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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

· эксплуатационная карточка (карточка добывающей сква­жины);

· карточка нагнетательной скважины;

· карточка по исследованию скважины;

· паспорт скважины.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ø геологический отчет по эксплуатации скважин;

Ø карта текущего состояния разработки;

Ø карта суммарных отборов и закачки по скважинам;

Ø технологический режим работы скважин.

Названные документы используют для обоснования меро­приятий по регулированию разработки.

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

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

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

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

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

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

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

§ средние параметры объекта до начала разработки;

§ свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности.

Наряду с этим приводятся:

· свойства газа;

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

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

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

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

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

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатаци­онному объекту.

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

Рис. 79. График разработки нефтяного эксплуатационного объекта:

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

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

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

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

Date: 2015-04-23; view: 1119; Нарушение авторских прав