Контроль за дебітом і приемистостью свердловин, обводненностью продукції, газовим фактором
При розробці родовищ нафти і газу обов'язковий високий рівень організації контролю за дебітом свердловин по нафті, газу і рідини, їх продуктивністю, обводненностью свердловин, газовим фактором (по нафтових свердловин), приемистостью нагнітальних свердловин.
При недостатньо надійній роботі системи "Супутник" обводненість продукції свердловин визначають по пробам рідини, відібраними з викидних ліній свердловини, за допомогою апарату Діна і Старка, центрифугуванням або іншими методами.
Дебіт попутного газу вимірюють на групових установках турбінним газовим лічильником типу "Агат-1", а при використанні індивідуальної замірній установки - турбінним лічильником або диференціальним манометром з дросельним пристроєм. встановлюються на виході з трапа. Останнім часом з'являються нові більш досконалі вимірювальні пристрої, вітчизняних і закордонних виробників.
Промисловий газовий фактор (в м3 / т) обчислюють як відношення дебіту попутного газу до дебіт сепарований нафти.
Пріемістостьводонагнетательной свердловини (в м3 / добу) вимірюють лічильником або расходомером диафрагменного типу. встановленим на кущовий насосної станції. Оскільки один розвідний водовід часто забезпечує водою дві-три свердловини, завмер приемистости свердловини слід проводити при зупинці інших свердловин. харчуються з того ж водоводу. При використанні індивідуальних насосів для нагнітальних свердловин їх прийомистість визначають індивідуально.
Дебіти свердловин при видобутку природного газаізмеряют на групових або централізованих газозбиральних пунктах за допомогою витратомірів різних конструкцій, часто званих дифманометрами, - поплавковими, мембранними, сильфони. Для розвідувальних свердловин, які не підключені до газопроводу, а також для свердловин з гирловим тиском, меншим, ніж тиск в промисловому газопроводі після вузла вимірювання дебіту, часто використовують метод критичного закінчення з використанням відповідного диафрагменного вимірювача (диктує).
При розробці многопластових експлуатаційних об'єктів або об'єктів великої толщінибольшое значення має визначення розглянутих показателейраздельно по пластах та інтервалів пласта. У видобувних і нагнітальних свердловинах цю задачу вирішують. головним чином застосовуючи апарат для глибинної потокометріі і термометрії.
Питання техніки, технології контролю за розглянутими показниками роботи свердловин і пластів в них, а також прийоми інтерпретації одержуваних вимірів викладаються в інструкціях по дослідженню свердловин і пластів.
Для кожного об'єкта з урахуванням характеру мінливості показників роботи свердловин повинна бути встановлена періодичність їх вимірів таким чином, щоб кількість визначень було достатнім для отримання в результаті їх статистичної обробки надійних середніх значень за звітні періоди часу (місяць, квартал).
Облік показників роботи свердловин. Документація.
Кожна свердловина є дороге спорудження, тому повноцінне використання її - одне з важливих вимог розробки. Його виконання забезпечується правильним вибором конструкції свердловини, інтервалів перфорації, способу експлуатації, підбором типу і режимуобладнання для підйому рідини, своєчасним виконанням ремонтно-ізоляційних робіт, встановленням режиму відбору рідини (газу) і ін. Протягом тривалого періоду використання свердловини в її технічний стан і режим роботи вносяться зміни: може бути змінено і саме призначення свердловини, може бути здійснено переведення її на інший горизонт і т.д.
Всі сторони процесу експлуатації кожної свердловини систематично відображаються в документах. Ці документи:
- експлуатаційна картка (картка видобувної свердловини);
- картка нагнетательной свердловини; картка з дослідження свердловини;
В експлуатаційній карточкедобивающей свердловини зазначаються:
- щоденні дебіти свердловини по нафті (газу) і попутної воді;
- години роботи і простою свердловини, причини простою;
- зміни способу експлуатації;
- характеристики обладнання або режиму його роботи.
За кожен місяць підводяться підсумки:
- обводненість місячної продукції;
- число годин роботи і простою;
- середньодобові дебіти свердловини по рідині і нафти;
- значення середнього газового фактора.
У картці нагнетательной свердловини записують:
- тиск нагнітання води (або іншого агента);
- число годин роботи і простою;
Фіксують показники роботи нагнітальної свердловини за місяць.
- кількість закачаною води;
- число годин роботи і простою;
- середній тиск на гирлі свердловини.
У картку з дослідження свердловини вносять:
- дату і вид дослідження (вимірів);
- дані про режим роботи свердловини і внутріскважінного обладнання в період дослідження;
- глибину і тривалість виміру;
- результати проведених замірів.
Паспорт свердловини - основний документ, що відображає всю історію свердловини з початку її буріння до ліквідації і содержащійследующіе дані:
- загальні відомості (призначення свердловини;
- дати початку і закінчення буріння;
- дата введення в експлуатацію);
- геолого-технічний розріз свердловини:
- основні криві геофізичного комплексу досліджень свердловини;
- схема її конструкції;
- характеристику продуктивних пластів і фільтра:
- глибина покрівлі і підошви пластів;
- характеристика відкритого забою або тип перфорації і її щільність;
- розкритий пласт, початок освоєння;
- середньодобові показники за перші 30 днів роботи:
- дебіти по нафті, газу, рідини, воді;
- фізичну характеристику пластів експлуатаційного об'єкта:
- характеристику способів експлуатації (спосіб експлуатації, період його застосування, тип і технічна характеристика обладнання, його теоретична продуктивність і режим роботи);
- аварійні і ремонтно-ізоляційні роботи в свердловині (дані про технічні дефекти свердловини, характеристика проведених ремонтних робіт, зміни в конструкції свердловини, в інтервалах перфорації, в положенні штучного забою).
- зведену таблицю роботи свердловини;
- місячні та річні показники (з картки свердловини);
- сумарні показники з початку експлуатації свердловини.
Для узагальнення результатів експлуатації всієї сукупності пробурених свердловин об'єкта розробки складаються такі документи.
- геологічний звіт по експлуатації свердловин;
- карта поточного стану розробки;
- карта сумарних відборів і закачування по свердловинах;
- технологічний режим роботи свердловин.
Названі документи використовують для обґрунтування заходів з регулювання розробки.
Геологічний звіт по експлуатації свердловин складають щомісяця. Звіт складається з двох частин - по видобувним і по нагнітальним свердловинах. Свердловини групують за об'єктами і способам експлуатації. По кожній свердловині в звіті показують місячну видобуток нафти, газу, води, обсяг закачаною води, середньодобові дебіти (прийомистість), число годин роботи і простою свердловини, причини простою. В кінці звіту наводять підсумкові дані по об'єкту в цілому.
Карту поточного стану розробки зазвичай будують щоквартально. Для побудови карти використовують план розташування точок перетину свердловин з покрівлею об'єкта. Точка, що позначає видобувну свердловину, служить центром кола, площа якого відповідає середньодобовим дебітом свердловини по рідині (газу) за останній місяць кварталу. У колі виділяється сектор, відповідний обводнення продукції (1% обводнення - 3,6 °). Для наочності частини кола зафарбовують різними кольорами: нафта і газ зазвичай показують в жовто-коричневих тонах з диференціацією забарвлення по способам експлуатації, попутну і нагнетательную воду - в синьо-зелених тонах з диференціацією забарвлення за характером води (пластова, що нагнітається, чужа). На карті показують місце розташування початкових і поточних контурів нафтогазоносності, виділяючи різними умовними позначеннями ділянки об'єкта, заводнення повністю і частково пластової і нагнітається водою. При об'єднанні в об'єкт розробки декількох шарів карти складають для об'єкта в цілому і окремо для кожного пласта.
Карту сумарних відборів і закачування по свердловинах складають зазвичай один раз на рік (на кінець року). На карті у вигляді кіл відображають видобуток рідини (газу), накопичену з початку експлуатації свердловини. Умовні позначення застосовують ті ж, що і на карті поточного стану розробки, але в колах виділяють сектори, відповідні видобутку, накопиченої при різних способах експлуатації. У поєднанні з картою, що відображає розподіл питомих запасів нафти на одиницю площі (або на одну свердловину), карта сумарних відборів і закачування дозволяє оцінити ступінь виробленості запасів в різних частинах об'єкта.
Геолого-промислова документація по об'єктах розробки в цілому.
Показники видобутку нафти і газу по об'єкту в цілому відображаються в двох головних документах - у паспорті об'єкта розробки і на графіку розробки.
У паспорті об'єкта розробки наводяться відомості, що відображають промислово-геологічну характеристику експлуатаційного об'єкта, проектні та фактичні показники розробки. Геологічна характеристика включає той же набір відомостей, що і по окремих свердловинах, але в середньому для об'єкта:
середні параметри об'єкта до початку розробки;
властивості нафти в пластових умовах і на поверхні;
дані про початкові запаси нафти (балансові, які добуваються, кінцевий коефіцієнт вилучення нафти, дата затвердження запасів);
дані про залишкові запаси нафти на початок кожного року (балансові, запаси, поточний коефіцієнт вилучення нафти).
Проектні показники розробки наводяться в паспорті об'єкта за останнім затвердженим проектним документом. З прийняттям нового проекту проектні показники на наступні роки коригуються. При цьому наводяться: максимальна річний видобуток нафти (газу), рідини і роки їх досягнення: максимальний обсяг закачування води або інших агентів і рік його досягнення; основний фонд свердловин видобувних, нагнітальних і спеціальних; кількість резервних свердловин; кількість пробурених видобувних свердловин в рік досягнення максимального видобутку нафти (газу); середня щільність сітки свердловин видобувних і нагнітальних в зовнішньому контурі нафтогазоносності і в зоні разбуривания; щільність сітки в зоні розміщення видобувних свердловин; середній дебіт однієї видобувної свердловини в рік виходу на максимальну видобуток; середня прийомистість нагнітальних свердловини при максимальній закачування води; питомі запаси нафти (газу) на одну свердловину; різновид заводнення або іншого методу впливу; основний спосіб експлуатації свердловин.
Аналогічний паспорт ведеться і по газовому експлуатаційного об'єкту.
Графік розробки (рис. 32) складається для експлуатаційного об'єкта і являє собою комплекс кривих, що відображають в масштабі динаміку основних річних (квартальних, місячних) показників розробки.
На графіку повинні бути приведені криві зміни: видобутку нафти, видобутку рідини, обводнення продукції, чинного фонду видобувних свердловин, кількості нагнітальних свердловин, що знаходяться під закачуванням води (або іншого агента), закачування води за рік у відсотках річного відбору рідини, пластового тиску.
Залежно від розв'язуваної задачі і геолого-промислових особливостей поклади графік розробки може доповнюватися кривими зміни інших показників, наведених в паспорті об'єкта розробки.
При необхідності порівняння графіків розробки різних об'ектовгодовую видобуток нафти і рідини призводять до відетемпов розробки. При цьому на осі абсціссоткладивают не на часі (роки), а коефіцієнт вилучення нефтііліотношеніе (в%) накопиченої видобутку до початкових вилученими запасами. На графіку розробки кожного об'єкта відзначають кордону між стадіями розробки.
Аналіз графіка розробки і порівняння фактичних показників розробки спроектнимі дають можливість на будь-якому етапі експлуатації об'єкта оценіватьеффектівность реалізованої системи розробки та обґрунтовувати при необхідності заходи по її вдосконаленню.