Введение в курс замер дебита скважин ПЗУ

Егор Петров

Введение в курс замер дебита скважин ПЗУ

Толкование целей и смыслов замера дебита скважин.

Темы для расмотрения:

– Пласт и его строение.

– Скважина.

– «Система» пласт скважина.

– УЭЦН.

– Штуцер, штуцирование скважины.

– ПЗУ. Оборудование, датчики и их назначение в ПЗУ.

– Анализ результатов измерения дебита скважины. Заполнение протокола измерения.

– Приложение 1. Формулы.

Цель: Повышение и развитие профессиональных навыков у сотрудников, выполняющих замеры дебита скважин передвижными замерными установками (понимание физических и механических процессов).

Введение.

Дебит скважины – это объем продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунды, сутки, час и др.)

Цель замера дебита скважины – это определение продуктивности скважины (пласта).

Продуктивность/ дебит скважины нужно знать для:

Определения режима эксплуатации скважины.

Расчет и определение потенциала пласта.

Целесобразность добычи продукции со скважины.

Для оценки оптимальной работы скважинного оборудования.

В коммерческих целях.

Понятно и логично, что из всей добываемой продукции со скважины в конечном итоге всех интересует нефть, из газовой скважины соответсвенно газ или газоконденсат. Нефть – это уже готовый комерческий продукт, а из скважины добывают чаще всего трех фазный флюид, который содержит в себе в большей или меньшей степени нефть, газ и пластовую воду. Задача при замере дебита состоит в том, что бы по мимо определения общей кубатуры жидкости, определить кубатуру или тоннаж каждой фазы: нефти, газа, воды или процент водосодержания ( обводненность). Ниже на рисунке 1 представлена таблица, которая заполняется после окончания замера дебита скважины и в качестве протокола направляется заказчику.

Рис.1 таблица занесения результатов измерений дебита скважины.

Объемный дебит жидкости

М3/сут.

Массовый дебит жидкости

т\сут.

Массовый дебит нефти

т\сут.

Объемный дебит газа

Нм3 \сут.

Р

Жидкости

кг\м3

Объемное содержание воды

%

Тж гр С

Тг гр С

P

ПА

Гф

Нм3\т.

Пласт и его строение.

Пласт – это твердое тело, содержащее связанные между собой пустоты, называемые порами, и находящияся в них нефть с пластовой водой.

Пласт – слои почвы сельскохозяйтсвенных земель!!! – это определение к нашей теме не применимо.

пласт – слои горной породы.

Нефтяной пласт – это горная осадочная порода , имеющая скопления капиллярных каналов и трещин с большой поверхностью. Эта порода пропитана водой, нефтью и газом.

Нефть и газ скапливаются, как правило, в осадочных породах .Скопление нефти или газа в одном пласте называется залежью.

Месторождением называют одну залеж или группу залежей, расположенных на одной территории.

Для того, что бы залеж в пласте могла образоваться, необходимо ,чтобы он,во-первых ,обладал системой пор, трещин или каверн , т.е. пористостью или трещиновидностью ,и,во-вторых,чтобы нефть, газ или пластовая вода могли по ним перемещаться.

Пласты, обладающие указанными двумя свойствами (пористостью и проницаемостью) ,называют пластами –коллекторами (пески,песчанники,кавернозные известняки).Обычно они переслаиваются с непроницаемыми пластами , к которым относятся глины,плотные известняки и др. Если пласт коллектор залегает таким образом , что в нем имеются так называемые ловушки, то в этих ловушках может содержаться нефть или газ.

Рисунок 2. Коллекторы.

Мы не геологи, не петрологи и не занимаемся разработкой месторождений , поэтому вышеуказанной информации по пластам и нефтяным коллекторам , нам как работникам ПЗУ должно быть достаточно , но знать ее необходимо.

И еще нужно усвоить один из ключевых для нас моментов то, что жидкость в пластовых условиях находится под определенным пластовым давлением. Нефть, вода и газ в пластовых условиях имеют определенную плотность, температуру и вязкость.

Скважина.

Скважина – горная выроботка круглого сечения ,пробуренная с поверхности земли или с подземной выроботки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту,диаметр которой намного меньше ее глубины.

Устье- верхняя часть скважины.

Забой- это часть скважины, которая пересекает продуктивный пласт.

Ствол– это горная выроботка, внутри которой распологаются обсадные колонны и производится углубление скважины.

По типу профиля скважины бывают:

Вертикальные

Наклонно-направленные

Горизонтальные

По способу эксплуатации скважины подразделяются:

Фонтанный, при этом способе пластовая жидскость поднимается по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием энергии пласта.Для добычи фонтанным способом необходимо ,что бы забойное давление превышало сумму гидростатического давления столба пластовой жидкости (высота столба от устья скважины до ее забоя) и линейного давления кустовой площадки.

Газлифтный ,при этом способе в качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления.

Механизированный способ, при этом способе используются спускаемые в скважину насосы (ЭЦН,ШГН и др.).

По контсрукции забои скважин бывают:

С перфорированным забоем.

С забойным хвостовиком.

С забойным фильтром.

С открытым забоем.

Рисунок 3. Элементы конструкции вертикальной скважины.

Рисунок4. Элементы конструкции горизонтальной скважины.

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин- это комплекс оборудования,монтируемого на устье скважины,обеспечивающий безопасное и эфективное управление давлением , потоком жидкостей и газов.

Функции фонтанной арматуры :

Удержание на весу колонн НКТ.

Предотвращение аварий.ФА действует как предохранительное устройство , предотвращающая неожиданные выбросы нефти,газа или воды.

Управление потоком жидкости и газа.

Герметизация устья скважины

Изоляция и закрытие.Арматура выполняет функции быстрого перекрытия или изоляции скважины,например,при аварийных случаях

Рисунок.5

1 – манометр, 2 – трехходовой кран ,3 – буфер, 4- задвижки 5- крестовик елки ( более современное название крестовина), 6 –переводная катушка, 7- переводная втулка, 8-крестовик трубной головки, 9-65 мм задвижки 10 – штуцер, 11 – фланец головки.

Рисунок 6.Обвязка устья свкажины фонтанной арматурой оборудованной УЭЦН.

Рисунок 7.

Система пласт- скважина.

Что такое пласт мы уже расмотретели ранее, стоит добавить сейчас и акцентировать на этом внимание, что пласт это полностью природное явление. Физико-химические процессы, происходящие в пласте, это тоже природные явления. Жидкость и газ внутри пласта под действием давления перемещаются по порам ,капиллярам ,кавернам, попадают в ловушки, кроме давления в пласте еще действует такой физический фактор как температура. Под действием температуры и давления жидкость и газ приобретают свои физико-химические свойства в условиях пласта, например, такие как плотность и вязкость. Поэтому с этого момента введем такие понятия как:

Рж.пл – плотность жидкости в пластовых условиях.

Рн.пл –плотность нефти в пластовых условиях.

Рв.пл – плотность воды в пластовых условиях.

Tж.пл. – температура жидкости в плоствых условиях.

Тн.пл- температура нефти в пластовых услових.

Тв.пл- температура воды в пластовых условиях.

Ƞж- вязкость нефти в пластовых условиях.

Что такое скважина мы уже тоже выше расматривали , что это горная выроботка и т.д. , но давайте сейчас сделаем акцент на том , что это искуственно сделаная горная выробтка человеком. Как нам известно у скважины есть устье и забой , так вот цель этой горной выроботки (скважины) , что бы ее забой оказался как раз в продуктивном нефтеносном или газоносном пласте и в дальнейшем по стволу сважины доставлять на дневную поверхность земли флюид из продуктивного пласта.

Когда забой скважины достигает продуктивного пласта в этот момент и «рождается» система «пласт-скважина».

Система «пласт-скважина» – система из двух гидродинамически связанных сосудов, заполненных жидкостью, первый из которых – продуктивный пласт, а второй ствол скважины.

Рисунок 8.

На рисунке 8 представлена система пласт скважина. Продуктивный пласт (4) это, если следовать определению, «сосуд» природного происхождения, а ствол скважины (2) это «сосуд» специально сделанный человеком. Забой (3) ,на рисунке выделен кругом, вскрывает продуктивный пласт (4), после вкрытия пласта жидкость и газ из него начинают поступать в забой и в ствол скважины. Жидкость начинает подниматься на дневную поверхность скважины при условии, что забойное давление превышает давление столба жидкости в стволе скважины. Жидкость с пласта поступает в забой скважины, при условии , что давление пласта выше забойного давления скважины. Таким образом, получаем еще четыре физические велечины:

Рпл – пластовое давление.

Рзб – забойное давление.

Ргидр.– гидростатическое давление (давления столба жидкости).

Ру – давление на устье скважины.

Получается, что жидкость, находясь в условии пласта, имеет одно давление (Рж), одну температуру(Тж) и плотность.(Ƥж). При поступлении жидкости из пласта в забой скважины, жидкость уже преобретает давления забоя, температуру на забое и соответсвенно изменяется плотность. При движении жидкости на дневную поверхность по стволу скважины жидкость уже может приобретать другое давление, температуру и соответсвенно плотность , при попадании на дневную поверхность жидкость снова принимает уже новые характеристики по давлению, температуре и плотности.

Все изменения параметров жидкости по давлению, температуре,плотности ,вязкости и т.д. при ее движении от продуктивного пласта до дневной поверхности и далее называются рабочими условиями. Соотвественно появляются еще одни физические велечины:

Pж р.у. – плотность жидкости в рабочих услових.

Рн р.у. – плотность нефти в рабочих условиях.

Рв р.у. – плотность воды в рабочих условиях.

Рг р.у. – плотность газа в рабочих условиях.

Tж р.у.– температура жидкости в рабочих условиях.

Тн р.у.– температура нефти в рабочих услових.

Т в р. у.– температура воды в рабочих условиях.

Тг. р.у. – температура газа в рабочих условиях.

Как известно, что плотность это отношение массы к объему :

Где , Р – плотность , m- масса, V- объем.

Изходя из формулы расчета плотности , можно вывести формулу определения объема :

Из формулы определения объема следует , что объем это есть отношение массы к плотности. И вот в этом моменте возникает следующая ситуация , что при изменении плотности у нас соответсвенно будет изменяться объем . При изменении массы объем тоже будет изменяться , но в данной ситуации на массе не будем акцентировать внимание , а только на плотности ,позже разберем почему.

В рабочих условиях плотность жидкости изменяется в зависимости от температуры и давления ( но и вообщем тоже,при любых условиях), если по-простому обьяснить, то под дейсвием давления жидкость начинается сжиматься в сжатом состоянии плотность жидкости увеличивается , чем больше давление ,тем больше жидкость сжимается , чем меньше давление тем меньше. Так же при большей температуре жидкость расширяется и плотность становиться ниже , при низких температурах жидкость сужается и плотность ее становиться больше. Все эти изменения плотности влекут за собой изменения объема жидкости. В добычи учет добывемой жидкости и разделение ее на фазы занимает одну из важнейших ролей, так как необходимо вести учет добытой продукции , реализовывать ее , делать оценку с целью проведения мероприятий по повышению продуктивности пласта и т.д. , а для всего этого нужно прийти к какому то единому стандарту по определению объема нефти.

Поэтому согласно ГОСТ плотность нефти воды и газа приводится к стандартным условиям , а за стандартные условия принято , что температура (Т) – 20 град.С , и давления (Р) – 1 атм.

Так как мы выполняем замер дебита скважин , то давайте предствавим, что определенная скважина стабильно и неизменно выдает одну и ту же кубатуру жидкости ежедневно и ежемесячно к примеру 200 м3 .

Мы выполняем замер дебита этой скважины летом в жару и получаем замер в 220м3. Выполняем замер этой скважины зимой при минус 40 градусов и получаем замер в 180м3. Такая разница в замерах , как вы уже возможно догадались произошла из – за рабочих условий при замере , а если быть более точным из-за рабочих температур, если мы приведем эти дебиты к стандартным условиям , то получим дебит равный реальному 200 м3.

Таким образом получаем еще одни велечины:

P н.с.у.– плотность нефти в стандартных условиях.

Р в.с.у. – плотность воды в стандартных условиях.

И если мы принимаем эти велечины для расчета объемного и для массового дебита то получаем.

Qж – в стандартных условиях и Mж –в стандартных условиях.

На массу жидкости температура и давление имеют значения, а именно на массу нефти , так как в нефти содержится растворенный газ , при понижении давления и повышении температуры, газ из нефти начинает отделяться соответвенно масса нефти уменьшается , ровно на массу отделившегося из нее газа , но удельная масса газа имеет незначительный вес , поэтому в нашем примере будем считать ,что масса нефти практически не меняется.

Конец ознакомительного фрагмента.

Текст предоставлен ООО «Литрес».

Прочитайте эту книгу целиком, купив полную легальную версию на Литрес.

Безопасно оплатить книгу можно банковской картой Visa, MasterCard, Maestro, со счета мобильного телефона, с платежного терминала, в салоне МТС или Связной, через PayPal, WebMoney, Яндекс.Деньги, QIWI Кошелек, бонусными картами или другим удобным Вам способом.