Опробование скважины

06.09.2019

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 (см. рис. 25.2), измеряющего пластовое давление на забое скважины сначала при закрытом устье, затем при нескольких различных стабильных уровнях добычи. Изме* рения 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, В газовых скважинах фиксируется добыча газа, газоконденсата и воды, гидродинамическое давление в насосно-компрессорной колонне и отношение конденсат—газ.

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 0,1 psi на 1 бар./сут, а для морских скважин — превышает 0,5. 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 стабилизированых значениях скорости потока с целью определения фильтрационных свойств пласта.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна