автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка и внедрение бестрапного способа определения газового фактора нефтяных фонтанных скважин

ВВЕДЕНИЕ

ШВА I. АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА

ФОНТАННЫХ СКВАЖИН,ОБОРУДОВАННЫХ ТРАПАМИ

1*1•Пульсация давления в коллекторе

1^2.Неравномерное поступление нефти и газа .в трап

Г*3»Недостатки схем трапного хозяйства

1^4.Прочие недостатки трапного определения газового фактора

ГЛАВА П. БЕСТРАПНЫЙ СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА. СКВАЖИН

2.1.Уравнение движения газонефтяной смеси в вертикальной трубе

2.Частные случаи- формулы для определения газового фактора фонтанных скважин 4У

З.Исходные данные для определения газового фактора бестрапным способом

4,0-погрешностях определения газового фактора бестрапным способом 64 2.5.Номограмма для определения газового фактора

ГЛАВА Ш. НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ БЕСТРАПНОГО

СПОСОБА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА СКВАЖИН 70 3.^Последовательность работ при определении < -газового фактора бестрапным способом

3.2.Распределение начального газового фактора пластовой .нефти, по площади УП горизонта месторождения Сангачалы-Дуванный-море

ГЛАВА 1У. ОТБОР ПРОБ ГАЗОНЕФТЯНЫХ СМЕСЕЙ С УСТШ

СКВАЖИН

4Л.Устьевой пробоотборник-УП

4.2.Результаты применения устьевого пробоотборника УП-1 99 ВЫВОДЫ И-РЕКОМЕНДАЦИИ 108 Литература НО Приложение

Принятые обозначения

Р0То- нормальное давление и температура; Р - давление в данном сечении потока; Т - температура в данном сечении потока; Рм - пластовое давление; РУ - устьевое давление; Рмд - забойное давление; Рц - давление насыщения; М - глубина;

РТр- давление на преодоление силы трения; f - плотность многофазной смеси при Р и Т ; плотность дегазированной нефти при Ро и То ; ft- плотность газа при Р и Т ; плотность нефти при Р и Т ; jплотность воды при Р и Т ; плотность газа после полной дегазации нефти при Р0 и % ; плотность свободного газа при Р0 и Т0 ; Jg3 - плотность воздуха при Р0 и То ; Jj-pfj- плотность газа, растворенного в нефти при Р0 и % ; £ГрВ- плотность газа,растворенного в воде при Р0 и Т0 ; Р - площадь сечения трубы; $ - ускорение силы тяжести; L - гидравлический уклон; - доля площади сечения трубы,занятой нефтью; Vjr- доля площади сечения трубы, занятой газом; % - доля площади сечения трубы, занятой водой; [ - отношение абсолютных скоростей газа и нефти; f- отношение абсолютных скоростей нефти и воды; вес смеси,отнесенной к I м3 дегазированной нефти; - массовый расход нефти; &г - массовый расход газа;

- массовый расход воды; У/j - объемный дебит нефти; YB - объемный дебит воды; WH - абсолютная скорость нефти; W# - абсолютная скорость воды; с?// объемный коэффициент пластовой нефти; с^ - объемный коэффициент пластовой воды; Ъ - коэффициент сжимаемости газа; Q - газовый фактор; объемный расход воды на I м3 дегазированной нефти.

Одной из узловых зацач одиннадцатой пятилетки является опережающее и более эффективное развитие топливно-энергетического комплекса. Согласно директивам ХХУ1 съезда КПСС, добыча нефти в 1985 году должна быть доведена до 620-645 млн.т, а добыча газа до 600-640 млрд.куб.м.

Для: решения указанной задачи необходимы разработка и внедрение комплекса вопросов, связанных с исследованием и регулированием отдельных звеньев процесса добычи нефти и газа. В число этих вопросов входят техника и технология определения характеристик залежи.

Одной из основных характеристик залежи, подлежащей изучению и контролю, является газовый фактор фонтанных нефтяных скважин. Величина газового фактора входит в число данных для прогнозирования добычи нефти и газа, составления проекта разработки залежи, установления оптимального режима работы скважины, выбора расположения разведочных и эксплуатационных скважин, изучения термодинамических и гидродинамических процессов в пласте и решения ряда технологических задач, связанных с сепарацией, транспортировкой и переработкой газа.

Качество и своевременность измерения газового фактора зависят от соответствия характеристикам скважин данного месторождения технических и технологических средств, предназначенных для этих измерений, а также от степени обустройства промысла. При этом решение вопросов своевременности, техники и технологии исследования скважин усложняется для разведочных площадей, (при отсутствии трапных сепарационных хозяйств, оборудования, приборов), глубоких залежей и морских месторождений. Но в развитии техники и технологии определения газового фактора скважин заметного прогресса не наблюдается.

Так как качество и своевременность определений газового фактора . влияют на эффективность разработки месторождения и экономику нефтяного региона, то создание более совершенных способов определения газового фактора фонтанных нефтяных скважин является актуальной задачей.

Цель работы. Существующие на нефтяных промыслах трапные сепа-рационные установки, включая и автоматические, не всегда обеспечивают определение газового фактора нефти с достаточной точностью. Эксплуатация упомянутых установок показывает, что при трапном определении газового фактора нефти одной и той же скважины, работающей на установившемся режиме в подавляющем числе случаев наблюдается существенная разница между результатами последовательных определений. Но возникновение большинства существенных ошибок при определении газового фактора не зависит от точности применяемой на трапе измерительной аппаратуры. Источником большинства ошибок являются процессы, происходящие в трале, коллекторе и трубопроводе, соединяющем скважину с трапом. Эти процессы затрудняют определение газового фактора текущего режима разработки пласта и состояния газонефтяной смеси в призабойной зоне, что является причиной всякого рода неувязок между фактически извлеченным количеством газа и измеренным на трапе.

Поэтому возникла необходимость в разработке способа определения газового фактора нефтяных фонтанных скважин без применения трапа т.е. способа, не имеющего недостатков, присущих трапному хозяйству.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленной задачи применены аналитические и экспериментальные методы.

Достоверность полученных результатов была проверена посредством анализа погрешностей предложенных расчетных формул и апробированием способа определения газового фактора на нефтяных месторождениях.

Научная новизна

В диссертационной работе впервые предложен бестрапный способ определения газового фактора фонтанных нефтяных скважин, устройство для отбора устьевых проб газонефтяных смесей и методика применения упомянутых способа и устройства на нефтяных месторождениях Азербайджана и Туркмении.

Доказано, что уравнение движения многофазной смеси по стволу скважины содержит функциональную зависимость между газовым фактором смеси, градиентом давления и свойствами ее фаз. Эта зависимость может быть применена для определения газового фактора многофазного потока.

В связи с применением приборов высокого класса точности бестрапный способ определения газового фактора нефтяных фонтанных скважин имеет повышенную точность.

Измерения производятся непосредственно в скважине, что исключает влияние неравномерного распределения фаз в трубопроводе и колебание давления в трапе и коллекторе на точность измерений газового фактора.

Предложенный способ отбора устьевой пробы пластовой нефти обеспечивает исследование скважин с высокими устьевым давлением и дебитом, а также глубокозалегающих и морских месторождений.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Бестрапный способ определения газового фактора фонтанных нефтяных скважин применяют при исследовании новых нефтяных месторождений.

Результаты применения способа положены в основу разработки месторождений ПО "Азнефть", "Туркменнефть" и ВПО "Каспморнефте-газпром".

Для практического применения бестрапного способа определения газового фактора составлен руководящий документ РД 39-1-69582 (утвержденный Министерством нефтяной промышленности).

Внедренный устьевой пробоотборник обеспечивает исследование глубокозалегающих месторождений.

Предлагаемый способ определения газового фактора нефтяных фонтанных скважин и материалы диссертации использованы:

- при составлении "Руководства по определению газового фактора фонтанных скважин бестрапным способом" РД 39-1-695-82;

- для подсчета запасов нефти и газа, составления проектов разработки, выбора расположения эксплуатационных и разведочных скважин, выполнения технологических расчетов, ориентировочного определения расположения ВНК и ГНК;

- для определения параметров пластовых флюидов глубоких фонтанных скважин,характеризующихся высокими давлениями и температурами.

Личный вклад автора в выполненную работу

Автор является ответственным исполнителем всех разработанных в диссертации вопросов.

Лично автором выполнены следующие задачи:

1.Дан критический анализ работы трапных сепарационных устройств на месторождениях Азербайджана;

2.Выявлены и обоснованы погрешности в работе трапных сепарационных устройств;

3.На основе теоретических и экспериментальных исследований созданы и апробированы:методика (РД 39-1-695-82) и устройство (УП-I) для определений газового фактора нефтяных фонтанных скважин на месторождениях Азербайджана, ПО "Аз-нефть", ВПО "Каспморнефтегазпром" и "Туркменнефть" (месторождения Котур-тепе, Барса-Гельмес).

4.Результаты работы имеют инженерное завершение.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались:

1.Ha научно-технической конференции по исследованию скважин и пластов, г.Ивано-Франковск,: 1977 г;

2.В НГДУ "Сиазаннефть".Выездная научно-техническая конференция. 23 марта 1981 г;

3.В НГДУ "Ширваннефть". Выездная научно-техническая конференция. 17 марта 1982 г

4.В НГДУ "Мурадханлынефть". Выездная научно-техническая конференция. 16 марта 1983 г.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций, списка литературы,насчитывающий 55 наименований и приложения. Содержит 131 страницу машинописного текста, 21 таблицу, 26 рисунков.

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЙ

I^Подвергнутые испытаниям 3 комплекта устьевого пробоотборника ПУ-1 имеют характеристику, перечисленную в программе испытаний и отвечают требованиям, предъявляемым к приборам для исследования нефтяных скважин.

2.Устьевые пробы позволяют определять параметры пластовой нефти с погрешностью не более 3,5

3.Применение устьевого пробоотборника имеет технический и экономический эффект. Он позволяет охватить исследованием скважины на начальной стадии разработки месторождения, когда дебиты нефти и устьевые давления сравнительно высоки и препятствуют спуску глубинных приборов. Поэтому применение устьевого пробоотборника окажет положительное влияние на качество и своевременность подсчета запасов нефти и составления проекта разработки.

Устьевой пробоотборник не требует применения автомашины с лебедкой, производства опуско-подъемных операций и позволяет сократишь штат обслуживающего персонала по отбору проб пластовых нефтей.

Вследствие резкого сокращения трудоемкости и времени по отбору устьевых проб по сравнению с отбором глубинных проб существенно снижается стоимость исследования пластовых нефтей.

4.Устьевой пробоотборник найдет применение для периодических и достаточно точных наблюдений за динамикой изменения газового фактора скважин на начальной стадии разработки месторождения. Это позволит объективно наблюдать за эффективностью разработки.

5.Конструкция устьевого пробоотборника по сравнению с глубинным пробоотборником - простая. Поэтому его производство и ремонт не требуют специальных заводских условий.

6.Устьевой пробоотборник ПУ-I рекомендуется к внедрению.

Председатель комиссии Члены:

Верно:зав.сектором термодинамики К.В.Виноградов

Мурсалов М.А.

Гольдина Л.И. Гаджиев Г. А. Ахмедов Р.Д. Гасанов Р.А. Ахундов А.Г. Дронзин В.Г. Шекинский.И.Э. Алиев Э.Ш. Виноградов К.В. Мамедов В.И. . Шалабанов А.С. i УДОСТОВЕРЕНИЕ ! ; ' ■ i ' ' ' ! •

Г; j на рационализаторское предложение ; pH Д, Wh-' t' ; j (дата подач))}

В соответствии с пунктом 76 Положения об j ; ,, t;; открытиях, изобретениях и рационализаторских предложениях, утвержденного постановлением Со- j");, f, • вета Министров СССР от 21 августа 1973 г. № 684, I"'; <, наогоящое удостоверение выдано----j к'М 9),Х ;.-":". fi! (фами/пя, имя. отчество) i\'<ri dLZjv,

I;: ;. на предложение, признанное рационализаторским и» ! г ;j ' принятое Р./-1 ^ , /МмСло2 \^ // ./a jy ПСУ i -f наименование предприятия, ^J ' I s организации, когда) рс !

81М jU'—i i ! sjr\\J -:---;- к использованию

-—— к использованию

JMtisJye&hcf u/jcwdZ-, i;< >;.:; под наименованием: jjj,T

U ■ J//7- T 1 if:"; .

-я'7, Г. ).-. ^.V"- • ■

If йГ/И'^^Л^ч I л///Ch /

•»/* • (м, п.)ч - /Уу i\J(A/J Руководитель предприятия

0' Г h ; пМУ [ХУ ^И

S: ,''.";•',•. (организации)

Тип. ХОЗУ Миннефтепрома Зак. 2611—200 000

-ЛепяУ ^ - X ууВЕЕаДАЮ нефгяной^рошшленаости "Швф1Ь

Производственное Ордена ; I W^mА.И.ЛятиФов , Ленина объединение щ^МЖ^^ЩШ^ «

Азнефть"

АКТ №

О завершении работ по внедрению РД 39-1-695-82

Основание: приказ ПО "Азнефть" от 31.03.82 # 112 "О введении в действие руководящего документа"

Составлен комиссией в составе:

Председатель: нач.технологического отдела Ш "Азнефть" т. Бе лиев А. Г.

Члены комиссии: I. Г л.геолог НГДУ "Сальянынефть" т.Гасанов М.А.

2.Гл.геолог НГДУ "Ширваннефть" т.Мамедов Т.И.

3.Гл. геолог НГДУ "Мурацханлынефть" г.Зейналов Г. Б.

В период с 25.05.82 по 25.10.82 г комиссия провела проверку работы в НГДУ "Сальянынефть","Ширваннефть" и "Мурацханлынефть" по внедрению РД 39-1-695-82 "руководство по оцрецедению газового фактора фонтанных скважин бестрапным способом",разработанного АзНИШнефтью и утвержденного МНП 12.03.82г, и считает, что мероприятия, намеченные планом организации технических мероприятий,выполнены полностью и все работы ведутся в соответствии с руководящим документом.

Акт составлен в 5-ти экземплярах» которые хранятся по одному экземпляру: в ПО "Азнефть", АзНИПИнефги, НГДУ "Сальянынефть", "Ширварнефть" и "Мурацханлынефть".

Председатель комиссии: лиев А.Г.

Члены комиссии: , Гасанов М.А.

Мамецов Т.Н. ') Зейналов Г. Б.

ГУМБАТОВ rlir:i

1983г^

АКТ гор^Баку

30 сентября 1983г^ нижеподписавшиеся: гл^геолог - замначальника НГДУ швЩ^Наримашва Касумов ОШ.^началвник ЕЮ НГДУ отЙН^Иаримансшз НаибВа® начальник геологического отдела НГДУ шЙЗарииансшг Кухказов 1ЙСЙ,начальник НИЛ по исследованию скважин ШИШ Маыедовз Г^составили настоящий акт о том,что Ш 39~1«695-82 "Руководство по определении газового фактора- фонтанных скважин беатрапным сшсосШм" ,разработанный АзНШШнефтви и утвержденный МНИ 12|0Ш!82г!|,внедрены в практику и успешно применяются при определении газовых факторов фонтанных скважин^

Подписи:

СЙ№сумов

Mikity хмазов

РАСЧЕТ

ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ЕЕСТРАПНОГО СПОСОБА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТЯНЫХ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

I.Краткая аннотация мероприятия

Бестрапный способ определения газового фактора предназначен для безводных нефтяных фонтанных скважин. При этом исключается применение трапных установок. Кроме того, этот способ позволяет повысить качество и обеспечить своевременность определения газового фактора.

Работа на скважинах при этом способе проводится одновременно с измерением забойного давления с помощью глубинного манометра на 2-х глубинах.

Применение способа позволяет исследовать разведочные площади при отсутствии трапных хозяйств, при работе группы скважин в общий коллектор,морских скважин,расположенных на отдельных основаниях, при пульсирующем поступлении продукции скважины в трап и труднодоступные скважины (особенно в условиях бездорожных заболоченных сибирских месторождений,гористой местности и т.д.).

За базу сравнения принят метод определения газового фактора с помощью трапных сепарационных установок, который является общепринятым в ПО "Азнефть" и в других нефтегазодобывающих пред

2.База сравнения и метод расчета эффективности приятиях страны.

Предлагаемый способ определения газового фактора позволяет исключить необходимость строительства трапных установок и коммуникаций на морских и разведочных площадях.

Как показал анализ исследований работы трапных установок, для получения стабильной среднеарифметической величины газового фактора необходимо произвести более 40-50 замеров газового фактора.

Предлагаемый способ ограничивается одним замером.

Для определения одного замера газового фактора с помошью трапной установки в среднем затрачивается 2 часа, при этом необходимо участие двух операторов и одного ИТР.

Для определения газового фактора бестрапным способом используют плановые измерения забойного давления. Для этого глубинный манометр останавливают по 10 мин на 2-х - 3-х глубинах.

С учетом обработки данных,выполняемой ИТР, затрачиваемое время составляет один час.

Годовой экономический эффект определяется по формуле (6) "Методических указаний" РД 39-3-370-79.

Ethics, где^г/^- себестоимость единицы продукции (работ) по вариантам, РУб;

Ki^Kf удельные капитальные вложения,необходимые для использования техники (технологии) по вариантам,руб;

Ец - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; ft^ ~ годовой объем производства продукции (работ) в расчетном году с помощью новой техники(технологии), в натуральных единицах.

3.Исходные данные и расчет экономической эффективности

Годовой экономический эффект определен в расчете на одну скважину в год.

Внедрение бестрапного способа определения газового фактора исключает капитальные вложения на строительство трапных установок.

Для расчета использованы следующие исходные и расчетные показатели. трапный метод определения газового фактора

Показатели

Бес трапный способ оп-ределе -ния газового фактора