Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
251
7
.
76
100
...
TGr
Нпидн
Т
TT
удл
прспудл
удл
пл
Аналогично, рассчитывается давление и температура на верхние
дыры интервала перфорации (в.д.и.п.)
Полученные данные сводятся в таблицу 7.5. Для расчета были
использованы данные графика изображенного на рисунке 7.33.
Таблица 7.5
№ п/п
Глубина замера
Н(м)
Давление в инт.
.замера Р(атм)
Удельный вес
жидкости г/см
3
(с удлинением)
Удельный вес
жидкости г/см
3
(по вертикали)
Температура.
Тград. (С)
Температурный
градиент.
град.(С/100м)
Удлинение Н (м)
1 2 3 4 5 6 7 9
1
0 0,5 0 0
3000
ж
3000
ж
21
TT
Gr
2
300 29 5,0 4,8
600300
ж
600300
ж
32
TT
Gr
3
600 61,5 16,5 12,5
900600
ж
900600
ж
43
TT
Gr
4
900 93 30,1 18,3
1200900
ж
1200900
ж
54
TT
Gr
5
1200 126 41,6 21,5
15001200
ж
15001200
ж
65
TT
Gr
6
1500 160 50,5 32,6
17001500
ж
17001500
ж
76
TT
Gr
7
1700 181 58 45,1
Средний показатель
ср
ж
ср
ж
сред
Gr
Определение уровня жидкости в НКТ по результатам
поинтервального замера давления.
Перед построением графика распределения давления в скважине,
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
252
необходимо просмотреть плотность жидкости в интервалах замера.
В скважине может, находится нефть, вода, раствор глушения и газ.
Плотность нефти в пластовых условиях не менее 0,742г/см
3
, плотность
воды или раствора глушения от 1,017 до 1,30г/см
3
, плотность газа не
более 0,5г/см
3
. Плотность газа меньше плотности нефти, жидкости и
раствора глушения. Газ не является жидкостью, соответственно уровень
жидкости в стволе скважины может находиться, в интервале, где
плотность менее 0,742г/см
3
.
Уровень жидкости в НКТ определяется построением.
строим график распределения давления по стволу скважины в
координатах «Р
заб
, Н
сп
», (рисунок 7.34). Судя по плотности в интервалах,
мы видим, что плотность в интервалах от 300 до 1700м распределяется от
0,817 до 0,950г/см
3
, что соответствует плотности жидкости. Плотность в
интервале от 0 до 300м составляет 0,417г/см
3
, что соответствует
плотности газа. Значит, уровень жидкости в скважине должен находиться
в интервале от 0 до 300м;
проводим прямую соединяющую точки давления на глубине
1700м и точку на глубине 300м и доводим её до оси Х (ось глубины
спуска);
Рисунок 7.34 – График распределения давления по стволу
скважины
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
253
Примечание: В идеале, при правильном распределении плотности
по стволу скважины, точки давления в интервалах 300, 600, 900, 1200,
1500, 1700м, лягут на одну прямую;
проводим прямую из точки «устье - 0», параллельную оси «x»
(ось глубины спуска), до пересечения с 1 прямой;
перпендикуляр, спущенный из точки пересечения двух прямых,
на ось «x» покажет уровень жидкости в НКТ, (замеряется линейкой);
Примечание: Если плотность жидкости по стволу скважины
больше или ровна плотности нефти в пластовых условиях, то уровень в
НКТ на устье.
7.10 Отбор глубинных проб
Одним из основных показателей разведки и разработки
месторождений нефти и газа, является химический состав, физические
свойства нефти газа и воды, содержание механических примесей и солей в
добываемой продукции.
Для определения данных параметров ведется регулярный отбор
проб, с добывающих скважин.
При контроле, за разработкой месторождения, пробы отбираются с
устья скважин, и проводится соответствующий анализ.
При освоении вновь вводимых скважин, при освоении новых
объектов разработки, отбор проб осуществляется глубинным
пробоотборником или желонкой.
Пробы, отобранные глубинным пробоотборником или желонкой,
являются более корректными и по ним можно определить все параметры
скважинной жидкости в пластовых условиях. При отборе проб желонкой
можно определить только состав и химические свойства скважинной
жидкости поступающей из пласта. При отборе проб глубинным
пробоотборником можно определить и состав, и химические свойства
добываемой жидкости, газонасыщение. Необходимо отметить, что проба
в пробоотборнике находится в герметичном сосуде, т.е. отобранная проба
находится под пластовым давлением и температурой.
В § 7.14, данной главы представлен пробоотборник ВПП-300,
применяемый на месторождениях Западной Сибири.
Отбор глубинных проб желонкой
Отбор глубинных проб желонкой осуществляется с
фонтанирующих скважин, оборудованных воронкой.
Желонка представляет собой полый, металлический,
цилиндрический сосуд, с отверстием в верхней части. Диаметр желонки
32мм., длина от 0,9м до 1,2метров. Соединение желонки с проволокой
осуществляется посредством «фонарика», аналогично скважинным,
глубинным приборам, применяемым в ЦНИПРах.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
254
Порядок проведения работ:
заехать на кустовую площадку, установить машину согласно
схеме (рисунок 7.35);
проверить, работает скважина или стоит;
проверить задвижку 5 (закрыта или открыта), если открыта,
закрыть (рисунок 7.36);
проверить давление в лубрикаторе 6, открыв вентиль 7. Если есть
давление – стравить;
Рисунок 7.35 – Схема расположения техники на кусту, при отборе
глубинных проб
1 – скважина; 2 – автоматическая газозамерная установка АГЗУ; 3 –
площадка для станций управления (СУ) ЭЦН; 4 – лебедка скважинная (ЛС-6), на
базе автомобиля; 5 – направление ветра; 6 – проволока с прибором от ЛС-6 в
скважину; 7 – исследовательская площадка.
снять лубрикаторную головку;
установить устьевой ролик 9;
заполнить желонку соляркой, т.е. жидкостью меньшей плотности,
чем скважинная жидкость (воизбежание заполнения желонки при спуске);
подсоединить желонку 10 к проволоке 15;
продев проволоку через устьевой ролик 9, спустить желонку в
лубрикатор 6, избегая ударов её о плашку задвижки;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
255
Рисунок 7.36 – Оборудование устья скважины при отборе
глубинных проб (скважина оборудована воронкой)
1 – затрубная задвижка; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 –
центральная задвижка; 4 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 – лубрикаторная
задвижка; 6 – лубрикатор; 7, 13 – вентили для стравливания; 8 – лубрикаторная
головка с сальником и отверстием для проволоки; 9 – ролик; 10 – желонка; 11 –
колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 12 – обратный клапан; 14 – вентиль
с манометром; 15 – проволока от лебедки ЛС в скважину; 16 – пробка патрубка
эхолотирования; 17 – патрубок эхолотирования; 18 – воронка; 19 – пласт.
установить лубрикаторную головку 8, затянуть сальник;
произвести натяжку проволоки лебёдкой ЛС-6 вручную;
закрыть вентиль 7;
открыть задвижку 5 и опрессовать лубрикатор;
спустить желонку в скважину на заданную глубину (в интервал
исследуемого пласта);
выдержать желонку 10 на заданной глубине 1,5 до 3 часов (в
зависимости от диаметра отверстия в желонке);
произвести подъем желонки без остановок;
закрыть задвижку 5;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
256
через вентиль 7, стравить давление в лубрикаторе;
ослабить сальник на лубрикаторной головке 8 и открутить её;
вытащить желонку 10 из лубрикатора, не переворачивая её;
слить пробу из желонки в заранее приготовленную бутылку и
закрыть герметично, пробкой;
снять устьевой ролик 9;
закрутить лубрикаторную головку;
закрыть вентиль 7;
смотать проволоку на лебёдку ЛС – 6;
покинуть кустовую площадку;
отвезти пробу сразу, в лабораторию, для проведения анализа.
Отбор проб глубинным пробоотборником
Отбор проб с фонтанирующих скважин.
Порядок проведения работ:
заехать на кустовую площадку, установить машину согласно
схеме (рисунок 7.35);
проверить, работает скважина или стоит;
проверить задвижку 5 (закрыта или открыта), если открыта,
закрыть (рисунок 7.37);
проверить давление в лубрикаторе 6, открыв вентиль 7. Если есть
давление – стравить;
снять лубрикаторную головку;
установить устьевой ролик 9;
подсоединить пробоотборник 10 к проволоке 15;
продев проволоку через устьевой ролик, спустить пробоотборник
в лубрикатор, избегая ударов его о плашку задвижки;
установить лубрикаторную головку 8, затянуть сальник;
произвести натяжку проволоки лебёдкой ЛС-6 вручную;
закрыть вентиль 7;
открыть задвижку 5 и опрессовать лубрикатор;
спустить пробоотборник в скважину на заданную глубину (в
интервал исследуемого пласта);
выдержать пробоотборник 10 на заданной глубине не менее
90мин;
произвести подъем пробоотборника;
закрыть задвижку 5;
через вентиль 7 стравить давление в лубрикаторе;
ослабить сальник на лубрикаторной головке 8 и открутить её;
вытащить пробоотборник 10 из лубрикатора;
снять устьевой ролик 9;
закрутить лубрикаторную головку;
закрыть вентиль 7;
смотать проволоку на лебёдку ЛС – 6;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
257
покинуть кустовую площадку;
отвезти пробоотборник сразу в лабораторию, для проведения
анализа
Рисунок 7.37 – Оборудование устья скважины при отборе
глубинных проб пробоотборником (скважина оборудована воронкой)
1 – затрубная задвижка; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 –
центральная задвижка; 4 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 – лубрикаторная
задвижка; 6 – лубрикатор; 7, 13 – вентили для стравливания; 8 – лубрикаторная
головка с сальником и отверстием для проволоки; 9 – ролик; 10 – пробоотборник;
11 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 12 – обратный клапан; 14 –
вентиль с манометром; 15 – проволока от лебедки ЛС в скважину; 16 – пробка
патрубка эхолотирования; 17 – патрубок эхолотирования; 18 – воронка; 19 – пласт.
Отбор проб с фонтанирующих скважин при освоении
Порядок проведения работ:
заехать на кустовую площадку, установить машину согласно
схеме (рисунок 7.43);
проверить, работает скважина или стоит;
проверить задвижку 5 (закрыта или открыта), если открыта,
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
258
закрыть (рисунок 7.38);
проверить давление в лубрикаторе 6, открыв вентиль 7. Если есть
давление – стравить;
Рисунок 7.38 – Оборудование устья скважины при отборе
глубинных проб пробоотборником (скважина оборудована воронкой,
способ освоения компрессирование)
1 – затрубная задвижка; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 –
центральная задвижка; 4, 12 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 –
лубрикаторная задвижка; 6 – лубрикатор; 7, – вентили для стравливания; 8 –
лубрикаторная головка с сальником и отверстием для проволоки; 9 – ролик; 10 –
пробоотборник; 11 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 13 – вентиль
для замера давления в скважине; 14 – подача воздуха или газа при
компрессировании; 15 – проволока от лебедки ЛС в скважину; 16 – отвод для
сброса скважинной жидкости в ёмкость (блок-долива); 17 – аварийный отвод; 18 –
воронка; 19 – пласт.
снять лубрикаторную головку;
установить устьевой ролик 9;
подсоединить пробоотборник 10 к проволоке 15;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
259
продев проволоку через устьевой ролик, спустить пробоотборник
в лубрикатор, избегая ударов его о плашку задвижки;
установить лубрикаторную головку 8, затянуть сальник;
произвести натяжку проволоки лебёдкой ЛС-6 вручную;
закрыть вентиль 7;
открыть задвижку 5 и опрессовать лубрикатор;
спустить пробоотборник в скважину на заданную глубину (в
интервал исследуемого пласта);
выдержать пробоотборник 10 на заданной глубине не менее
90мин;
произвести подъем пробоотборника;
закрыть задвижку 5;
через вентиль 7 стравить давление в лубрикаторе;
ослабить сальник на лубрикаторной головке 8 и открутить её;
вытащить пробоотборник 10 из лубрикатора;
снять устьевой ролик 9;
закрутить лубрикаторную головку;
закрыть вентиль 7;
смотать проволоку на лебёдку ЛС – 6;
покинуть кустовую площадку;
отвезти пробоотборник сразу в лабораторию, для проведения
анализа.
Транспортировка пробоотборника осуществляется в
горизонтальном положении, в специальном ящике (таре), - недопускается
перемещение при перевозке. Перевозится только в кузове автомашины, в
тепле (переохлаждение не допускается). Пробоотборник это сосуд,
находящийся под давлением – категорически запрещается производить
его разборку.
7.11 Гидродинамические методы исследования скважин.
Порядок проведения работ. Расчет параметров пласта
Основные понятия и определение
Пористость - под пористостью горной породы понимают наличие
в ней пустот (пор). Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости
m
а
называется отношение суммарного объема пор «V
пор
» в образце
породы к объему образца «V» (%).
Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление
перемещению одних её частиц относительно других, обозначается «μ»
(Па×сек).
Объёмный коэффициент пластовой нефти - показывает
изменение объема нефти в пластовых условиях в результате изменения
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
260
условий, давления и температуры, но главным образом в результате
выделения из нефти растворенного газа. Например: О.к.п.н. = 1,32
означает, что в пластовых условиях нефть с растворенным в ней газом
имеет увеличенный объем на 32% по сравнению с объемом
дегазированной нефти, обозначается «Bn» (доли ед.).
Депрессия – разность между пластовым и забойным давлением.
Обозначается «ΔР».
Оптимальный дебит скважины – максимально возможный дебит
скважины, обеспечивающий как её безаварийную работу, так и
рациональную разработку залежи в целом «Q
опт
» (м
3
/сут).
Дебит скважины – количество жидкости, поступающее из
скважины в единицу времени, при создании определенной депрессии на
пласт или без нее и обозначается «Q
ж
» (м
3
/сут).
Коэффициент продуктивности скважины - отношение дебита
скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит.
Коэффициент продуктивности показывает приращение суточного притока
в скважину при увеличении депрессий давления на 1атм. Обозначается
«К
пр
» (м
3
/сут×атм).
Коэффициент пьезопроводности пласта - характеризует скорость
распространения давления в упругой пористой среде и обозначается «χ»
(см
2
/сек).
Приведенный радиус скважины – это радиус такой
воображаемой, совершенной скважины, которая в аналогичных условиях
дает такой же дебит, что и реальная несовершенная скважина.
Гидропроводность пласта - способность пласта (коллектора)
пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры (способность
пласта-коллектора пропускать газ называется проводимостью).
Гидропроводность - комплексная характеристика пласта,
Гидропроводность определяется также при проведении
гидродинамических исследований пластов и скважин. Используется в
расчетах по определению показателей разработки месторождений,
составлении технологических проектов.
Скин–фактор – часть общей депрессии на пласт, которая
расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных
сопротивлений в зоне с ухудшенными свойствами пласта. Используют
для количественной оценки ухудшения свойств ПЗП и определяют
фактический радиус загрязненной зоны пласта.
Индикаторная диаграмма – графическое изображение
зависимости между дебитом скважины и перепадом давления. Строится
по данным исследований скважин на приток. По форме индикаторной
кривой судят о законе, по которому происходит фильтрация жидкости и
газа в пласте. Экстраполируя индикаторную кривую, находят
потенциальный дебит скважины.