Фонтанный способ эксплуатации. Лекции ассистента каф. Брэнгм

• Название: Лекции ассистента каф. Брэнгм
• Дата: 05.02.2022
• Размер: 0.57 Mb.
• Имя файла: Фонтанный способ эксплуатации.doc
• Тип: Лекции; #352666
• страница: 3 из 5

12.ОБСЛУЖИВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

В процессе эксплуатации фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит 1в соответствии с установленным режимом.

Контроль за работой скважин осуществляется путем визуаль­ного наблюдения за давлением на буфере, в затрубном простран­стве и газосепараторе, измерением дебита нефти, газа и воды. Одновременно ведется наблюдение за исправностью устьевого оборудования, измерительных .приборов, средств автоматики, выкид­ных линий, газосепараторов и в необходимых случаях произво­дится -их текущий и мелкий ремонт.

Текущий ремонт оборудования заключается в устранении всех замеченных неполадок — пропусков в соединениях, разъедания той или иной детали, нарушений в креплении арматуры, неисправ­ностей автоматизированных скребковых установок, арматуры трапа и т.п.

Изменение давления в скважине (буферного и затрубного), а также изменение дебита нефти, содержания воды и песка указы­вают на .нарушение режима эксплуатации скважины.

При установившемся фонтанировании давления на буфере фонтанной арматуры и в затрубном пространстве сохраняются неизменными, и если случаются отклонения, они бывают незна­чительными. Падение буферного давления и повышение затрубного давления (при одном ряде труб) указывают на образование песчаной пробки в .подъемных трубах или на отложение парафина в них. При образовании песчаной пробки в затрубное пространст­во с помощью насоса прокачивают нефть для восстановления цир­куляции жидкости и ликвидации пробки.

Значительное снижение давления в затрубном пространстве свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды, что обнаруживается при взятии пробы из струи жидкости.

Для устранения забойной песчаной пробки скважину некото­рое время эксплуатируют без штуцера, что влечет за собой уве­личение скорости струи и вынос песка на поверхность. Хорошие результаты дает также подкачка b затрубное пространство нефти. Падение давления на буфере с одновременным увеличением де­бита скважины указывает на разъедание штуцера; в этом случае следует перевести фонтанную струю на запасный выкид и тут же сменить штуцер. Увеличение давления на буфере и в затрубном пространстве при резком снижении дебита означает, что засорил­ся штуцер или выкидная линия; в этом случае переводят .фон­танную струю на другую выкидную линию.

При ремонтных работах останавливать фонтанирующую сква­жину не рекомендуется (особенно если в струе нефти содержится песок) во избежание образования песчаной пробки на забое или в подъемных трубах и выхода скважины из строя. Поэтому все работы по проверке и замене штуцеров, задвижек, по ремонту выкидных линий и трапов следует делать без остановки скважины.

При обслуживании фонтанных скважин необходимо выполнять правила безопасности общего характера.

1. 
   Замерять давление следует исправными манометрами с под­ключением их к скважине с помощью трехходовых кранов.
   
2. 
   Осматривать фонтанную арматуру следует с металлических площадок, имеющих лестницы и ограждения. Размеры настила площадки (из рифленого листового железа или 40-мм досок)
   должны быть не менее 1,5X1,5 м, высота перил — не менее 1,25 м, ширина металлической лестницы—,не менее 1 м, уклон—не более 60° и расстояние между ступенями—,не более 25 см.
   

3. Размещать на верхней площадке фонтанной арматуры и на лестнице какие-либо предметы запрещается. В виде исключе­ния разрешается оставлять да площадке лубрикатор в собранном виде, но при этом он должен быть надежно прикреплен к пери­лам или раме площадки.

4. Снижать давление в выкидной линии за штуцером до ат­мосферного гори помощи вентиля, установленного на линии, перед заменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо -после пере­вода струи да резервный выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде.

Данные о систематическом контроле за режимом эксплуатации скважины, проводимыми на ней ремонтами, изменениями режима должны фиксироваться в специальных журналах и рапортах. По этим данным устанавливают оптимальный режим эксплуати­руемой скважины, а также скважин, находящихся в аналогичных условиях. Полученная информация позволяет правильно разраба­тывать месторождение в целом.

Помимо общих данных о скважине, га эксплуатационных жур­налах следует повседневно фиксировать:

1. 
   дебиты нефти, воды и эмульсии;
   
2. 
   давления — буферное и затрубное;
   
3. 
   добычу газа и газовый фактор;
   
4. 
   число часов эксплуатации в сутки; -
   
5. 
   время остановки фонтанирования .и их причины;
   
6. 
   диаметр штуцеров и дату их смены;
   
7. 
   данные об исследовании скважины;
   

8)- прочие работы по обслуживанию скважины.

Непосредственное .оперативное наблюдение и обслуживание фонтанных скважин я установленного на них оборудования ведут операторы по добыче нефти. За каждым оператором закрепля­ется до 10 и более .фонтанных скважин в зависимости от расстоя­ния между скважинами, условий их эксплуатации (.наличие песка, парафина и т.д.), степени автоматизации и телемеханиза­ции данного участка или промысла.


13.ИССЛЕДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Непосредственная задача исследований скважин и пластов, во­обще, и гидродинамических исследований, в частности, заключа­ется в получении данных, характеризующих геолого-физические и гидродинамические свойства продуктивных пластов и отдель­ных 'скважин. Эти данные необходимы для проектирования раз­работки нефтяных и газовых 'месторождений, а также для уста­новления, регулирования и контроля режима работы пластов н эксплуатации скважин.

При исследованиях 'фонтанных скважин непосредственно изме­ряют дебит, давление, расстояния между окважинами, темпера­туру. Вязкость жидкости и газа, 'Пористость пород, сжимаемость пород и пластовой жидкости определяют в лабораториях при по­мощи специальной аппаратуры, а мощность пластов-— по. данным геофизических исследований.

Проницаемость и ласта в промысловых условиях находят рас­четным путем ino известным величинам Q, jx, h, p; проницаемость можно определять при лабораторных и геофизических исследо­ваниях.

Непосредственно гидродинамическими методами исследования можно определять следующие параметры:

1. 
   коэффициент проницаемости k;
   
2. 
   коэффициент гидропроводности пласта ;
   
3. 
   коэффициент пьезопроводности пласта
   

4. 
   коэффициент продуктивности скважины
   

Коэффициент гидропроводности пласта (или просто гидропроводность), являющийся комплексом параметров k, hи , отра­жает качественную характеристику гидравлической проводимости пласта в зависимости от проницаемости породы, вязкости проте­кающей в ней жидкости и мощности пласта.

Гидропроводность пласта прямо пропорциональна проницае­мости и мощности пласта и обратно пропорциональна вязкости протекающей по пласту жидкости.

Коэффициент гидропроводности имеет размерность или

Их соотношение:



При увеличении вязкости жидкости и неизменных kи hгидропроводность уменьшается и, наоборот, при снижении вязко­сти— увеличивается. Также с увеличением или уменьшением kи hпри неизменной вязкости жидкости гидропроводность уве­личивается или уменьшается.

Следовательно, высокопроницаемые нефтяные пласты, но со­держащие вязкую нефть, могут иметь низкий коэффициент гидропроводности, и, наоборот, малопроницаемые пласты могут иметь высокую гидропроводность, если в них содержится маловязкая жидкость.

Коэффициент пьезопроводности пласта харак­теризует упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей. Размерность коэффициента пьезопроводно­сти м²/с.

Коэффициент продуктивности характеризует гидро­динамические свойства самих скважин и участков пласта, окру­жающих эти скважины.

При исследовании определяют зависимость дебита жидкости от забойного давления (или перепада давлений Р_ПЛ—Рзаб), газо­вый фактор, содержание воды и песка в продукции скважины. Кроме того, при необходимости отбирают пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, плотности и вязкости нефти в пластовых условиях и т.п.).

Методы исследования скважин подразделяют на две группы:

1. 
   метод исследования при установившемся режиме работы скважины (метод пробных откачек);
   
2. 
   метод исследования при неустановившемся режиме работы скважины (метод восстановления — падения давления).
   

Метод пробных откачек применяют главным образом при ис­следованиях для определения продуктивной характеристики сква­жины и установления технологического режима ее работы, а ме­тод восстановления (падения) давления — для определения па­раметров пласта.

14.Исследование скважин при установившемся притоке

Исследование скважин при установившемся притоке. Исследование фонтанных скважин при установив­шемся притоке выполняют следующим образом. При каком-то установившемся режиме работы исследуемой скважины замеряют забойное давление и дебит скважины. По расходомеру, установ­ленному на газопроводе, отводящем таз из трапа, определяют количество выделившегося газа. Уточняют давления на буфере и в затрубном пространстве контрольными манометрами. После




Рис. 1. Индикаторные кри­вые


этого изменяют диаметр штуцера на больший или меньший, создавая новый режим работы скважины так, чтобы де­бит скважины изменился примерно на 20%. Оставляют скважину эксплуати­роваться на этом режиме несколько ча­сов (от 12 часов 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.

По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины от соответствующего забойного давления или перепада между пластовым и забойным давлениями (индикаторные кри­вые). По оси абсцисс принято откладывать дебит скважины Q, no оси ординат — соответствующую депрессию р = Р_пл—Р_забили забойное давление Р_заб.Депрессия р представляет собой раз­ность между, динамическим пластовым давлением и давлением на забое скважины. Динамическое пласто­вое давление определяют путем измерения забойного давления в остановленной скважине, когда оно практически перестает увели­чиваться со временем. Динамическое пластовое давление соответ­ствует давлению в пласте между эксплуатируемыми скважинами.

В точке пересечения осей дебита и депрессии давление на забое равно пластовому, т.е. Р_пл=Рзаб и

Р_пл—Рзаб=0, поэтому приток жидкости или газа отсутствует и дебит также равен нулю. По форме индикаторные кривые относительно оси дебитов могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми (рис. 1).

Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой в том случае, когда режим дренирования залежи напорный и в пласте установился приток однородной жидкости по линейному закону фильтрации.

В ряде случаев при напорных режимах индикаторная линия при небольших дебитах и депрессиях :на начальном участке может быть прямой, затем с увеличением депрессии переходит в кривую, выпуклую относительно оси дебитов. Искривление индикаторной кривой происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне (см. рис. 1, кривые 1—4).

Во всех случаях, когда режим дренирования залежи отлича­ется от водонапорного, индикаторная линия будет в той или иной степени кривой — выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2).

Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов ((кривая 5), может получиться в результате неправильных изме­рений забойных давлений и дебитов или под влиянием неустано-вившихся процессов в пласте. При получении вогнутых индика­торных линий исследование на приток считается неудовлетвори­тельным и его необходимо повторить.

Для индикаторных линий, изображенных на рис. 1, уравнение линии записывается в виде:
, ( 1)

где К — коэффициент продуктивности; п— коэффициент, показы­вающий характер фильтрации жидкости через пористую среду.

При соблюдении линейного закона фильтрации п=1и инди­каторная линия будет прямой. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при п<1,а вогнутая линия — при п>1.

При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктив­ности К не будет постоянным для данной скважины. Это будет переменная величина, зависящая от перепада давления. С повы­шением перепада давления кривизна индикаторной линии обычно растет и величина показателя п уменьшается.

Если индикаторная кривая имеет смешанный характер, то для определения коэффициента продуктивности используется только прямолинейный участок. При определении коэффициента продук­тивности на криволинейном участке необходимо указывать вели­чину перепада давления.

При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение (1) принимает вид:

(2)



Коэффициент продуктивности численно равен приросту дебита скважины на единицу перепада давления, т. е.

(3)
Если дебит измерять в т/сут, а перепад давлений в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/сут.·Па.

Для практических целей лучше пользоваться кратными едини­цами, поскольку «паскаль» имеет чрезмерно малое значение — мегапаскалем (МПа) или килопаскалем (кПа). Соотношение между этими и внесистемными единицами следующее: 1 кгс/см² = 100кПа = 0,1 МПа.

Максимально возможная производительность скважины будет при Р₃аб = О, эту производительность называют потенциальным дебитом:
(4)

Отбор жидкости из фонтанной скважины, равный потенциаль­ному дебиту, практически невозможен.

При исследовании скважин на приток, помимо коэффициента продуктивности, иногда необходимо определить проницаемость пород призабойной зоны пласта. Определение проницаемости по­ данным исследования скважин на приток дает возможность най­ти среднее значение этого параметра для пород призабойной зоны по всей эксплуатируемой мощности пласта и по всей площади месторождения. Такие осредненные значения проницаемости весь­ма ценны для гидродинамических расчетов, связанных с эксплуа­тацией и разработкой месторождения.

Для определения коэффициента проницаемости по данным ис­следования скважины на приток используется прямолинейный участок индикаторной кривой, по которому находят коэффициент продуктивности, а далее из уравнения линейного притока—коэф­фициент проницаемости.

В результате исследования скважин методом установившихся отборов определяются коэффициент продуктивности скважин, про­ницаемость пласта, а также другие параметры и зависимости, знать которые необходимо для правильной эксплуатации скважин и разработки месторождения.

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

Исходя из вида построенных кривых, газового фактора, про­цента содержания воды и песка в жидкости при различных отбо­рах, устанавливают режим эксплуатации скважины.

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

Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин устанавливает геологическая служба ЦДНГ 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.