Разработка Восточно-Таркосалинского месторождения

2.7 Физико-химическая характеристика конденсата

Свободный газ и конденсат

Состав пластового газа по отдельным скважинам и пластам определялся по результатам лабораторного исследования проб, сырого конденсата и газа сепарации, отобранных в процессе проведения промысловых газоконденсатных исследований. Расчеты потенциальных содержаний углеводородов этан-бутановой группы и пентана + высших (стабильного конденсата) выполнены в актах исследований на газоконденсатность, представляемых соответствующей лабораторией Центральной лаборатории концерна Тюменьгеологии. Ниже дается краткая характеристика конденсатов по пластам.

Газоконденсатная характеристика залежи пласта БП121-3 определялась на основе данных промысловых газоконденсатных исследований 6 объектов и результатов лабораторных исследований конденсатов из 6 объектов. По результатам проведенных промысловых исследований выход стабильного конденсата варьирует в пределах 220-504 см3/м3 (161-382 г/см3) с плотностью от 0,730 г/см3 до 0,770 г/см3. В лабораторных условиях замеренная плотность выше - 0,744-0,781 г/см3. Потенциальное содержание С5+В составляет 152-182 г/м3. Конденсаты по пласту БП121-3 малосернистые (в среднем серы 0,19 %), малопарафинистые (парафина не более 1,14 %). Молекулярный вес изменяется в пределах 103-120.

По групповому углеводородному составу конденсаты пласта БП121-3 относятся к метановому и метано-нафтеновому типам (содержание метановых углеводородов - до 59,54 %, нафтеновых - до 50,19 %, ароматических - до 20,15 %). Коэффициент извлечения составляет 0,75-0,77.

Газоконденсатная характеристика пласта БП123 определялась на основе данных промысловых газоконденсатных исследований в скважине 134, в которой данный пласт испытывался дважды (инт. 2945-2950 и 2942-2952 м). Выход сырого и стабильного конденсата составил 168 см3/м3 и 131 см3/м3. Плотность конденсата определена равной 0,777 г/см3, усадка - 0,78. Физико-химическая характеристика конденсата в лабораторных условиях не определялась.

Газоконденсатная характеристика пласта БП141-2 определялась по данным промысловых газоконденсатных исследований 9 скважин и результатов лабораторных исследований проб из 10 объектов. Выход стабильного конденсата составил 237-494 см3/м3 (179-366 г/м3) с плотностью от 0,718 до 0,755 г/см3. В лабораторных условиях плотность конденсата составила 0,729-0,784 г/см3. Потенциальное содержание конденсата в добываемой продукции по лабораторным исследованиям составило величины порядка 157-302 г/м3. Конденсаты малосернистые (0,009-0,029 %), малопарафинистые (0,10-1,18 %). Молекулярный вес изменяется в пределах 102-129. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метановому и метано-нафтеновому типам (содержание метановых углеводородов на дистиллятную часть до 60,43 %, нафтеновых до 57,44 %, ароматических до 16,12 %).

Газоконденсатная характеристика залежи пласта БП15 изучалась на основе данных промысловых газоконденсатных исследований 4 скважин и результатов лабораторных исследований конденсатов из этих скважин. Выход стабильного конденсата составил 404-811 см3/м3 с плотностью от 0,752 до 0,786 г/см3. Молекулярный вес изменяется в пределах 102-129. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метановому и метано-нафтеновому типам (содержание метановых углеводородов на дистиллятную часть до 57,96 %, нафтеновых до 53,50 %, ароматических до 14,71 %).

Таким образом, по результатам проведенных исследований видно, что конденсаты разных пластов Восточно-Таркосалинского месторождения близки между собой по физико-химической характеристике и углеводородному составу. Некоторое отличие групповых, как впрочем, и фракционных составов конденсатов объясняется, прежде всего, различными пластовыми условиями, условиями отбора и сепарации.

2.8 Геофизические исследования скважин

Геофизические исследования скважин (ГИС) на Восточно - Таркосалинском месторождении использовались для решения большого числа геологических задач, основные из них следующие:

литологическое и стратиграфическое расчленение разреза, определение глубин залегания и мощности пластов;

выделение пластов-коллекторов, изучение особенностей их распределения по площади месторождения, оценка характера их насыщенности, определение коллекторских свойств.

Достоверность решения перечисленных задач зависит от применяемого комплекса ГИС.

В разведочных скважинах выполнялись следующие комплексы ГИС:

1. Комплекс ГИС для общих исследований геологических разрезов в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважины.

стандартный каротаж;

индукционный каротаж (ИК);

кавернометрия ( КВ );

радиоактивный каротаж ( ГК,НКТ,НГК );

инклинометрия.

Стандартный каротаж проводился во всех разведочных скважинах. В качестве стандартных применялись градиент - зонд А2.0М0.5N и потенциал - зонд N11.0M0.5A (N6.0M0.5A) с записью ПС.

Основной масштаб КС-2.5 Омм/см, масштаб ПС - 12.5 мВ/см. Каротаж проводился аппаратурой АБКТ, КСП -1, Э-1, К - 3. Качество диаграмм хорошее.

2. Комплекс ГИС для детальных исследований геологических разрезов в масштабе глубин 1:200 в интервале продуктивных пластов.

боковое каротажное зондирование (БКЗ + резистивиметр);

микрокаротаж (МК);

боковой микрокаротаж и микрокавернометрия (БКМ и МКВ);

боковой каротаж (БК);

индукционный каротаж (ИК);

нейтронный каротаж (НКТ, НГК);

кавернометрия (КВ).

В отчетный участок работ входят Восточно-Таркосалинское месторождение, Темпельтинская и Сензянская площади. Восточно-Таркосалинское месторождение включает 59 разведочных и 36 эксплуатационных скважин. Из них 4 скважины N 71R, 72R, 913R, 916R пробурены на юру. Темпельтинская площадь включает одну скважину N137R , Сензянская - 8 скважин N 135R, 139R, 140R, 142R, 147R, 149R, 203R,208R.

В разведочных скважинах выполнен следующий комплекс ГИС:

стандартный каротаж (3 зонда + ПС);

боковое каротажное зондирование (БКЗ) + ПС;

боковой каротаж (БК);

индукционный каротаж (ИК);

микрозондирование (МКЗ);

боковой микрокаротаж (БМК);

резистивиметрия;

кавернометрия (профилеметрия);

радиоактивный каротаж (ГК, НГК, НКТ);

акустический каротаж;

инклинометрия.

В эксплуатационных скважинах выполнен следующий комплекс ГИС:

боковое каротажное зондирование (БКЗ) + ПС;

боковой каротаж (БК);

индукционный каротаж (ИК);

резистивиметрия;

кавернометрия;

радиоактивный каротаж (ГК, НКТ);

инклинометрия.

Кроме вышеперечисленного комплекса, в ряде эксплуатационных скважин были дополнительно проведены: микрозондирование, боковой микрокаротаж, акустический каротаж, гамма-гамма плотностной каротаж.

Данные о выполненном комплексе (по эксплуатационным скважинам), масштабах глубин, типах приборов, датах проведения замеров приведены в Таблице 4.1.

Стандартный каротаж проводился во всех разведочных скважинах тремя зондами:

подошвенный градиент зонд А2.0М0.5N, кровельный градиент зонд М0.5N2.А, потенциал зонд N6M0.5A c одновременной записью ПС. Запись проводилась аппаратурой АБКТ, КСП-1, КСП-2, Э-1.

Боковое каротажное зондирование в разведочных скважинах проводилось пятью градиент зондами (А0.4М0.1N, А1.0М0,1N, А2.0М0.5N, А4.0М0.5N, А8.0М1.0N), с одновременной записью ПС и резистивиметрии аппаратурой АБКТ, КСП-1, КСП-2, Э-1. В эксплуатационных скважинах запись проводилась пятью градиент зондами (А0.4М0.1N, А1.0М0,1N, А2.0М0.5N, М0.5N2.А, А4.0М0.5N) с одновременной записью ПС и резистивиметрии аппаратурой К-3 и Э-1.

Боковой каротаж проводился в разведочных скважинах аппаратурой АБКТ, ТБК, БИК, Э-1, в эксплуатационных скважинах - К-3, Э-1.

Индукционный каротаж в разведочных скважинах проводился аппаратурой АИК-3, АИК-М с зондом 6Ф1 и аппаратурой АИК-5, в эксплуатационных скважинах - аппаратурой АИК-М с зондом 6Ф1 и АИК-5.

Микрозондирование проводилось во всех скважинах аппаратурой МДО-1, МДО-2, МДО-3.

Микробоковой каротаж проводился во всех разведочных скважинах аппаратурой МБКУ, в эксплуатационных скважинах аппаратурой МБКУ и К-3.

Кавернометрия проводилась во всех скважинах аппаратурой СКП-1, CKO-11.

Радиоактивный каротаж в разведочных скважинах проводился как в открытом стволе, так и в колонне аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3. В эксплуатационных скважинах радиоактивный каротаж проводился в колонне аппаратурой ДРСТ-3 и СРК.

Акустический каротаж проведен СПАК-4 и СПАК-6.

Инклинометрия в разведочных скважинах проводилась через 25м, а в эксплуатационных скважинах через 10-20 метров приборами КИТ-А.

Качество методов ГИС в основном хорошее .

Интерпретация

Для обработки и интерпретации данных ГИС использовались следующие программные продукты:

программа “OKA” (ВНИГИК)- оценка качества методов БКЗ, ИК, БК;

программа “ЭКАР”- оценка качества методов электрометрии и ИК (поточечная и попластовая) и корректировка диаграмм;

программа “ГеоПоиск” (Институт кибернетики НАНУ) - определение удельного электрического сопротивления пласта и зоны проникновения;

программный комплекс GeoFrame компании Schlumberger GeoQuest.

Обработка и интерпретация результатов геофизических исследований проводилась в несколько этапов.

На первом этапе проводилась оцифровка кривых ГИС и проверка качества оцифровки. Оцифровка разведочных скважин выполнялась в “СибГеоНац”. Эксплуатационные скважины оцифрованы в ЦГГМ ОАО “Пурнефтеотдача”.

На втором этапе осуществлялась обработка кривых каротажа: увязка кривых по глубине, оценка качества исходной информации ГИС и корректировка кривых, их нормирование.

Нормирование кривых ГИС включает:

оценку качества БКЗ, ИК, БК, позволяющую определить сдвиг нулевых линий и искажение масштабов записи методов, внесение соответствующих корректировок в них;

выравнивание линии глин ПС, определение Апс;

нормирование НГК и НКТ на показания этих методов в опорных средах (каверны, плотные прослои).

На третьем этапе проводится интерпретация данных ГИС включающая:

определение удельного электрического сопротивления коллекторов, удельного сопротивления зоны проникновения промывочной жидкости, диаметр зоны проникновения;

определение коэффициентов пористости, проницаемости, водонасыщенности.

На четвертом этапе, в пределах стратиграфических маркеров рассчитываются средневзвешенные значения коэффициентов пористости и проницаемости.

Определение геофизических характеристик.

Литологическое расчленение разреза скважин в пределах перспективной толщи предусматривает выделение пластов и прослоев, различающихся по физическим свойствам, определение их границ и глубины залегания.

Выполненный комплекс ГИС является достаточным и позволяет выделять в разрезе проницаемые и непроницаемые пласты и определять их эффективные толщины. При этом используются как качественные, так и количественные критерии. Прямыми качественными признаками пластов-коллекторов по данным ГИС являются: отрицательная аномалия ПС, уменьшение диаметра скважины против коллектора, наличие радиального градиента сопротивлений по БКЗ, положительные приращения на микрозондах. При отсутствии прямых качественных признаков коллекторов, что может быть обусловлено технологией бурения и проведения геофизических работ, при выделении коллекторов использовались количественные критерии различных параметров, соответствующих границе коллектор-неколлектор. В качестве таких параметров использованы: коэффициент проницаемости (Кпр) и соответствующий ему для данного типа коллектора коэффициент пористости (Кп).

Определение удельного электрического сопротивления породы

Для определения удельного электрического сопротивления пластов, удельного электрического сопротивления и диаметра зоны проникновения проводилась комплексная интерпретация электрических методов БКЗ, ИК, БК.

Определение УЭС предусматривает большой объем предварительной обработки.

Предварительная обработка включает оценку качества записи всего комплекса электрических методов.

Совместная интерпретация БКЗ, ИК, БК показала, что в коллекторах наблюдается повышающее проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт до 4-16ти диаметров скважины в разведочных и до 2-6ти диаметров в эксплуатационных скважинах.

Трудности в определении УЭС проницаемых пропластков связаны с глубокой зоной проникновения фильтрата ПЖ и малой мощностью в разрезе с частым чередованием непроницаемых глинистых и плотных высокоомных пропластков.

Согласно принятым критическим величинам УЭС проницаемые пласты были отнесены к продуктивным и устанавливался контакт продукт-вода. За величину критического УЭС принято значение 20.5 Омм.

Данные испытания для всех опробованных пластов подтверждают оценку насыщения по ГИС.

Определение относительной амплитуды ПС

Предварительно производилось выравнивание линии глин ПС.

Относительная амплитуда ПС рассчитывалась по формуле:

Апс=(ПСmax-ПС)/(ПСmax-ПСmin),

где Апс - относительная амплитуда ПС;

ПC min - минимальное значение на кривой ПС;

ПС - значение ПС в данной точке кривой;

ПСmax - максимальное значение на кривой ПС.

Минимальное значение ПС выбиралось по рекомендации “СибНАЦ” (для пластов БП12-17 за опорный пласт принимался чистый водонасыщенный песчаник с максимальной амплитудой ПС в интервале 2000-2500 метров).

Определение коэффициентов пористости

Пористость для коллекторов группы БП по материалам ГИС определялась по данным радиометрии, акустического каротажа, потенциалов собственной поляризации. В качестве основной при определении Кп была принята методика, основанная на использовании НКТ и НГК. Физической основой методики является функциональная зависимость между показаниями нейтронных методов и суммарным водородосодержанием. Предварительно было проведено нормирование показаний нейтронного каротажа по опорной скважине N 905R (отчет “СибНАЦ”, Тюмень, 1998год). В качестве опорных сред выбирались слабо глинистые песчаники, уплотненные карбонатизацией прослои, не размытые глины и каверны. В таблице №2 приведены осредненные показания нейтронного каротажа в опорных средах по всем скважинам. Коэффициент пористости определялся по зависимости:

Кп (НК)=(Wнк-Wтв)/(1-Wтв),

где Wнк - суммарное водородосодержание по нейтронному каротажу, Wтв -

водородосодержание твердой фазы породы, определяемое по зависимости от относительного параметра ПС.

Акустический каротаж (АК) выполнен в 39 разведочных и 4 эксплуатационных скважинах. Качество АК контролировалось сопоставлением показаний метода в опорных средах (стратиграфически и литологически выдержанных породах) эталонной и нормируемой скважин (отчет “СибНАЦ”, Тюмень, 1998год).

Для расчета коэффициента пористости использовалась эмпирическая зависимость, полученная В.Г.Фоменко для коллекторов Западной Сибири:

.

Для пластопересечений, не имеющих прямых определений Кп по АК, коэффициент пористости определен по зависимостям Кп.ак и Апс:

Кп.ак = 9.006 бпс + 10.53 , пласт БП 12-15

Кп.ак = 9.120 бпс + 10.34 , пласт БП 16-17.

Оценка коэффициента пористости по ГГК-П проводилась по формуле:

Кп = (ум - уоб)/(ум - уж),

ум - минеральная плотность пород (для песчано-алевритовых пород Западной Сибири минеральная плотность в среднем составляет 2.68 г/см3);

уж - плотность насыщающей жидкости (принята равной 1 г/см3);

уоб - объемная плотность пород.

Коэффициент пористости по относительному параметру ПС определялся для всех скважин и для всех групп продуктивных пластов по зависимостям:

Кп = 12.00 бпс + 10.88 , пласт БП 12-15

Кп = 7.45 бпс + 11.13 , пласт БП 16-1.

В зависимости от выполненного в скважине комплекса ГИС коэффициент пористости рассчитывался по всем перечисленным методам.

Определение коэффициента нефтенасыщенности коллекторов

Определение нефтегазонасыщенности пород-коллекторов основано на использовании удельных электрических сопротивлений (УЭС) и петрофизических зависимостей Рн(Кв), Рп(Кп), а также экспериментальных зависимостей УЭС, определенных по ГИС, от объемного параметра влажности (щв), определяемого по данным прямого метода на образцах керна, отобранного на не фильтрующем растворе (РНО).

Петрофизическая обеспеченность определения Кнг пластов группы БП более полная:

для пластов БП12-15:

lg (Кв) = 2.007 - 0.675 lg(Рн), при Кпр>100 мД;

lg (Кв) = 2.000 - 0.621 lg(Рн), при 10 мД<Кпр<100 мД;

lg (Кв) = 1.981 - 0.580 lg(Рн), при Кпр<10 мД;

lg (Рп) = 4.036 - 2.147 lg(Кп);

для пластов БП17:

lg (Кв) = 2.009 - 0.656 lg(Рн), при Кпр>100 мД;

lg (Кв) = 2.001 - 0.604 lg(Рн), при 10 мД<Кпр<100 мД;

lg (Кв) = 1.977 - 0.590 lg(Рн), при Кпр<10 мД;

lg (Рп) = 3.559 - 1.77 lg(Кп).

Удельное сопротивление воды св, необходимое при расчетах Кнг, определено по минерализации законтурной воды, которая принята равной 8 г/л для всех пластов. Для пластов БП12-15 св составит 0.26 Омм, для пластов БП16-17 - 0.24 Омм.

Коэффициент нефтегазонасыщенности пласта БП16 определялся по зависимости сп(щв), полученной по данным каротажа и керна скважины 138 пробуренной на РНО:

lg (щв) = 1.5 - 0.532 lg (УЭС);

Кнг = 1 - (щв / Кп).

Определение коэффициента проницаемости коллекторов

Проницаемость коллекторов пластов БП12-17 определялась по зависимостям Кпр = f(Кп), описываемых уравнениями:

для пластов БП12-15:

lg (Кпр) = 0.467 Кп - 6.45 ;

для пластов БП16-17:

lg (Кво) = 49.22 - 16.0 lg (Кпр);

Кп = 22.6 - 0.184 Кво.

3. Технико-технологический раздел

3.1 Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Выше указывалось что вызов притока нефти из пласта в скважину может быть достигнут снижением столба жидкости в скважине или же уменьшением плотности жидкости, заполняющей скважину. В конечном итоге в обеих случаях давление на забой снижается, становится меньше давления в пласте, что вызывает приток жидкости и газа из пласта в скважину.

Освоение фонтанных скважин обычно производят одним из следующих способов: 1) понижением уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба); 2) последовательной заменой глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности.

Рассмотрим эти способы освоения скважин.

Поршневание. Сущность этого метода заключается в постепенном снижении уровня жидкости, заполняющей скважину, при помощи поршня.

Поршень (рис. 62) состоит из следующих основных узлов ( сверху вниз): грузовой металлической штанги 2, соединяющейся специальным замком ! с канатом и служащей для утяжеления поршня; клапанной клетки с шариковым клапаном 3; пустотелого патрубка 4 и манжет 5, изготовленных из прорезиненного ремня.

Диаметр манжет на 1-2 мм меньше диаметра насосно- компрессорных труб.

При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. при подъеме поршня клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

Количество жидкости, извлекаемой из скважины за один цикл поршневания. зависит от глубины погружения поршня в жидкость. Поршень погружают под уровень жидкости в скважине на глубину, подъем с которой обеспечивается прочностью каната. Обычно погружение поршня под уровень жидкости составляет 50-200 м. Спуск поршня и его подъем производят тракторным подъемником или буровой лебедкой.

Продолжительность поршневания зависит от величины пластового давления, степени загрязненности скважины и интенсивности проведения работ. Иногда фонтанирование скважины начинается после нескольких циклов поршневания, но во многих случаях на поршневание затрачивается несколько дней.

Большим недостатком поршневания является необходимость проводить работы при открытом устье, что связано с опасностью выброса. кроме того, сильно загрязняется нефтью территория вокруг скважины, что опасно в пожарном отношении. Поэтому поршневание применяется преимущественно при освоениинагнетательных водяных скважин, или же при опробовании отдаленных разведочных скважин, где применение других способов освоения связано с трудностями ( отсутствие передвижных компрессоров, трудность их транспортировки и т.п.)

Промывка. При промывке скважины для возбуждения фонтана плавное снижение противодавления на забой достигается замещением жидкости, заполняющей скважину, более легкой - глинистого раствора -водой, воды - нефтью.

Возбуждение фонтана промывкой возможно в тех скважинах, где пластовое давление превышает давление, создаваемое на забой столбом дегазированной нефти; в противном случае промывка дает положительные результаты только при совмещении с другими методами и, в частности, при дальнейшем освоении скважины с использованием сжатого газа или воздуха.

Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают ( обычно до фильтра) фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации.

Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор, заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по фонтанным трубам.

При большом пластовом давлении скважина часто начинает фонтанировать даже при неполной замене глинистого раствора водой.

Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду в скважине заменяют на нефть. Этот способ вызова притока дает возможность плавно понижать давление на забой скважины и постепенно разрабатывать поровое пространство пласта в призабойной зоне, что весьма важно для освоения скважины, вскрывших рыхлые пласты.

Для закачки нефти в скважину применяют передвижные насосные агрегаты на тракторном или автомобильном шасси.

Насосный агрегат во время промывки нефтяной скважины устанавливают с наветренной стороны на расстоянии 20 - 25 м от устья.

Нагнетательная линия, соединяющая устье скважины с выкидом насоса, собирается из 60- мм насосно - компрессорных труб на быстросвинчивающихся резьбовых соединениях и прокладывается так, чтобы толчки и вибрации, возникающие при работе насосного агрегата, не передавались на устьевую арматуру скважины.

Давление во время промывки контролируется двумя манометрами: один из них устанавливается на выкиде насоса и предназначендля контроля работы насоса и состояния выкидной линии, другой подключается к затрубному пространству, где он работает в более спокойных условиях, с меньшей вибрацией стрелки, что позволяет хорошо проследить за изменением давления в скважине.

Использование сжатого воздуха или газа. Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной скважины.Сжатый газ или воздух вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через подъемные трубы наружу и, одновременно поступая в небольшом количестве через специальные (пусковые) клапаны , газирует жидкость, которая движется в них,и тем самым уменьшает ее плотность.

Для нагнетания воздуха в скважину в большинстве НГДУ применяют передвижные компрессоры УКП-80. Передвижной компрессор можно устанавливать на металлических санях, тракторной тележке и на большегрузных автомобилях.

Агрегат УКП - 80 имеет производительность 8 м куб/мин. ( в нормальных условиях) при максимальном давлении 8 МПа.

Кроме агрегатов УКП-80, в НГДУ все больше начинают испотльзоваться компрессорные агрегаты с более высоким рабочим давлением - на 10 и 20 МПа.

Компрессор подключается к задвижке затрубного пространства скважины при помощи 48-мм насосно-компрессорных труб, снабженных быстросвинчивающимися замками. Эти трубы, присоединительные фланцы и другое оборудование перевозятся обычно вместе с компрессором.

Освоение фонтанной скважины при помощи сжатого газа или воздуха возможно только при условии оборудования подъемных труб специальными пусковыми приспособлениями, пропускающими часть воздуха из затрубного пространства в подъемные трубы. Описание этих приспособлений и самого способа освоения скважин при помощи сжатого воздуха дано в гл.Х "Компрессорная эксплуатация нефтяных скважин".

Способ аэрации. Значительное понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто одновременным нагнетанием в нее воды (или нефти) и газа ( или воздуха). Схема оборудования скважины при этом методе вызова притока показана на рисунке.

К скважине, кроме водяной (нефтяной) линии от насоса,м подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) и газожидкостная смесь нагнетается в затрубное пространство скважины.

При замене этой смесью жидкости, находящейся в скважине, давление на забой снижается, и нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Нагнетание газожидкостной смеси прекращают, как только скважина начинает устойчиво фонтанировать.

3.2 Регулирование работы фонтанных скважин

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее и наиболее рациональному расходованию пластовой энергии.

Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе. Кроме того, на месторождениях, где продуктивные пласты сложены из песков, при фонтанировании необходимо поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работе скважины, т.е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим.

В процессе фонтанирования необходимо также регулировать соотношение нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться в результате прорыва контурных или подошвенных вод.

Для обеспечения длительного и бесперебойного фонтанирования в большинстве случаев приходится ограничивать дебит скважин.

Величину дебита скважины регулируют созданием противодавления на ее устье при помощи штуцера ( металлической втулки с небольшим отверстием), устанавливаемого в выкидной линии. Значительно реже противодавление создают путем поддержания высокого давления в газосепарационной установке, куда поступает газонефтяная смесь из скважины.

Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяет такие штуцеры без извлечения труб из скважин. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спуско-подъемный инструмент, спускаемый на стальном канате.

Устьевые штуцеры применяют различных конструкций в зависимости от характеристики скважины. Диаметр штуцера подбирают опытным путем, в зависимости от заданного режима работы скважины он может быть от 3 до 15 мм и выше.

В тех скважинах, где наблюдается вынос из пласта песка вместе с нефтью, применяются штуцеры, способные длительное время противостоять истирающемуся действию песка. такой штуцер представляет собой массивную цилиндрическую втулку с отверствием в середине и буртиком на одной стороне. Штуцер устанавливается после боковой задвижки фонтанной арматуры, между фланцевыми соединениями обвязки. Чтобы облегчить замену и установку штуцера, непосредственно за ним в обвязке монтируется штуцерный патрубок длиной 1-1,2 м.

Когда нужно заменить штуцер, шпильки во фланцах штуцерного патрубка вынимают, но при этом оставляют по одной шпильке на каждом фланце в совпадающих отверстиях. Затем фланцевое соединение, где находится штуцер, раздвигают и патрубок поворачивают вокруг оставленных шпилек на 180 градусов . После извлечения штуцера из патрубка и установки нового ставят патрубок на место, обрашщая особое внимание на состояние прокладок и их положение во фланцах.

Штуцерный патрубок изготовляют из толстостенной бурильной трубы, так как вследствие расширения газонефтяной струи за штуцером и высокой скорости потока стенки штуцера быстро истираются песком. По мере износа штуцерного патрубка его заменяют, устанавливая заранеемподготовленный патрубок таких же размеров.

Для продления срока службы штуцера его часто делают комбинированным, вставляя в центральную часть коническую втулку из твердого сплава или из качественной термически обработанной стали. С этой целью, особенно при высоком буферном давлении, применяют ступенчатые штуцеры, которые представляют собой два или три последовательно установленных штуцера с постепенно уменьшающимися диаметрами отверстия.

На месторождениях, где добывается нефть без песка, применяются более простые штуцеры, представляющие собой диск толщиной 7-10 мм, в центральной части которого имеется отверстие с резьбой. куда завинчивается штуцерная втулка. Передний торец втулки ( считая по ходу движения струи) имеет глубокую коническую фаску, которая исключает возможность засорения отверстия парафином. такой штуцер можно устанавливатьв любом фланцевом соединении обвязки фонтанной арматуры.

Применяются также быстросменные штуцеры подобного типа, замена и проверка которых выполняются без разборки и ослабления фланцевого соединения.

Цилиндрический корпус 1 быстросменного штуцера имеет в центре сквозное отверстие для прохода газонефтяной смеси. Во внутреннюю полость корпуса с небольшим зазором устанавливается тонкий штуцерный диск 3, имеющий сменный штуцер-вкладыш 2. Размеры диска и внутренней полости корпуса подобраны так, что отверстие штуцера располагается точно по центру корпуса. Сбоку в корпусе имеется прямоугольное окно, через которое устанавливается штуцерный диск. Окно закрывается крышкой 5 и закрепляется двумя гайками-барашками. Уплотнение крышки выполняется в виде прокладки из паронита или прорезиненного ремня 4. Для удобства извлечения и установки штуцерного диска на нем закреплен проволочный крючок. Между фланцами и корпусом штуцера находится уплотнительная прокладка из паронита толщиной 3-5 мм. На рисунке показан регулируемый штуцер. В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90 градусов. Чтобы мзменить проходное сечение в штуцере, иглу-наконечник 3 приблтжают к втулке 2м или отдаляют от нее путем вращения маховика 6. Величину открытия штуцера показывает стрелка на указателе. Регулируемые штуцеры можно применять только для скважин с весьма малым содержанием песка в фонтанной продукции.

При замене штуцера выкидная линия, в которой заменяется штуцер, должна полностью отключаться. а скважина переводиться на работу во второй ( запасной ) линии. При отключении выкидной линии сначала закрывают боковую задвижку фонтанной арматуры, а затем задвижку со стороны газосепараторной установки. После этого снижают давление в линии до атмосферного , а газонефтяную смесь выпускают через вентиль, предназначенный для отбора проб, в ведро или другую емкость.

Когда фланцевое соединение со штуцером находится в пониженной части обвязки, следует полностью освободить выкидную линию от нефти. Для этого прежде чем переводить фонтанную струю на запасную линию, нужно закрыть скважину при помощи боковой задвижки на 3-5 минут, а затем быстро выпустить газ, скопившийся в верхней части подъемных труб, в рабочую линию, подлежащую разборке. Отключив эту линию, пускают скважину в работу по запасной линии.

При разборке фланцевых соединений нужно следить за тем, чтобы освобожденные трубы обвязки не оказались на весу; нужно закрепить их, подвешивая к другим узлам обвязки, или же пользоваться прочными подставками-козлами.

Разведение фланцев и совмещение отверстий в них выполняют при помощи оправки.

При креплении болтовых соединений ключ следует вращать от себя.

Запрещается использовать патрубки-удлинители для гаечных ключей с открытым зевом, так как приложение больших усилий к такому ключу может привести к его поломке, а следовательно, создать опасность травмирования работающего с ним. Для такой работы нужно иметь специальные накидные ключи, охватывающие гайки. по всему периметру.

3.3 Исследование фонтанных скважин и установление оптимального режима их эксплуатации

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 исследовании определения продуктивной характеристики скважины и установления технологического режима ее работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления - для определения периметра 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 скважин для оценки возможных изменений свойств нефти.

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

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 затрубном 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 сачов ( от 12 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 с 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 скважин строят индикаторную кривую и определяют коэфициент продуктивности для выполнения необходимых технических расчетов в процессе эксплуатации скважины.

Строят также графики зависимости между диаметром щтуцера 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 обеспчить 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 рисунке 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 х105 Па, то для примера, приведенного на рисунке, оптимальным диаметром штуцера будет 6 мм. При этом диаметре обеспечивается вынос песка П <, <0,3% при депрессии 30.105 Па, что дает рзав = 135х105 Па ( выше давления насыщения), получения дебита нефти 50 т/сут при газовом факторе не более 60 м2/т.

Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин устанавливается 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 глубинных измерений, монтируемые на автомобиле или тракторе и приводимые в действие от их двигателей.

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

Для спуска прибора в скважину над верхней стволовой задвижкой вместо буфера устанавливают устьевой сальник-лубрикатор с роликом. 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 рисунке.

Головка лубрикатора 1 имеет гнездо, в которое закладывается втулка 2 из нефтестойкой резины с заранее просверленным осевым отверстием. Над резиновой втулкой находится нажимная втулка3, соединенная с ходовым винтом 4. Благодаря крупной трапецеидальной резьбе ходового винта при незначительном его повороте нажимная втулка перемещается вдоль оси на несколько милиметров, в результате чего резиновое уплотнение сжимается и освобождается.

На верхней части ходового винта закреплен бачок 6, наполняемый маслом; несколько ниже на винте имеются грани под ключ, на них устанавливается регулировочная головка 5 с поводком 7.Поводок соединяется с нажимным роликом 11 при помощи тяги 9 и серьги 8.

Работа уплотняющего устройства происходит следующим образом.

При спуске скребка проволока ослабляется, и нажимной ролик под действием своей силы тяжести смещается вниз, передвигая при этом поводок регулировочной головки против часовой стрелки. В результате этого ходовой винт на какую-то часть оборота вывинчивается и освобождает уплотнение, облегчая движение проволоки через него.

При подъеме скребка нажимной ролик полнимается натянутой скребковой проволокой, а ходовой винт завинчивается и сжимает уплотнение; при этом исключаются пропуски нефти и газа и улучшается очистка проволоки от нефти и парафина.

Увеличение затяжки ходового винта создается перестановкой пальца 10 в отверстие на тяге 9, расположенное ближе к поводку, и перестановкой регулировочной головки.

Для выполнения глубинных измерений механизированную лебедку устанавливают на расстоянии 10-30 м от устья скважины. Прибор спускают в скважину после предварительного шаблонирования колонны подъемных труб. Это особенно важно в тех скважинах, где в трубах отлагается парафин.

Если скважина высокодебитная или газовый фактор большой ( выше 200-300 м3/т), то в верхней части подъемных труб газонефтяная смесь будет двигаться с большими скоростями. Поэтому рекомендуется присоединять к прибору утяжелитель массой 5-8 кг.

Глубина спуска прибора во избежание отрыва проволоки при подъеме не должна превышать длины колонны труб. Поэтому у башмака колонны устанавливают ограничитель ( поперечная шпилька).

Глубинные приборы спускают при отключенном трансмиссионном валу на лебедке. Во избежание сильных рывков и образования "жучков" на проволоке при спуске барабан притормаживают.

Поднимают прибор из скважины со скоростью 1,5 - 2,0 м/с до тех пор,пока до устья скважины не останется 40-50 м; остальную проволоку выбирают на первой скорости или вручную.

Давление и температуру на забое и по стволу скважины измеряют глубинными манометрами и термометрами. В большинстве случаев манометры и термометры объединяются в одном приборе.

По характеру измерения давления и конструкции глубинные манометры разделяются на несколько групп и типов. Наиболее распространенны две группы манометров: 1) максимальные глубинные манометры и 2) глубинные манометры с непрерывной записью показаний. Манометры первой группы фиксируют только наибольшее давление в измеряемом интервале и поэтому называются максимальными. Эти манометры имеют ограниченное распространение, главнымобразом потому, что при работе с ними нельзя записывать изменение давления на забое скважины во времени. Манометры второй группы снабжены часовыми механизмами, обеспечивающими непрерывную запись давления.

Конструктивно регистрирующие глубинные манометры изготовляются двух типов: поршневые манометры МГР и геликсные МГГ.

В поршеном манометре давление передается исполнительному элементу через поршень, а в геликсном - через винтовую манометрическую пружину-геликс.

Измеряемое давление при прохождении жидкости через фильтр и манометрическую камеру действуют на поршень, движущийся в самоуплотняющемся сальнике, Давление, оказываемое на поршень, уравновешивается натяжением винтовой цилиндрической пружины, работающей на растяжение, Один конец пружины укреплен неподвижно, а второй конец жестко соединен с поршнем.

Перемещение поршня, пропорциональные воспринимаемому давлению, записываются пером на диаграмме, вставленной в барабан, который приводится во вращение часовым механизмом, Осевое перемещение поршня с пером и вращательное движение барабана от часового механизма дают на даграмме запись изменения давления во времени.

В качестве рабочей жидкости, заполняющей внутреннюю полость манометрического блока, применяется спиртовой раствор жидкого мыла.

Для контроля температуры в скважине при изменении давления в корпусе прибора установлен максимальный ртутный термометр.

Глубинные манометры МГП выпускаются для различных пределов измерения, причем наибольший предел равен от 0 до 35 МПа. Пределы измерения температур - от 10 до 1000 С.

Диаметр манометра 32 мм, поэтому можно спускать в насоснокомпрессорные трубы диаметром dу= 60 мм.

Давление среды через отверстие в корпусе прибора действует на сильфон, заполненный жидкостью. Внутренняя полость сильфона через канал в стержне и капиляр сообщается с внутренней полостью витой трубчатой (геликсной) пружины. Конец геликсной пружины, соединенный с сильфоном, укреплен на стержне, другой конец пружины заглушен и к нему присоединена ось, на которой укреплен держатель с пером. Давление внешней среды, воспринимаемое сильфоном, передается геликсной пружине, которая начинает раскручиваться, и свободный конец ее, перемещаясь, поворачивает ось на угол, пропорциональный давлени. Перо чертит на диаграммном бланке, всиавленном в каретку, линию, пропорциональную давлению. Каретка перемещается вдоль оси прибора при помощи ходового винта,который приводится в движение часовым механизмом, Прибор спускают в скважину на проволоке, В нижней части манометра помещен термометр. Величину измеренного манометром давления определяют по длине ординаты записи, затем находят соответствующее ей давление по графику или таблице, оставленным при тарировании манометра, и вводят температурную поправку.

По оси ординат записывается величина давления в масштабе длины записи, по оси абсцисс - время в минутах. Нулевая линия прочерчивается перемещением каретки до спуска манометра в скважину и соответствует атмосферному давлению.

На заданной глубине ( обычно на забое) манометр некоторое время выдерживают. Затем манометр поднимают над забоем, выдерживают на этой глубине и снова спускают в забой. Эти операции проделывают несколько раз более точного отсчета длины замера.

Длина замера l зам, соответствующая забойному давлению, определяется как средняя арифметическая записей, полученных при последовательном приподнимании и опускании манометра на участках.

Длину записей измеряют при помощи специального приспособления - микроскопа с палеткой. Палетка представляет собой прозрачную ( стеклянную ) пластинку с нанесенными на ней одной продольной и 25 поперчными линиями с расстоянием между ними 5 мм. Микроскоп также имеет сетку с делениями, отстоящими одно от другого на 0,1 мм. При помощи микроскопа и палетки можно делать отсчеты с точностью до десятых долей милиметра.

Кроме глубинных манометров описанных типов, в НГДУ применяют глубинные дифференциальные манометры. Этими манометрами измеряют разницу между пластовым и забойным давлением при исследовании скважин на приток.

Для отбора проб нефти из скважин предназначены различные пробоотборники.

Для измерения притока жидкости в фонтанных скважинах из различных пропластков продуктивного горизонта применяются глубинные дебитомеры, спускаемые в скважину также на проволоке или на стальном тросе через лубрикатор.

Измерение дебита скважин.

При исследовании скважин в оперативном контроле за их работой необходимо замерять дебиты жидкости и газа, определять обводненность нефти.

В НГДУ до последнего времени в основном применялся объемный способ определения количества жидкости, поступивший в какую-либо емкость за некоторый промежуток времени. В качестве замерной емкости при этом служит замерный трап, в котором до замера происходит отделение газа от жидкости, или открытый вертикальный цилиндрический мерник.

Объем жидкости, поступившей в замерный трап или мерник за время замера, равен произведению площади поперечного сечения данного сосуда на высоту столба жидкости. Площадь поперечного сечения сосуда является постоянной и обычно известна, вторая же величина определяется непосредственным измерением уровней жидкости в начале и конце замера при помощи водомерных стекол, реек или стальных лент.

В зависимости от дебита скважины и объема замерной емкости время замера может колебаться от 1 до 4 часов и более. После замера полученный объем пересчитывается на суточный дебит в объемных единицах.

В последнее время в НГДУ все большее распространение получают новые автоматизированные системы сбора нефти и газа, при которых дебит жидкости замеряют специальными расходомерами. Эти расходомеры с дистанционным и автоматическим замером монтируются непосредственно в трубопроводе после отделения жидкости от газа.