установления правильного режима эксплуатации фонтан­ной скважины ее необходимо периодически исследовать. Исследо­вания проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины.

Метод пробных откачек применяют главным образом при иссле­дованиях для определения продуктивной характеристики скважины и установления технологического режима ее работы, а исследова­ние по кривой восстановления забойного давления — для опреде­ления параметров пласта. Кроме того, в скважинах, вскрывших новые нефтяные пласты, отбирают глубинные пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, плотности нефти в пластовых условиях и т. п.). Отбор проб пласто­вой нефти и определение ее свойств необходимо периодически про­водить при последующей эксплуатации скважины для оценки воз­можных изменений свойств нефти.

Особенно широко применяется исследование фонтанных скважин методом пробных откачек с целью построения индикаторных линий зависимости дебита от перепада давления, определения коэффициента продуктивности, газового фактора, содержания воды и песка в про­дукции скважин при различных режимах их работы.

Исследование фонтанной скважины методом пробных откачек выполняют следующим образом. При каком-то установившемся режиме работы исследуемой скважины замеряют забойное давле­ние и дебит скважины. По расходомеру, установленному на газо­проводе, отводящем газ из трапа, определяют количество выделив­шегося из скважины газа. Уточняют давления на буфере и в затруб-ном пространстве контрольными манометрами. После этого изменяют диаметр штуцера на больший или меньший, создавая новый режим работы скважины так, чтобы дебит скважины изменился примерно на 20%. Оставляют скважину поработать на этом режиме несколько часов (от 12 ч до суток) и затем снова при данном штуцере замеряют


забойное давление и дебит. Новый режим считается установившимся (при данном штуцере), когда при повторяющихся подряд замерах дебиты жидкости и газа изменяются не более чем на 10%. При ис­следовании фонтанной скважины методом пробных откачек доста­точно снять четыре-пять точек кривой зависимости дебита от за­бойного давления.

Одновременно с замерами дебитов и давлений при каждом ре­жиме работы скважины определяют газовый фактор и отбирают пробы нефти для установления процента обводненности и содержа­ния песка в жидкости.


На основе результатов исследования скважины строят индика­торную кривую и определяют коэффициент продуктивности для выполнения необходимых технических расчетов в процессе эксплуа­тации скважины.

Строят также графики зависимости между диаметром штуцера и дебитами нефти, воды и газа и содержанием песка в продукции скважины.

Исходя из вида построенных кривых, величины газового фак­тора, процента воды и песка в жидкости при различных отборах устанавливают режим работы скважины. При выборе режима фон­танирования (диаметра штуцера) стремятся, чтобы скважина имела хороший дебит при малом газовом факторе, давала бы меньше воды и грязи, фонтанировала спокойно, без больших пульсаций. Если возникает опасность обводнения, отбор уменьшают. При соблюде­нии этих условий удается обеспечить наиболее рациональное расхо­дование пластовой энергии и длительное бесперебойное фонтаниро­вание скважины.

При выборе режима работы фонтанной скважины учитывают также пластовые условия — близость контурной воды, склонность к пробкообразованию, режим самого месторождения и др.

На рис. 67 для примера показаны регулировочные кривые, ха­рактеризующие работу одной фонтанной скважины. Эти кривые позволяют устанавливать технологический режим эксплуатации фон­танной скважины. Если, например, забойное давление должно быть не ниже давления насыщения, которое равно 120 -105 Па, то для примера, приведенного на рис. 67, оптимальным диаметром штуцера будет 6 мм. При этом диаметре обеспечивается вынос песка П <• <0,3% при депрессии 30-Ю5 Па, что дает рзав = 135-105 Па (выше давления насыщения), получение дебита нефти 50 т/сут при газовом факторе не более 60 м3/т.

Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин уста-наливается геологической службой НГДУ ежемесячно. Изменяют режим в основном по результатам исследований скважин, которые повторяются не реже одного раза в три месяца, или же по уточнен­ным данным о состоянии разработки залежи.

Глубинные измерения. Для спуска в скважину глубинных мано­метров с целью замера забойных давлений, пробоотборников с целью отбора глубинных проб жидкости и других приборов применяют

специальные лебедки — ручные и механизированные. Приборы спу­скают в скважину на стальной высокопрочной проволоке диаметром от 0,6 до 2,0 мм в зависимости от глубины скважины.

Ручная лебедка для глубинных измерений называется аппаратом Яковлева — по фамилии ее изобретателя.

Аппарат Яковлева, сыгравший огромную роль в развитии тех­ники исследования скважин, уже не удовлетворяет современным требованиям вследствие трудоемкости и длительности работ, вы­полняемых при ручном управлении лебедкой. В настоящее время в НГДУ в основном применяют механизированные лебедки для

Рис. 67. Регулировочные кривые фонтанной скважины. 1— пластовое давление рпл; г — забойное давление рза(5; в—дебит скважины (3; 4,— газовый фактор. Г; 5 — содержание песка в продукции скважины, % ; 6 — депрессия Др.

глубинных измерений, монтируемые на автомобиле или тракторе и приводимы* в действие от их двигателей.

Механизированная лебедка имеет рабочий и предохранительный тормоза, приспособление для правильной намотки проволоки на барабан, ручной привод и мерительный шкив со счетчиком. При помощи механизированных лебедок можно выполнять измерения в скважинах глубиной до 3000 м.

Для спуска прибора в скважину над верхней стволовой задвиж­кой вместо буфера устанавливают устьевой сальник-лубрикатор с роликом (рис. 68). Через этот лубрикатор в скважину спускают различные приборы для глубинных измерений.

Сальник в верхней части лубрикатора предназначен для гермети­зации отверстия, через которое проходит проволока.

Самоуплотняющееся сальниковое устройство лубрикатора по­казано на рис. 69.

Головка лубрикатора 1 имеет гнездо, в которое закладывается втулка 2 из нефтестойкой резины с заранее просверленным осевым отверстием. Над резиновой втулкой находится нажимная втулка 3,

это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем с меньшим расходом энергии связана добыча каждой тонны нефти.

Особенное значение в деле добычи, транспортировки и хранения нефти имеет ее испаряемость. Испарением называется переход жид­костей у поверхности на открытом воздухе из жидкой фазы в фазу паровую. Этот переход может происходить при любой температуре. Если хранить нефть в открытом резервуаре, то неизбежно будет происходить испарение ее. Нефть будет терять наиболее легкие фракции и тем в больших количествах, чем выше температура окру­жающей среды.

Во избежание потерь легких фракций нефти при добыче, транспор­тировке и хранении весь путь ее от скважины до нефтеперерабаты­вающего завода должен быть герметизирован, т. е. нефть не должна иметь соприкосновения с наружным воздухом.

studopedia.ru

Технологические режимы эксплуатации газовых скважин — Студопедия

В процессе добычи газа скважины, шлейфы, сепараторы, теплооб­менники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работают на определенном технологическом режиме.

Под технологическим режимом эксплуатации скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях за­данных условий изменения дебита, давлений, температур, осуществляе­мых путем их регулирования, и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию сква­жин и наземного оборудования.

Некоторые технологические режимы эксплуатации могут быть вы­ражены математическими формулами, другие основаны на определен­ных принципах ограничения дебита или забойного давления. Технологи­ческий режим работы скважин зависит от геолого-эксплуатационных ха­рактеристик месторождения, свойств газа, конденсата и воды, от усло­вий подачи газа и конденсата потребителям, заданных кондиций газа и конденсата.

Обычно на каждую эксплуатационную скважину ежеквартально ус­танавливаются ряд параметров, т.е. технологический режим ее эксплуа­тации, который включает в себя: дебит скважины , дебит конденсата , пластовое давление , забойное давление , депрессию на пласт , устьевое давление , затрубное давление , устьевую температуру , дебит воды и т.д., всего свыше 20 параметров, включая конст­рукцию скважины и забоя. (При дебитах свыше I млн.м3/сут режим ут­верждается РАО "Газпром", при меньших дебитах - газодобывающим объединением).


Все перечисленные параметры могут быть изменены в следующем квартале в зависимости от задач разработки и эксплуатации месторож­дения, так как изменяются факторы, ограничивающие дебеты газовых скважин. Смена режима приводит к изменению числа скважин или из­менению общего отбора газа из месторождения.

В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторож­дениях газ отбирают при следующих режимах:

1. Режим постоянного допустимого градиента давления на стенке скважины

(10.1)

Применяется в слабосцементированных рыхлых пластах.

2. Режим постоянной максимально-допустимой депрессии на забое

(10.2)

Применяется в пластах слабосцементированных, неустойчивых, рыхлых. Дебит скважин в процессе разработки постоянно снижается за счет снижения и рассчитывается по уравнению


(10.4)

3. Режим поддержания постоянного оптимального дебита

Режим назначается в скважинах, вскрывших крепкие, устойчивые, сцементированные коллекторы.

В этом случае должна постоянно повышаться депрессия на пласт, т.к. снижается . Забойное давление при этом режиме определяют по уравнению

(10.5)

При достижении начала разрушения коллектора необходимо сме­нить данный технологический режим на режим постоянной максималь­но-допустимой депрессии:

4. Режим постоянного забойного давления

(давление начала конденсации),(10.6)

при этом снижаются во времени Q и .

Дебит определяется выражением

(10.7)

Назначается при разработке газоконденсатных месторождений с це­лью максимального извлечения конденсата.

5. Режимпостоянного устьевого давления

(10.8)

Назначается при необходимости подачи газа в транспортную систему заданного давления (для продления бескомпрессорного периода экс­плуатации месторождения).

Со временем Q и снижаются. Дебит рассчитывается по уравнению

(10.9)

6. Режим предельного безводного дебита

(10.11)

q* - безразмерный предельный безводный дебит, находится по спе­циальным графикам (рис 16).

При всех перечисленных режимах работы скважин представляется возможным определить во времени следующие параметры:

Для этого используются:

■ уравнение материального баланса;

■ уравнение притока газа;

■ барометрическая формула давления;

■ данные исследования скважин на приток;

■ данные обработки КВД, КСД;

■ данные газоконденсатных исследований.

Рис. 16. Зависимость предельного безводного дебита от степени

вскрытия пласта

Технологические режимы эксплуатации газовых скважин могут ме­няться на различных этапах разработки месторождения, т.к. изменяются факторы, ограничивающие дебиты газовых скважин.

Вопрос о смене режима эксплуатации решается исходя из газогидродинамических и технико-экономических соображений, поскольку из­менение режима приводит к изменению общего отбора газа из месторо­ждения.

studopedia.ru

Определение оптимального режима разработки низкопроницаемых пластов при проведении многостадийного гидроразрыва

А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, Е.В. Белоногов, Д.А. Самоловов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Н.С. Кубочкин (Тюменский гос. университет)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Выбор оптимального способа разработки низкопроницаемых коллекторов является важнейшей задачей для нефтедобываюших компаний в последние годы. Тенденция ухудшения коллекторских свойств привела к интенсивному развитию технологий бурения горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами пласта (МГРП) и их массовому использованию при формировании систем разработки месторождений. Несмотря на то, что заводнение пластов пока не нашло альтернативы, все чаще в процессе разработки месторождений, содержащих коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), наблюдаются проблемы, связанные с подготовкой воды: очистка от эмульсий и механических примесей, выбор оптимальной минерализации и др.

Большие капитальные вложения в строительство нагнетательных скважин и наземное обустройство обусловливают значительное снижение экономических показателей разработки. В связи с этим целесообразно рассматривать альтернативные методы и режимы разработки, в том числе разработку на естественном режиме.

В данной статье рассмотрены вопросы определения критических значений параметров пласта, при которых естественный режим является более эффективным, чем заводнение. При этом проблемы, которые могут возникать при организации системы поддержания пластового давления (ППД) в низкопроницаемых коллекторах, не учитывались.

Аналитическая модель разработки пласта

Одним из вариантов решения задачи определения критических значений параметров пласта является построение аналитической модели с целью получения безразмерных комплексов, влияющих на эффективность эксплуатации нефтяного пласта и выбор режима разработки. Для построения аналитической модели были приняты следующие допущения:

— нефтяной пласт однородный;

— подвижности закачиваемого и добываемого флюидов равны и постоянны во времени;

— сжимаемости закачиваемого и добываемого флюидов равны и постоянны во времени;

— нагнетательная скважина эксплуатируется без отработки;

— скважины эксплуатируются с постоянным забойным давлением;

— расстояние между скважинами в ряду пренебрежимо мало по сравнению с длиной ствола скважины;

— заканчивание скважин с проведением МГРП; трещины ГРП высотой на всю толщину пласта, параллельные основному стволу, их суммарная длина равна длине ствола скважины;

— вытеснение флюида — поршневое;

— извлекаемые на естественном режиме запасы нефти не превышают запасов, извлекаемых при заводнении;

— пластовая вода изначально неподвижна, ее сжимаемость мала по сравнению со сжимаемостью нефти, поэтому обводненность на естественном режима равна нулю.

Технико-экономическая модель разработки пласта

Так как система разработки симметрична, рассматривается одномерная нестационарная задача для элемента разработки, который характеризуется лишь межскважинным расстоянием (рис. 1). На естественном режиме вторая скважина, расположенная в точке x = 1, является добывающей, ее забойное давление p1 = p0. При заводнении вторая скважина — нагнетательная и p1 > p0.

Рис. 1. Динамика давления р в интервале между скважинами (а) и геометрия элемента разработки (б): а: р0 — забойное давление в добывающей скважине при x = 0; р1 — забойное давление во второй скважине; рi — начальное пластовое давление; б: W — расстояние между скважинами; h — эффективная нефтенасыщенная толщина

В качестве критерия эффективности разработки используется чистый дисконтированный доход (NPV), который для одного элемента разработки рассчитывается по аналогии с работой [1] по формуле

где pnb — цена сырой нефти; T — время разработки; qн(t) — зависимость дебита нефти от времени; r — коэффициент дисконтирования; cW — стоимость строительства скважины.

Для сравнения эффективности систем разработки с различными параметрами применяется безразмерный NPVD, величина которого пропорциональна NPVW всего месторождения

где NpW — предельные извлекаемые запасы нефти на скважину, что эквивалентно запасам на элемент.

Предельные извлекаемые запасы зависят от вида воздействия. Для сравнения естественного режима и заводнения в качестве предельных извлекаемых запасов используем упругие запасы жидкости для элемента

где Bж — объемный коэффициент жидкости; L — суммарная длина трещин МГРП; φ — пористость; ct — полная сжимаемость системы, равная сумме сжимаемости жидкости и порового пространства.

В работе [2] показано, что, используя решение одномерного уравнения пъезопроводности из работы [3], можно получить аналитическую зависимость дебита жидкости для одной стороны трещины в зависимости от времени в следующем виде:

где k — абсолютная проницаемость пласта для рассматриваемой фазы; μ — динамическая вязкость рассматриваемой фазы; р1D = (рi — p1)/(рi — p0) — безразмерное забойное давление в нагнетательной скважине; tD = kt/(φctμW2) = χt/W2 — безразмерное время; n — переменная суммирования; χ — пъезопроводность пласта. Размерное время нормируется на размер области дренирования и коэффициент пъезопроводности, давление — на начальную депрессию в добывающей скважине. Давление p1D показывает отношение репрессии в нагнетательной скважине со знаком «минус» к депрессии в добывающей. При разработке на естественном режиме p1D = 1.

В элементе разработки участвуют две половины скважины, поэтому для естественного режима дебит нужно умножать на 2. Для естественного режима дебит нефти равен дебиту жидкости для всего периода разработки, так как принято допущение о поршневом вытеснении. Для заводнения принято, что до прорыва воды дебит нефти равен дебиту жидкости, после прорыва — равен нулю и эксплуатация скважины прекращается.

В работе [2] показано, что NPVD можно выразить через безразмерное расстояние между рядами скважин WD = W√r/x и безразмерную стоимость строительства скважины

(Bн — объемный коэффициент нефти)

Естественный режим

На естественном режиме добыча в элементе происходит с двух половин трещин. Предположим, что она осуществляется в течение бесконечного промежутка времени. Тогда согласно работе [2]

Решение оптимизационной задачи поиска максимума NPVD при варьировании WD приводит к трансцендентному уравнению, его решение приведено на рис. 2. Граница рентабельности соответствует cWD = 2.

Рис. 2. Зависимость оптимального безразмерного межрядного расстояния WDопт от безразмерной стоимости скважины cWD для естественного режима в логарифмических координатах

Разработка с применением заводнения

При заводнении добыча в элементе происходит с одной половины одной трещины, кроме того, время разработки T ограничено конечным временем прорыва воды. Безразмерный NPVD согласно работе [2] рассчитывается по формуле

Зависимость оптимального значения безразмерного межрядного расстояния от безразмерной стоимости скважины для различных значений p1D при φSKвыт/φcti— p0) = = 1 (S — нефтенасыщенность; Квыт — коэффициент вытеснения) приведена на рис. 3. В данном случае граница рентабельности соответствует cWD = 1. В общем случае граница рентабельности зависит от значения φSKвыт/φcti — p0).

Рис. 3. Зависимость оптимального безразмерного межрядного расстояния WDопт от безразмерной стоимости скважины cWD для заводнения: 1, 2, 3 — p1D составляет соответственно — 1,5; −1 и −0,5

Выбор режима разработки пласта

На основе построенной технико-экономической модели получено множество значений WDопт для различных величин основных безразмерных параметров (cWD, φSKвыт/φcti — p0), p1D), для каждого из которых определен режим разработки, обеспечивающий наибольшее значение NPVD опт. Множество решений оптимизационной задачи обобщено в виде палетки (рис. 4). Окончание кривых при увеличении cWD соответствует окончанию зоны рентабельности заводнения. Из рис. 4 видно, что при малых значениях cWD уменьшение p1D (эквивалентно увеличению давлению закачки) снижает экономическую эффективность заводнения. Кривые перехода естественный режим — заводнение располагаются в области φSKвыт/φcti — p0) ~1, что соответствует относительно малому объему доступной для вытеснения нефти и относительно низкой пъезопроводности. При этом увеличение давления закачки ускоряет прорыв воды, однако из-за относительно низкой пъезопроводности слабо влияет на прирост продуктивности добывающей скважины. С увеличением cWD переходное значение φSKвыт/φcti — p0) несколько возрастает, что приводит к постепенному повышению эффекта от увеличения давления закачки.

Рис. 4. Палетка для определения оптимального режима разработки: 1, 2, 3, 4, 5, 6 — p1D составляет соответственно 0,5; −1; −1,5; −2; −0,1; −3

Линии, разделяющие естественный режим и заводнение, можно аппроксимировать следующими зависимостями:

Используя уравнения (9)—(11), можно получить выражение для расчета порогового значения проницаемости в общем виде, ниже которого заводнение не повышает экономическую эффективность разработки,

Следующим шагом является проверка полученных результатов.

Численная модель

Традиционно при формировании систем разработки с заводнением в начальный период нагнетательные скважины используются в качестве добывающих. Оптимальное время отработки нагнетательных скважин в режиме добычи нефти может быть определено различными способами: от использования аналитических [4] и численно-аналитических моделей [5] до трехмерного гидродинамического моделирования.

Рассмотрим решение этой задачи с применением корпоративного симулятора, позволяющего проводить многовариантные расчеты технико-экономических показателей разработки. Расчеты были выполнены для условий Приобского месторождения. По формуле (12) значение kпорог составило около 0,1·10-3 мкм2. Предполагалось отсутствие изменения полной сжимаемости и вязкости нефти по площади месторождения. В таком случае оптимальное время отработки определяется проницаемостью пласта (рис. 5). Из рис. 5 видно, что при снижении проницаемости от 0,3·10-3 до 0,1·10-3 мкм2 резко возрастает оптимальное время отработки, которое при k = 0,1·10-3 мкм2 составляет 90 мес. Очевидно, что разработка месторождения при столь длительном (более 7 лет) нахождении нагнетательных скважин в добыче уже практически является разработкой на естественном режиме, поэтому целесообразно более детально рассматривать возможность выбора естественного режима эксплуатации залежи.

Рис. 5. Зависимость оптимального времени отработки на нефть Топт от проницаемости пласта k

Отсутствие системы заводнения, если это учтено в проекте разработки, неизбежно влияет на конфигурацию сетки скважин и систему заканчивания. Если в системе разработки присутствуют нагнетательные скважины, то в большинстве случаев более эффективны системы, в которых трещины ГРП расположены продольно/субпродольно относительно ствола горизонтальной скважины. При разработке на естественном режиме горизонтальные скважины ориентируют так, чтобы трещины ГРП были перпендикулярны стволу, это обеспечивает лучший коэффициент охвата по латерали, большие дебит и накопленную добычу в период нестационарного режима течения.

В расчетах оптимальных систем разработки для различных значений проницаемости для поиска оптимума (критерий оптимальности NPV) варьировались следующие показатели:

— длина горизонтального ствола, число продольных/поперечных трещин ГРП;

— плотность сетки скважин;

— коэффициент деформации сетки;

— оптимальное время отработки на нефть.

Результаты расчетов представлены на рис. 6, из которого видно, что при проницаемости менее 0,1·10-3 мкм2 экономически более выгодна работа залежи на истощение. Следовательно, в условиях Приобского месторождения пласты с ухудшенными ФЕС (проницаемость составляет 0,1·10-3 мкм2 и менее) экономически эффективнее разрабатывать на естественном режиме.

Рис. 6. Зависимость NPV/S от проницаемости при разработке на естественном режиме (1) и при заводнении (2)

Согласно приведенным данным, можно сделать вывод, что применение заводнения при разработке низкопроницаемых коллекторов не всегда экономически целесообразно. Как видно из аналитической модели, при снижении проницаемости пласта ниже порогового значения оптимальной с точки зрения технико-экономической эффективности является разработка залежи на естественном режиме. Этот вывод подтвержден результатами численного моделирования.

Список литературы

1. Оптимальные параметры разработки нефтяного месторождения/М.М. Хасанов, О.С. Ушмаев, С.А. Нехаев, Д.М. Карамутдинова//SPE 162089. — 2012.

2. Определение критериев выбора оптимального способа разработки в низкопроницаемых коллекторах/Е.В. Белоногов, А.А. Пустовских, Д.А. Самоловов, А.Н. Ситников//SPE 182041. — 2016.

3. Prats M., Camacho-Velazquez R., Rodriguez F. One-dimensional Linear Flow with Constant Terminal Pressures//Journal of Canadian PetroleumTechnology. — 1999. — V. 38. — № 13. — P. 1–6.

4. Хасанов М.М., Краснов В.А., Коротовских В.А. Определение оптимального периода отработки скважины на нефть//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». — 2007. —№ 5. — С. 19–21.

5. Метод определения оптимального времени отработки нагнетательных скважин/А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.П. Рощектаев, Ц.В. Анджукаев// Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 3. — С. 84–87.

ntc.gazprom-neft.ru

Технологический режим работы добывающих скважин

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

Исследование фонтанных скважин и установление технологического режима их работы — Студопедия

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 (диск с калиброванным отверстием, могут устанавливаться у башмака лифта (забойные) и на рабочем манифольде (устьевые)) 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.

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.

studopedia.ru

Установление технологического режима эксплуатации скважин

1. Подготовка скважин к эксплуатации

Подготовка скважины к эксплуатации - это комплекс работ, которые проводят с момента вскрытия продуктивного пласта до вывода скважины в эксплуатацию. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к эксплуатации определяется целым рядом геологических, технических, технологических и экономических факторов.

Вскрытие продуктивных пластов. При проведении этих работ должны быть созданы благоприятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качественное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, получение высокого текущего дебита. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность разработки месторождения, а также меньше необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.

Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обеспечить приток из всех пластов и пропластков эксплуатационного объекта, на который пробурена скважина.

Продуктивность скважины может быть значительно снижена, а иногда вообще потеряна, если при вскрытии продуктивного пласта не учитывать физико-геологических условий пласта, пластового давления, степени насыщения, степени дренирования. Различают вскрытие продуктивных пластов бурением (первичное вскрытие) и вскрытие перфорацией (вторичное вскрытие).

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением могут быть разными. Все они должны удовлетворять следующим основным требова­ниям:

  • при вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением, следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

  • при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

  • должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.

При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате:

  • поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и каналам;

  • проникновения фильтрата бурового раствора в поровое пространство;

  • проникновения твердых частиц бурового раствора в поровое пространство.

Глубина проникновения в пласт твердых частиц бурового раствора может составлять до 40 мм, фильтрата - до 3 м и бурового раствора - до нескольких метров. Твердые частицы свободно поступают в трещину, если раскрытие (ширина) ее достигает двух диаметров частиц. При меньших раскрытиях трещин одна частица может заклинивать другую в трещине. Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5 - 15 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствие расслоения на твердую и жидкую фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий. Работы по вскрытию продуктивного пласта регламентируются соответствующими документами с целью обеспечения максимально возможного сохранения его коллекторских свойств.

2. Установление оптимального технологического режима

Геологическая служба ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин устанавливает технологический режим работы скважин. Этот режим называется фактическим.

Технологический режим, который устанавливается при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед, называется расчетным.

Существуют три тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:

  1. Режим работы скважины должен соответствовать 10 - 25 % абсолютно свободного дебита скважины, т. е. дебиту, соответствующему забойному давлению 0,1 МПа.

  2. Скважина должна эксплуатироваться при дебитах, сохраняющих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии газа в процессе разработки.

  3. Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности разрушения призабойной зоны, образования песчано- жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов и др.

Среди различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными считаются научное обоснование и точный прогноз безводного дебита газовых скважин, вскрывших неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые пласты, с обоснованным количеством песка в продукции скважины.

Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом.

При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причем влияние различных факторов может быть как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим может оказаться неправильным.

Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом «всех» факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. Причем, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, можно отнести следующие:

  • деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного разреза;

  • наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая сверхпроницаемый пропласток;

  • условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учетом близости контактов газ - нефть или газ - вода;

  • возможность образования жидкостных или песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации.

По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного давлений наступает время, когда установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический режим эксплуатации также обосновывается так же, как и в начале разработки месторождения.

При полном и безусловном соблюдении перечисленных выше принципов установления технологического режима эксплуатации будет достигнута рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений. скважина геологический газоконденсатный месторождение

studfile.net

Технологический режим работы скважин.

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.).

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.

Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.

Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий.

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.).

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.

Тема 6. Основные закономерности разработки залежей нефти

6.1 Динамика текущего пластового давления в процессе разработки. Заводнение залежи: преимущества и недостатки.

Пластовое давление в продуктивном пласте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин называют текущимилидинамическим пластовымдавлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем – важнейшая часть контроля за разработкой залежи.

Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.

Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения (рис.6.1.) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей.

Рис.6.1. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением: контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие

Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем (рис.6.2.)

Рис.6.2 Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением: контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

Внутриконтурное заводнение

Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей:

Выделяют несколько подвидов разрезания рядами нагнетательных скважин — разрезание на площади, блоковое и сводовое (центральное).

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади самостоятельной разработки разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т. д.).

Большое преимущество системы разработки с разрезанием объекта на площади — возможность начинать проектирование и разработку с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами.

Блоковое заводнение

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис.6.3). При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — в крест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды. При ином направлении блоков, принятом без учета данных о границах зон разной продуктивности, разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной части нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетаемой воды.

Рис.6.3. Система разработки нефтяной залежи с блоковыми заводнением: 1 — контур нефтеносности; скважины: 2 — нагнетательные; 3 — добывающие

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания.

Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды.

Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Сводовое заводнение

При сводовом заводнении нагнетание воды осуществляется в скважины одного практически прямолинейного (рис.6.4) или кольцевого разрезающего ряда (рис.6.5.), расположенного в сводовой части залежи.

Рис.6.4. Осевое заводнение

Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний;

Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Рис.6.5. Центральное заводнение

Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний;

Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

Эти разновидности заводнения применяют для пластов, геолого-физическая характеристика которых благоприятна для применения разрезания вообще. Рациональны они для залежей с умеренной площадью нефтеносности. Показания для применения  низкая проницаемость пластов или наличие экранирующего слоя под залежью, необходимость дополнить законтурное заводнение для усиления воздействия на центральную часть залежи.

studfile.net

Фонтанный способ добычи. Условия фонтанирования. Исследование фонтанных скважин и установление оптимального технологического режима их работы — Студопедия

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород.

Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в НКТ на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Ру > Рнас.


В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

(38)

где Рзаб - забойное давление, МПа; Н - глубина скважины, м; р -плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; Р - гидравлические потери давления на трение при

движении жидкости, МПа; Ру - противодавление на устье, МПа.

Условие фонтанированияPгид.< Pпл.

studopedia.ru

Оптимальный режим - работа - скважина

Оптимальный режим - работа - скважина

Cтраница 2

Для выбора оборудования и установления оптимального режима работы скважин при различных способах эксплуатации достаточно иметь индикаторную кривую данной скважины, а если эта линия прямая, то значение коэффициента продуктивности, то есть, для решения этой задачи нужно провести исследование скважины методом установившихся отборов.  [16]

После установления через устьевой штуцер оптимального режима работы скважины, замера фактического дебита и буферного давления она сдается в эксплуатацию.  [17]

В соответствии с данной методикой подбор оптимального режима работы скважины производится следующим образом.  [18]

В предложенной же нами методике расчета оптимального режима работы скважин производится подбор ограничения параметров работы скважин под рабочее давление в газосборном коллекторе в зависимости от ФЕС продуктивных пластов скважины, и при их изменении достаточно провести ГДИ с отбором проб на скважине на различных режимах и подобрать новый диаметр штуцера.  [19]

Таким образом, единственным критерием для установления оптимального режима работы скважины является допускаемый вынос песка.  [21]

Метод эволюционного планирования позволяет быстро, за малое число экспериментов выходить на оптимальный режим работы скважины без существенного нарушения технологического режима добычи нефти. Важным преимуществом его по сравнению с другими методами исследования скважин является то, что направление для определения точки оптимума выбирается после каждой фазы эксперимента, что является основным признаком активного эксперимента.  [22]

Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.  [23]

При установившихся отборах наличие минимума на кривой изменения газового фактора в большинстве случаев характеризует оптимальные режимы работы скважины и оборудования.  [25]

При этом определение момента подключения к работе маломощного пласта является основным критерием для выбора оптимального режима работы скважины и рациональной системы разработки. Знание этого момента позволяет уточнить запасы месторождения на данной стадии разработки. В связи с этим решение задачи определения момента подключения пласта в работу представляет практический интерес.  [26]

В данном варианте определение момент; подключения к работе маломощного пласта является определяющим и выборе оптимального режима работы скважины и рациональной системы разработки. Знание этого момента позволяет уточнить запасы месторождения на данной стадии разработки, в связи с чем решение задачи определения момента подключения пласта в работу предстпвляет определенный интерес.  [27]

По характеру изменения дебита нефти и газа определяется рациональный размер штуцера, и этим самым устанавливается оптимальный режим работы скважины и оборудования.  [28]

Детальное наблюдение за режимом эксплуатации скважин и тщательны

www.ngpedia.ru

2.5 Исследования фонтанных скважин и установление оптимального режима их работы

Для установления технологического режима работы фонтанных скважин проводят периодические их исследования по методу установившихся пробных откачек и методу

Рис, 11. Регулировочные кривые фонтанной скважины: 1 пластового давления, 2 — забойного давления, S — Дебита скважины, 4 — газового фактора, 5 — содержания песка в продукции скважины, 6 — депрессии

неустановившихся режимов работы. Изменение режимов работы сква­жин проводят сменой штуцеров.

На каждом установившемся режиме работы фиксируют де- биты скважин, забойные давления, определяют газовые фак­торы и отбирают пробы жидкости для определения в ней со­держания воды и песка. На основе этих исследований, кроме индикаторных линий и графиков восстановления забойного дав­ления, строят графики зависимости забойного давления и де­бита нефти, газового фактора и содержания воды и песка и продукции скважины от диаметра штуцера. Эти графики на­ливаются регулировочными кривыми, характеризующими ра­боту фонтанной скважины на каждом режиме (рис. 11).

Как видно из рисунка, данную скважину можно эксплуа­тировать при диаметре штуцера, не превышающем 6 мм. На этом режиме вынос песка не более 0,3 % (допустимый), газо­вый фактор постоянный (60 м3/т) при забойном давлении (12,5 МПа) ниже давления насыщения (13,5 МПа). При этих условиях обеспечивается оптимальный дебит нефти 50 т/сут, обводненность — 6%. Дальнейшее увеличение диаметра шту­цера приведет к снижению забойного давления ниже давления насыщения и к резкому увеличению выноса песка и обводнен­ности скважины.

Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин геологическая служба НГДУ устанавливает_ежемесячно.

2.6. Охрана труда и охрана окружающей среды.

Газлифтная скважина оборудуется опрессованной фонтанной арматурой. Нефте- и газопроводы должны прокладываться из стальных бесшовных труб, соединенных сваркой. Их отогрев должен осуществляться только паром или горячей водой. Смонтированные трубопроводы подвергаются гидравлической опрессовке на полуторакратное рабочее давление.

При газлифтной эксплуатации серьезное внимание уделяется обеспечению безопасного обслуживания газораспределительных будок и компрессорных установок.

Основная опасность в газораспределительных будках заключается в возможности скопления внутри них нефтяного газа. Для устранения этой опасности необходимо поддерживать герметичность оборудования и вентиляцию помещения. Следует использовать осветительные и другие электрические приборы только во взрывозащищенном исполнении. Чтобы исключить замерзание конденсата в батареях, необходимо на зиму утеплять будки. Для продувки газопровода устанавливают свечи на удалении от будки не ближе 10 м. На распределительных линиях, кроме рассмотренного выше оборудования, устанавливают в пониженных точках влагоотделители.

Компрессоры должны быть оборудованы манометрами, обратными и предохранительными клапанами, автоматическими отключающими устройствами и сигнализацией.

При обслуживании оборудования бескомпрессорной газлифтной установки (арматура газовой и газлифтной скважин, сепараторы, печи, метанольные установки, трубопроводы и т. д.) опасные моменты обусловлены высоким давлением газа, вредными свойствами метанола, образованием газогидраучастка трубопровода под воздействием высокой температуры при подогреве в печи.

Беспламенный подогреватель газа должен иметь систему автоматизации и сигнализации. При обслуживании беспламенных печей могут возникнуть опасности, связанные с образованием взрывоопасной газовоздушной смеси в камере печи, разрывом подогреваемого участка газопровода и разрывом топливного газопровода вследствие гидратообразования. Для предотвращения разрыва печь перед зажиганием горелок должна быть проветрена. Должны постоянно гореть запальники. Следует периодически проверять состояние змеевиков.

Отработанный буровой раствор из осваиваемой скважины собирается в емкости и используется для бурения последующих скважин куста. Загрязненная нефтью, кислотой или ПАВ вода откачивается по трубопроводам в нефтесборные пункты.

Систематически контролируется состояние герметичности колонны, фланцевых и резьбовых соединений обвязки арматуры и трубопроводов. При обнаружении неисправностей повреждения должны быстро устраняется. Устье скважины оборудуется поддоном для сбора разливающихся жидкостей.

При разведении фланцевых соединений с разливом нефти необходимо использовать ручные поддоны, а собранную жидкость сливать в резервуар для сбора сточных вод, которые по мере наполнения резервуара откачиваются в нефтесборочный пункт. При очистке НКТ от парафина, асфальтосмолистых отложений и солей отходы собирают в контейнеры, а затем вывозят на берег для захоронения. Если на приэстакадной площадке или индивидуальной платформе имеются сосуды, работающие под давлением, то отводы от предохранительных клапанов должны выводится на факел и в емкость для сбора сточных вод. Переливные отводы резервуаров для сбора нефти также соединяются с емкостью для сбора сточных вод.

Вопросы окружающей среды имеют не меньшую, чем для морей, актуальность применительно к болотистым территориям особенно тундровой зоны, например Западная Сибирь, Коми АССР, Архангельская область и др. Биологический покров и воздушная среда этих районов особенно чувствительны к внешнему воздействию и загрязнению нефтью, нефтепродуктами и прочими химическими препаратами. Слабая активность биологических объектов не способствует быстрому восстановлению экологического равновесия.

Кроме защиты окружающей среды в этих условиях от загрязнений нефтью, сточными водами и химреагентами весьма актуальна защита от теплового загрязнения и нарушений внешнего тундрового покрова транспортной техникой.

Список литературы:

1. Н. Л. Каток Нефть Удмуртии. Ижевск. Издательский дом «Удмуртский университет», 2000, 208 с.;

2. Ф. С. Абдулин Добыча нефти и газа. Учебное пособие для рабочих. Недра, 1983, 256 с.;

3. А. И. Акульшин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин, В. М. Дорошенко Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Учебник для техникумов. Недра, 1989, 480 с.

studfile.net


Смотрите также