10.4. Заміри дебіту нафти і газу Заміри дебіту нафти

Детальне спостереження за режимом експлуатації свердло­вин і ретельний облік видобутку потрібні для промислової оцінки нафто­носних пластів, встановлення оптимального режиму роботи свердловин, аналізу процесу розробки, планування видобутку нафти і газу, а також для підрахунку запасів нафти і газу. У кожній свердловині слід систематично заміряти дебіт нафти, газу і води (а також визначати відсотковий вміст піс­ку в рідині та рівень забруднення нафти водою).

Облік видобутку рідини здійснюють або спеціальними механічними лічильниками, що дають змогу заміряти дебіт безупинно й окремо для ко­жної свердловини (для чого треба попередньо відокремити від нафти воду, газ, а також очистити її від піску і бруду), або вимірюванням у резервуарі видобутку групи свердловин із подальшим розподілом дебітів по сверд­ловинах, або вимірюванням продуктивності свердловин у резервуарі по черзі із спрямуванням продукції свердловини в резервуар протягом деяко­го часу, що залежить від характеру подавання рідини в свердловині. На основі такого вимірювання визначають дебіт свердловини за 1 год, а потім обчислюють добовий видобуток множенням дебіту на кількість фактичних годин її експлуатації за добу. При цьому вважають, що досліджувана свердловина за добовий період експлуатації дає більш-менш рівномірний видобуток. Якщо відомо, що режим свердловини протягом доби істотно змінюється, роблять повторні виміри дебіту, на основі яких виводять се­реднє значення.

Вимірювання виконують у такий спосіб. Очистивши мірник від води, бруду і піску, звільняють його від нафти, що нагромадилася в ньому, і по­тім ставлять під вимір, тобто на визначений час у нього спрямовують струмінь рідини свердловини, що заміряється. Початок і кінець наповнен­ня мірника визначає обліковець в особливій книжці.

На першій стадії кольматації піщаної породи адсорбовані частинки утримуються на поверхні піщинок не сильно і можуть бути порівняно лег­ко видалені із породи зворотною фільтрацією. Проте в присутності роз­чинів із багатовалентними коагуляційними катіонами (СаС1₂, А1С1₃ та ін.) коагуляційні зв'язки змінюються і глинисті частинки міцно закріплюються в порах породи.

У гранулярному пласті всю зону, в яку проникли промивальна рідина та її фільтрат, умовно поділяють на зону кольматації, яка примикає до свердловини, і зону проникнення фільтрату.

Зона кольматації — це ділянка навколо свердловини, в пори якої про­никли частинки дисперсної фази бурового розчину. Товщина цієї зони за­лежить переважно від співвідношення гранулометричного складу дисперс­ної фази бурового розчину і структури порового простору (розподіл пор за розмірами) пласта, а також від перепаду тисків у період буріння і трива­лості дії бурового розчину на породу. Хоча пористість породи в зоні коль­матації при цьому зменшується несуттєво, проникність знижується різко.

У результаті часткового відфільтрування дисперсного середовища із промивальної рідини на поверхні тріщин утворюються фільтраційні кірки. Отже, тріщини заповнюються загуслою промивальною рідиною і фільтра­ційною кіркою. Видалити із пласта загуслу промивальну рідину, фільтра­ційну кірку та інші тверді частинки вдається лише частково. Проникність зони кольматації в результаті проникнення дисперсної фази бурового роз­чину знижується в 10 разів і більше.

Хімічна поглинальна властивість порід грунтується на утворенні важко­розчинних сполучень, в результаті в еквівалентних кількостях поглинають­ся як аніони, так і катіони.

Сутність фізико-хімічної обмінної властивості порід полягає в тому, що під час взаємодії їх з розчином будь-якої речовини деяка кількість іонів зникає із розчину, а замість них у розчині з'являються інші іони. Фізико-хімічна властивість гірських порід значною мірою визначається їх дисперс­ністю: чим більший ступінь дисперсності, тим вища обмінна властивість.

Поверхневий натяг, змочування, адсорбційні процеси зумовлюють дію капілярних сил на межах поділу фаз і капілярний рух рідини в порах ко­лектору. Рух пластової рідини в породі по капілярних порах можна показа­ти як результат дії рухомої сили менісків, які утворилися в порах під час взаємодії рідини зі скелетом колектору.

Наявність у нафті розчинених газів може сильно впливати на її рух у капілярних порах. Так, з утворенням депресії на пласт під час випробуван­ня або експлуатації свердловин рух нафти до її вибою супроводжувати­меться зниженням тиску. Якщо тиск стане меншим за тиск насичення, то із нафти почне виділятися розчинений газ у вигляді бульбашок. Просуваю­чись по розгалуженню змінного перерізу (сітці капілярів), ці бульбашки з переходом у звужені проміжки деформуються.

Вважають, що стійкі нафтові емульсії виникають у привибійній час­тині пласта під час освоєння свердловини. Нафта, що рухається до вибою, натрапляє на фільтрат промивальної рідини і перемішується з ним. Під дією ефекту Жамена і за великої в'язкості емульсія закупорює пори пласта.

Висоту нафти і води в мірнику замірюють зануренням у нього рейки, яка поділена поділками і має водомірне скло, установлене строго пара­лельно самій рейці. Водомірна трубка вкладена у спеціальні захвати рейки, тому трубку можна зрушити на деяку відстань догори і вниз до упора в укріплену в нижній частині рейки чашку з пластичним матеріалом. Скло разом з рейкою опускають у замірну трубку мірника, і, коли рідина напов­нить водомірне скло, закривають нижній кінець його, зануривши скло в чашку з пластичним матеріалом. Потім рейку зі склом підіймають і за нане­сеними на неї поділками відраховують висоту стовпів нафти і води. Дані цього виміру обліковець заносить у книжку і за ними обчислює масову кількість нафти (води) за рівняннями

Отримані виміри дебіту свердловин звіряють із загальним видобутком нафти на промислі і записують у книжку. На основі добових записів скла­дають зведення про щомісячний видобуток нафти і води і відсотковий вміст води в нафті, що поряд з іншими даними для кожної свердловини включають у щомісячні експлуатаційні зведення, які посилають з промислу в нафтопромислове управління. Крім глибини свердловин, розміру експ­луатаційної колони, експлуатаційного пласта, способу експлуатації в щомі­сячних експлуатаційних зведеннях звичайно вказують дані стосовно густи­ни нафти і солоності води, а також газового фактора.

Промислові геологи особливо ретельно мають стежити за першою поя­вою води в кожній свердловині, тому що ці дані беруть за основу для ви­значення контурів нафтоносності, вони є першим сигналом про початок обводнення експлуатованого пласта. Для своєчасного виявлення появи крайової води застосовують спосіб визначення відсоткового вмісту води в пробі нафти за допомогою приладу Дина і Старка.

Замір дебіту газу

Для виміру об'єму газу, одержуваного разом з нафтою із ви-сокодебітних свердловин, а також газу із суто газових свердловин застосо­вують лічильники. Кількість газу, що надходить з інших свердловин, замі­ряють шайбною вимірною трубкою Піто.

Для повного обліку газу в глибиннонасосних свердловинах треба за­міряти газ, що виходить з міжтрубного простору, а також із мірника (чи з трапу перед мірником).

Для визначення кількості газу, що надходить із свердловини у разі спокійного витікання його в атмосферу (безпосередньо з устя свердловини або через відкритий кінець труби) зі швидкістю не більше 15 м³/с, застосо­вують анемометр. Основною деталлю цього приладу є вітряне колесо, з'єд­нане передачею з набором шестерень, на осях яких укріплені стрілки, що

вказують швидкість потоку. Анемометр помішають безпосередньо у вихід­ному перерізі труби. Струмінь вихідного газу приводить в обертання вітря­не колесо, плин газу відбувається за атмосферного тиску.

За незначних дебітів і тисків у трубі, через яку виходить газ, найчас­тіше застосовують порівняно з анемометром шайбний вимірник. Шайб-ним вимірником можна заміряти добову кількість газу, що не перевищує 10 тис. м³, за тиску газу на виході з труби не більш 500 мм вод. ст. Замір дебіту свердловини, що дає багато газу, здійснюють пневмометричною труб­кою (трубка Піто), за дуже високого дебіту газу трубку Піто приєднують до пружинного манометра.

Замір газу, що добувають, найліпше вести цілодобово за допомогою автоматичних приладів (самописного витратоміра). За відсутності такого приладу для виміру видобутку газу варто застосовувати диференціальний манометр. У цьому випадку замір видобутку газу у високодебітних свердло­винах слід робити 2—3 рази за добу залежно від ступеня нерівномірності подавання струменя газу.

При реєстрації кількості нафти, газу і води по свердловинах і запису їх у спеціальні книги вказують з вичерпною повнотою всі технічні дані щодо умов експлуатації. Крім книг первинного обліку нафти, газу і води на кож­ну свердловину заповнюють паспорт, у якому описують усе виробниче життя її — з моменту початку буріння до ліквідації включно.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. Які заходи потрібні для розкриття нафтогазових пластів, що характеризуються НГПТ?

2. Які заходи потрібні для розкриття нафтогазових пластів з ПТМГ?

3. Коли для розкриття пластів застосовують піни?

4. Які існують заходи для попередження ускладнень і аварій в процесі буріння свердловин?

5. Що таке герметизування устя свердловини превентором?

6. Які Ви знаєте вимоги до промивальної рідини під час розкриття продуктивних горизонтів?

7. З якою метою визначають градієнти тиску гідророзриву пласта під час його розкриття свердловиною?

8. Як випробовують продуктивні пласти?

9. Як заміряють дебіти нафти і газу?

РОЗДІЛ