ДОБЫЧА НЕФТИ

Инженер-нефтяник - это специалист по бурению, опробованию и заканчиванию скважин, а также по добыче нефти и газа. Задача инженера-разработчика - достижение максимальной добычи с данного месторождения с наибольшей экономической выгодой.

Давление в скважине и в коллекторе

Давление в насосно-компрессорной колонне измеряется как давление флюидов в этой колонне, а давление в обсадной колонне -как давление флюидов, заполняющих затрубное кольцевое пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами. Для измерения давления в насосно-компрессорной колонне используют манометр, установленный наверху фонтанной арматуры. Давление на забое промеряется на дне скважины.

Давление при движении флюидов и давление

Рис. 11.1. Давление при движении флюидов и давление

в закрытой скважине

Давление можно измерять как при движении флюидов (гидродинамическое давление) - в процессе эксплуатации скважины, так и в закрытой скважине (статическое давление) - после того, как скважина остановлена и стабилизирована на некоторое время, например на 24 ч (рис. 11.1). Разность между этими двумя величинами называется перепадом давления.

Исходное давление в коллекторе до начала добычи из него называется начальным пластовым (первичным) давлением. При добыче давление в пласте коллектора снижается. Его можно измерить в любое время в процессе добычи как давление на забое в закрытой скважине. С этой целью в скважину на кабеле спускают специальный прибор - «бомбу» для измерения забойного давления.

Обычно манометр состоит из датчика давления, регистрирующего устройства и механизма синхронизации. Прибор заключен в металлическую трубу длиной около 2 м. В процессе измерений результаты записываются в виде диаграммы с временной шкалой. Аналогичный прибор может быть использован для регистрации температуры.

Другой тип манометров - это электронный самопишущий манометр, который спускают на электрокабеле.

Опробование скважины

Для определения оптимального темпа добычи на конкретной скважине проводится ряд измерений силами нефтедобывающей компании, специалистов по опробованию скважины либо обслуживающей компании. Они используют оборудование, имеющееся на месте, или завозят портативное оборудование. После заканчивания скважины определяют ее потенциальный дебит, т.е. максимальное количество газа или нефти, которые могут быть добыты из скважины за 24 ч. Для хранения добытых флюидов на месторождении используют сепаратор и резервуарный парк.

Дебит скважины иногда определяют несколько раз в процессе добычи; такие данные могут потребоваться органам государственного регулирования.

Испытание скважины на продуктивность проводят для выяснения последствий для коллектора различных скоростей добычи. Его осуществляют с помощью портативного оборудования (рис. 11.2), измеряющего пластовое давление на забое скважины сначала при закрытом устье, а затем при нескольких различных стабильных уровнях добычи. Измерения проводят для вычисления максимально возможного дебита скважины и максимального дебита, который не приведет к повреждению продуктивного пласта. В скважинах, соединенных с центральным пунктом обработки, периодически проводят испытания на продуктивность для определения дебита каждой из них. Испытания могут осуществляться автоматически и ручным управлением. На нефтяных скважинах обычно определяют уровни добычи нефти, воды и газа, газовый фактор и гидродинамическое давление в насосно-компрессорной колонне.

Оборудование для испытания скважины на продуктивность

Рис. 11.2. Оборудование для испытания скважины на продуктивность

В газовых скважинах фиксируется добыча газа, газоконденсата и воды, гидро-динамическое давление в насосно-компрессорной колонне и отношение конденсатгаз.

Испытание скважины с переменным давлением предполагает измерение давления и дебита. При исследовании скважины методом понижения уровня измеряют давление на забое в закрытой скважине, а затем - в момент, когда из скважины начата добыча и давление снизилось до стандартного гидродинамического. В исследовании методом повышения уровня сначала фиксируют гидродинамическое давление на забое скважины, а затем при ее закрытии, когда давление повышается до стандартной величины в закрытой скважине. Многоступенчатое (например, четырехточечное) испытание сважины предполагает измерение гидродинамического давления на забое при различных установившихся скоростях потока.

Фильтрационные свойства пласта - это способность пласта перемещать флюиды в скважину при данном гидродинамическом давлении на забое.

Максимально возможный, или абсолютный свободный, дебит газовой скважины измеряется как наибольший объем притока флюидов в скважину при нулевом давлении на забое. Это величина, рассчитанная по результатам многоступенчатого испытания скважины.

Коэффициент продуктивности скважины - величина понижения давления на забое, деленная на суточный дебит скважины (бар./сут), для скважин на суше обычно превышает 1 бар./сут.

Коэффициент эффективности притока аналогичен коэффициенту продуктивности, так как представляет собой график зависимости падения давления от дебита, однако этот показатель более точный, поскольку позволяет предсказать режим коллектора, возрастание газового фактора, а также изменение проницаемости породы в процессе добычи.

Испытание газовых скважин осуществляют обычными методами, при этом измеряют количество добываемого газа, газоконденсата и воды. Метод противодавления при исследовании скважины используют для измерения давления при закрытом устье, а также в ходе добычи при нескольких стабилизированы* значениях скорости потока с целью определения фильтрационных свойств пласта.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >