CC BY
26
Khokhlova Marina Vladimirovna, candidate. of pedagogical sciences, docent, mvxox@mail. ru, Russia, Saint-Petersburg, Military space Academy named after A.F. Mozhaisky
УДК 533.98 DOI: 10.24412/2071-6168-2021-6-204-208
ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ФОНТАННЫМ СПОСОБОМ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ГУСЕЙР (GUSAIR) В ИРАКЕ
А.М. Альмохаммад, Е.В. Безверхая, Н.Г. Квеско
Описан метод фонтанной добычи нефти и факторы, влияющие на эксплуатацию фонтанных установок на примере месторождения в Ираке. Рассматривается возможность подбора режима работы скважины и необходимого эксплуатационного оборудования по коэффициенту продуктивности. Также по изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов.
Ключевые слова: коэффициент продуктивности скважины, нефтяное месторождение, добыча нефти, фонтанные скважины.
Исследование фонтанных скважин - очень важная часть промыслового исследования скважин. Исследование фонтанных скважин - весьма ответственный, многоплановый, непростой процесс [1], требующий применения современного оборудования и наличия у специалистов глубинных знаний в соответствующих областях науки и техники и большого опыта работы. Рассмотрим этот вопрос на примере месторождения Гусейр в Ираке.
Средняя глубина скважин на севере страны - 1200-1500 м, в центральных районах - 2500-3000 м, на юге - 3500-4500 м.
На сегодняшний день фонтанный способ эксплуатации нефтяной скважины возможен лишь при высоком пластовом давлении. Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей.
Объект исследования Нефтяное месторождение Гусейр (Gusair, Ирак) расположено в 60 км северо-западнее г. Мосул. Открыто в 1985 г.
Приурочено к антиклинальной складке З-В простирания длиной 16 км при ширине 5,5 км. В своде складки на поверхности обнажаются породы среднего миоцена (свита Нижний Фарс). Углы падения слоев на северном крыле 15-23о, на южном - 21-28о. Амплитуда свода - более 300 м. Залежь нефти выявлена в интервале 1180-1210 м.
Месторождение Гусейр (Gusair) в Ираке добывает из пласта Шираниш с пористостью 18 %, проницаемостью между 180-300 мД. Характеристики месторождения: плотность нефти в пластовых условиях 0,805 г/см3; плотность нефти на поверхности 0,909 г/см3; пластовое давление14 МПа; давление насыщения (Рнас) 9 МПа; пластовое давление14 МПа; устьевое давление 4 МПа;
толщина нефтенасыщенного пласта от 6 м до 37; обводненность продукции скважины 25 %; газовый фактор 62 м3/м3; пластовая температура (^л) 70 оС; содержание серы 1,65%; содержание асфальтенов 1,56 (вес.); содержание парафинов 1,3 %; дебит скважины 500 м3/сут.
Начальные запасы нефти месторождения составляют до 50 млн. т., а на месторождении действуют 9 скважин (по состоянию на 1.01.2011 г.).
При оборудовании нефтяной скважины освобождают местность от плодородного слоя почвы, и транспортируют ее спецтехникой на повышенную часть с целью сохранности от загрязнений и наездов [2]. На пониженной части роются земляные амбары, куда перевозится уже отработанный глинистый раствор, а также буровые сточные воды. Обваловывается данный участок неплодородным слоем грунта, который вынут при планировке участка и рытье земляных амбаров [3, 4].
Принципиально оборудование фонтанных скважин состоит из следующих элементов: колонная головка, фонтанная арматура (рис. 1) и манифольды [5].
Рис. 1. Фонтанная арматура на местрождении Гусейр (0^а1г)
Факторы, влияющие на эксплуатацию фонтанных установок.
Исследование фонтанных скважин необходимо для установления правильного режима эксплуатации. Исследования проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Метод пробных откачек применяют при исследовании для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима ее работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления - для определения параметров пласта.
Кроме этого, периодически ведут отбор проб для определения свойств нефти.
Идея метода пробных откачек - в замене (4 - 5 раз) штуцеров и измерении параметров.
Глубинные измерения производятся глубинными приборами (манометрами), которые лебедками (ручными, механизированными) спускают в скважину на стальной проволоке диаметром от 0,6 до 2,0 мм [6].
По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Рзад или от величины депрессии АР, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями (АР = Рпл — Рзаб). Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм (рис. 2) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно деби-тов.
дебит <3
Рис. 2. Индикаторные диаграммы
Для добывающих скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом и приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации); криволинейные - с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов - криволинейна (рис. 2, линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.
Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов.
Форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов (рис. 2, линия 3). Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.
Приток жидкости к забою скважины определяется зависимостью
0 = к-(рил + рзаб), (1)
где К - коэффициент продуктивности; п - коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду.
При линейном законе фильтрации п = 1 (индикаторная линия - прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при п< 1, а вогнутую - при п> 1.
При линейном законе фильтрации предыдущее уравнение принимает вид
Q = K•(Puл-Pзaб), (2)
Коэффициентом продуктивности добывающей скважины К называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту:
к = = -2, (3)
Если дебит измерять в т/сут. (м3/сут), а перепад давления в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/(сут. • Па), или м3/(сут. • Па). Однако величина паскаль чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше пользоваться кратными единицами - мегапаскалем (МПа) или килопаска-лем (кПа).
Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту.
По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины.
Выводы. Одной из главных задач при исследовании фонтанных скважин является определение правильного режима эксплуатации и выбора необходимо оборудования. В результате проведенного анализа установлено, что наиболее эффективным является метод по коэффициенту продуктивности скважины.
Список литературы
1. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для СПО. Волгоград, изд. «Ин - Фолио», 2010. 495 с.
2. Al-Laboun, Abdulaziz Abdullah. - Stratigraphy and Hydrocarbon Potential of the Paleozoic Succession in Both Tabuk and Widyan Basins. Arabia. - AAPG, Memoir, 40, 1984.
3. Alsharhan A.S. Geology and Hydrocarbon Occurrences of the Clastic Permo-Carboniferous in the Central and Eastern Arabian Basin. - Geologie en Mijnbouw, v.73, N 1, 1994. 232 p.
4. Токарев М.А., Ахмерова Э.Р., Газизов А.А., Денисламов И.З. Анализ эффективного применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки: Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. 115 с.
5. Сарданашвили О.Н. Исследование эффективности применения потокооткло-няющей технологии для разработки слоисто-неоднородных пластов. Электронный научный журнал «Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. 2012, №1 (5). [Электронный ресурс] URL: http://oilgasjournal.ru/vol 5/ (дата обращения: 10.02.2021).
6. Квеско Н.Г., Квеско Б.Б. Методы и технологии поддержания пластового давления: Учебное пособие. Красноярск, 2016. С. 58-62.
Альмохаммад Альмохаммад Альнайеф, канд. техн. наук, доцент, [email protected], Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и газа,
Безверхая Елена Владимировна, канд. техн. наук, заведующая кафедрой, [email protected], Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и газа,
Квеско Наталия Геннадьевна, д-р техн. наук, доцент, kveskong@,gmail.com, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и газа
SPECIFIC FEATURES OF OIL PRODUCTION BY FOUNTAIN METHOD
AT GUSAIR IRAK
A.M. Almohammad, E.V. Bezverkhai, N.G. Kvesco
The article describes the method of fountain oil production and the factors influencing the operation of fountain units using the example of a field in Iraq. The possibility of selecting the operating mode of the well and the necessary production equipment according to the productivity factor is being considered. Also, the changes in this coefficient are used to judge the effectiveness of treatments of the bottomhole zone of wells, as well as the quality of underground repairs.
Key words: well productivity index, oilfield, oil production, flowing wells.
Almohammad Almohammad Alnayef, candidate of technical sciences, docent, [email protected], Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas,
Elena Vladimirovna Bezverkhaya, candidate of technical sciences, head of department, [email protected], Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas,
Kvesko Natalia Gennadievna, doctor of technical sciences, docent, [email protected], Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas
УДК 692 DOI: 10.24412/2071-6168-2021-6-208-212
ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ВИЗУАЛЬНЫМИ И ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫМИ
МЕТОДАМИ
П.А. Грушковский, В.Н. Щельников, А.В. Ситников
Анализируется использование внешних признаков при оценке технического состояния строительных конструкций. Приведены рекомендации для определения технического состояния зданий и сооружений по состоянию отдельных конструкций и элементов. Дана методика по определению вероятностных показателей возможности аварий зданий и сооружений с использованием показателей их состояния.
Ключевые слова: техническое состояние, строительная конструкция, здания, сооружения, обследование.
При эксплуатации зданий и сооружений (ЗиС) по внешним признакам повреждений и дефектов определяется техническое состояние (ТС) отдельных обследуемых конструкций.
В соответствии с нормативными документами (см. п. 5.1.7 ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния») [1] обследование может быть предварительным (визуальным) и детальным (инструментальным).
Согласно п. 5.1.11 ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния» предварительное (визуальное) обследование проводится в целях предварительной оценки технического состояния по внешним признакам, определения необходимости в проведении детального (инструментального) обследования и уточнения программы работ. В рамках визуального обследования технического состояния здания (сооружения) проводится:
визуальный осмотр конструкций здания, инженерного оборудования и т. д. (в зависимости от типа обследования технического состояния) с выявлением дефектов и повреждений по внешним признакам с необходимыми измерениями и их фиксацией;
уточнение конструктивной схемы здания (сооружения), выявление несущих конструкций по этажам и их расположение;
проверка наличия характерных деформаций здания (сооружения) и его отдельных строительных конструкций (прогибы, крены, выгибы, перекосы, разломы и т.п.); установление аварийных участков (при наличии);
уточнение схемы мест выработок, вскрытий, зондирования конструкций; изучение особенностей близлежащих участков территории, вертикальной планировки, организации отвода поверхностных вод.
Результатом работ является предварительная оценка технического состояния строительных конструкций, инженерного оборудования и т. д., определяемая по степени повреждений и характерным признакам дефектов.
208
