Что такое установившийся режим работы скважины

Обновлено: 07.07.2024

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Установление режима работы нефтедобывающих и водо-нагнетательных скважин сводится к плакированию темпов отбора нефти я закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов я принятых режимов работы залежей. [2]

При установлении режима работы скважины следует учитывать строение газоносного пласта. [3]

Правильность выбора оборудования и установления режима работы скважины определяется точностью построения индикаторной линии или вычисления коэффициента продуктивности. Для построения индикаторной линии осуществляются замеры дебита и забойного давления. [4]

Исследование этим способом начинают обычно с установления режима работы скважины , соответствующего максимальному де-битуисомпрессорного ПРДТ. ДМТТТГКЯ Для этого в скважину подают определенное количество рабочего агента, которое остается постоянным в течение работы скважины на других режимах. При установившемся режиме работы замеряют рабочее давление по контрольному образцовому манометру, установленному на подводящей рабочей линии у устья скважины, и дебит жидкости и газа. [5]

Исследование скважины этим способом начинают обычно с установления режима работы скважины , соответствующего максимальному дебиту компрессорного подъемника. [6]

Целью расчета промысловых газожидкостных подъемников является выбор оборудования и установление режима работы скважин при различных способах эксплуатации. Газожидкостной подъемник является обязательным энергетическим элементом при любом способе эксплуатации нефтяных скважин. При фонтанном способе работа газожидкостного подъемника осуществляется на интервале НКТ от точки, где давление равно давлению насыщения, до устья скважины, а при забойном давлении - ниже давления насыщения, - на всей длине на-сосно-компрессорных труб. В газлифтных скважинах на участке НКТ от точки давления насыщения до рабочего клапана подъемник работает только за счет пластового газа, тогда как на верхнем интервале в работе принимает участие и газ, вводимый с поверхности. В глубиннонасосных скважинах на определенном интервале от выкида насоса до устья и от забоя скважины до приема насоса также происходит движение газожидкостной смеси. [7]

Придание такое, определяющее значение технологического режима, оправдано тем, что основная задача установления режима работы скважин сводится к обоснованию дебита проектных скважин В свою очередь дебитом скважин определяются число и обвязка скважин. Этим определяются отчасти экономические показатели разработки залежи. [8]

Знание давления насыщения нефти газом позволяет обоснованно решать задачи выбора оптимальных систем разработки нефтяных месторождений, установления режима работы скважин и наземного оборудования по сбору и подготовке нефти и газа. Значение его изменяется в широких пределах в зависимости от состава нефти, количества растворенного в нефти газа, температуры, а также содержания некоторых газов, например, азота. [9]

После этого выпускают газ из затрубного пространства и продолжают поршневание с прежним темпом, наблюдая за установлением режима работы скважины по замерам дебита каждого цикла поршневания и за давлением в затрубном пространстве по ртутному или водяному дифференциальному манометру. [10]

Как видно из рис. 4, верхние и нижние точки значений давлений расположились на одной линии, что указывает на установление режима работы скважины . [11]

Система уравнений ( 74) была решена на ЭВМ Наири для основных месторождений Башкирии, что значительно упростило расчеты по установлению режимов работы скважин . [12]

Эффективность эксплуатации скважин определяется прежде всего наличием объективной информации о параметрах системы пласт - скважина, являющейся основой контроля и регулирования разработки залежей, установления режима работы скважин и технологического оборудования. Хотя способы получения такой информации для отдельных подсистем ( пласт, скважина) различны, они должны отвечать общему требованию - обладать возможно большей информативностью при минимальных затратах, обеспечивать достаточную точность в определении параметров, быть оперативными. Существующие методы в различной степени отвечают этим требованиям; при этом эффективность исследований зависит от способа эксплуатации. [13]

Задача исследования пластов и скважин заключается в получении исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта. [14]

Задача исследования пластов и скважин заключается в получении исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работы по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией. Исследования осуществляются как в процессе бурения, так и после освоения и последующей эксплуатации скважин. [15]

Сущность исследования скважин на установившихся режимах работы

Сущность исследования скважин на установившихся режимах работы заключается в замерах дебита и забойного давления скважины на нескольких (не менее трех) установившихся режимах ее работы. Изменение режима работы скважины достигается за счет изменения забойного давления.

За установившееся состояние работы скважины принимается такое состояние, когда изменением величины дебита скважины и изменением величины давления на забое практически можно пренебречь. Время установления нового режима в зависимости от конкретных условий колеблется в широких пределах (от десятков минут до нескольких суток). Таким образом, считается, что при установившемся режиме работы скважины приток жидкости из пласта в скважину постоянен во времени.

Замеры дебита скважины осуществляются мерником или другими, более совершенными, замерными устройствами (тахометрическими расходомерами, лопастными счетчиками, щелевыми расходомерами, дебитомерами объемного типа и т.д.). Одновременно с замерами дебита измеряется забойное давление скважинными манометрами. В процессе исследования величина пластового давления считается постоянной.

При фонтанном способе эксплуатации изменение режима работы скважины достигается за счет изменения противодавления на устье путем изменения диаметра дросселя (штуцера). При газлифтном способе эксплуатации изменение режима работы скважины достигается изменением расхода рабочего агента или созданием различных противодавлений на устье.

Изменение режима работы скважины, оборудованной штанговым скважинным насосом, обычно достигается следующими способами:

· изменением длины хода полированного штока;

· изменением числа качаний станка-качалки;

· одновременным изменением числа качаний и длины хода полированного штока.

При эксплуатации скважин электроцентробежными или электровинтовыми насосами изменение режима осуществляется или с помощью дросселя на устье скважины, или путем изменения числа оборотов электродвигателя.

По результатам замеров дебита и забойного давления на установившихся режимах работы скважины строится индикаторная диаграмма.

Метод исследования скважин на установившихся режимах работы прост в осуществлении как самого процесса исследования, так и в отношении методики обработки замеренных в процессе исследования параметров.

Сущность исследования скважин на неустановившихся режимах работы заключается в измерении изменяющегося давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реагирующей скважины. Давление на устье замеряется образцовыми манометрами, давление на забое замеряется скважинными абсолютными или дифференциальными манометрами. Данный вид исследования реализуется на промыслах обычно в виде метода снятия кривой восстановления давления на той же скважине, на которой изменяется режим работы. Поэтому этот метод иногда называют самопрослушиванием скважины, поскольку измерение изменения давления ведется на той же скважине, на которой изменяли дебит.

Установление технологического режима эксплуатации и пуск скважин в работу

После получения устойчивого притока из пласта скважина должна некоторое время поработать, чтобы произошла самоочистка призабойной зоны и ствола скважины от оставшегося загрязняющего материала. Диаметр дросселирующего устройства фонтанирующей скважины выбирается с таким расчетом, чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии и не началось разрушение скелета пласта и цементного камня. Продукция скважины при самоочистке направляется в специальные сборные емкости. Длительность режима самоочистки зависит, в основном, от дебита скважины, состояния призабойной зоны и забоя и обычно не превышает длительности рабочей смены, а в высокодебитных скважинах – двух часов. При самоочистке необходимо вести постоянный контроль за составом продукции скважины, величиной устьевого давления, величиной дебита скважины. Стабилизация этих показателей указывает на окончание режима самоочистки.

После самоочистки приступают к исследованию скважины гидродинамическими и другими методами со спуском глубинных манометров. Гидродинамические исследования проводятся с целью определения параметров пласта и продуктивных характеристик скважин. Сначала исследуют скважину на установившихся режимах работы. Исследование проводится на четырех-восьми режимах, начиная с минимального дебита скважины (прямой ход). Затем скважина исследуется на режимах с уменьшающимися дебитами (обратный ход). По результатам строятся индикаторные диаграммы и выявляется оптимальный режим притока, т.е. норма отбора из пласта. Далее проводится замер дебита на выбранном оптимальном установившемся режиме и регистрируется КВД. По результатам исследований делают оценку степени гидродинамического совершенства скважины по методикам, изложенным в следующем разделе.

После проведенных исследований скважина пускается в эксплуатацию. Первые две-три недели необходимо вести постоянный контроль за составом продукции и основными показателями технологического режима эксплуатации скважины. Этот период называется периодом кратковременной пробной эксплуатации добывающей скважины.

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ УСТАНОВИВШЕМСЯ РЕЖИМЕ

Выше отмечалось, что приток жидкости или газа в скважину возможен только при разности между пластовым и забойным давлениями и количество притекаемой в скважину жидкости (газа) определяется величиной этой разности давлений. Поэтому исследование скважины на приток при установившемся режиме состоит в измерении забойных давлений и соответствующих этим давлениям деби-

Т ° В Тех1ика исследования скважин методом установившихся отборов или, как его еще называют, методом пробных откачек, состоит

Дебит

Рис. 44. Виды индикаторных кривых.

В °Н«итфов время скважина эксплуатируется с неизменным^ дебитом. В этот период одновременно замеряют ее дебит и забойное давление. Пластовое давление замеряют заранее, имея в виду, что оно длительное время остается постоянным. После первого замера дебит скважины увеличивают или, наоборот, снижают и через некоторое время, когда давление на забое скважины установится в соответствии с этим дебитом, вновь повторяют измерения. Такие измерения выполняют три или четыре раза в любой последовательности, но с обязательным условием сохранения постоянного забойного давления в период,

работы скважины обусловливаются

способом ее эксплуатации. При насосной эксплуатации изменения режима работы скважины достигают путем изменения числа ходов или длины хода плунжера насоса, при фонтанной эксплуатации _ путем вменения противодавления на устье скважины (смена шту-цТров) и при компрессорной эксплуатации - изменением подачи сжатого воздуха для подъема жидкости на поверхность. Более подробное описание техники исследования скважин при разных

способах эксплуатации будет дано в соо ™ е ™™^™™*™^_е _до Продолжительность работы скважины на каждом режиме до проведеГя исследований определяется опытным ЪУ™*™™™ от пебита скважины, характеристики пласта и насыщающих его ™ости и газГ По данным исследования строят графики зависи-мГти дебита скважины от соответствующего забойного Давления или перепада между пластовым и забойным Давлением (рте 44^ Эти графики называются инд и к а т о р н ы м и л и ни ям и. По оси абсцисс принято откладывать дебит скважины <?, по^оси^орди нат — соответствующую депрессию Ар = р_пл — Рзаб или заооинов

ДаВ вТеко?орых случаях по оси ординат откладывают понижение уровня жидкости в скважине 8 (в м).

Для газовых скважин по оси ординат откладывается равность квадратов пластового и забойного давления А (/>*).

Величина депрессии Ар представляет собой разность между динамическим пластовым давлением и давлением на забое скважины. Динамическое пластовое давление определяют путем измерения забойного давления в остановленной скважине, когда оно практически перестает увеличиваться со временем.

Динамическое пластовое давление соответствует давлению в пласте между работающими скважинами.

В точке пересечения осей дебита и депрессии давление на забое равно пластовому, т. е. р_пл = р_заб и р_пл — р»_б = О, поэтому приток жидкости или газа отсутствует и дебит скважины также равен нулю.

По форме индикаторные кривые могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов.

Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой в том случае, когда режим дренирования залежи напорный и в пласте установился приток однородной жидкости по линейному закону фильтрации.

В ряде случаев при напорных режимах индикаторная линия при малых дебитах и депрессиях на начальном участке может быть прямой, затем при увеличении депрессии переходит в кривую, выпуклую относительно оси дебитов. Искривление индикаторной кривой происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне (см. рис. 44, кривые 1—4).

Во всех случаях, когда режим дренирования залежи отличается от водонапорного, индикаторная линия будет в той или иной степени кривой — выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2).

Индикаторные линии для газовых скважин, построенные в координатах (>—А (р 2 ), в большинстве случаев также выпуклы по отношению к оси дебитов.

Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов (кривая 3), может получиться в результате неправильных измерений забойных давлений и дебитов или под влиянием неустановившихся процессов в пласте. При получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток считается неудовлетворительным и его необходимо повторить.

Для индикаторных линий, изображенных на рис. 44, уравнение линии записывается в виде:

где К — коэффициент продуктивности; п — коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду. При соблюдении линейного закона фильтрации п = 1, и индикаторная линия будет прямой. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при п <; 1, а вогнутая линия — при п > 1.

При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности К не будет постоянным для данной скважины. Это будет переменная величина, зависящая от перепада давления. С повышением перепада давления кривизна индикаторной линии обычно растет, и величина показателя п уменьшается.

Если индикаторная кривая имеет смешанный характер, то для определения коэффициента продуктивности используется только прямолинейный участок. При определении коэффициента продуктивности на криволинейном участке необходимо указывать величину перепада давления.

При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение (69) принимает вид:

С = Я(Рпл-Р_ааб). (70)

Коэффициент продуктивности численно равен приросту дебита скважины на единицу перепада давления, т. е.

Если дебит измерять в т/сут, а перепад давлений в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/сут-Па.

Для практических целей лучше пользоваться кратными единицами, поскольку величина «паскаль» чрезмерно мала. Наиболее подходящей величиной для промысловых измерений давления является мегапаскаль МПа или килопаскаль кПа. Соотношение между этими и внесистемными единицами следующее: 1 кгс/см 2 = 100 кПа =

Максимально возможная производительность скважины будет П Р И Рзаб = 0; эту производительность называют потенциальным дебитом:

Отбор жидкости из скважины, практически равный потенциальному дебиту, возможен только при условии, что в скважине есть зумпф; противодавление на пласт при этом можно поддерживать равным атмосферному.

При исследовании скважин на приток, помимо определения коэффициента продуктивности, бывает необходимо определить также проницаемость пород призабойной зоны пласта. Определение проницаемости но данным исследования скважин на приток дает возможность найти среднее значение этого параметра для пород призабойной зоны по всей эксплуатируемой мощности пласта и по всей площади месторождения. Такие осредненные значения проницаемости весьма ценны для гидродинамических расчетов, связанных с эксплуатацией и разработкой месторождения.

Для определения коэффициента проницаемости по данным исследования скважины на приток используется прямолинейный участок индикаторной кривой, по которому находят коэффициент

продуктивности. Далее из уравнения линейного притока находят величину коэффициента проницаемости.

Уравнение притока (64) с учетом коэффициента несовершенства ф можно переписать в виде:

для жидкости для газа

где (> — дебит скважины, измеренный на поверхности, м 3 /с; А — проницаемость, м 2 ; Н — эффективная мощность пласта, м; р_ал и Рыб — пластовое и забойное давления, Па; Ъ — объемный коэффициент нефти; ц — вязкость нефти, Па-с; В и г, — радиусы контура питания и скважины соответственно, м.

При расчетах можно приближенно принять Н равным среднему значению половины расстояний до соседних скважин.

Из уравнения (73) получим

где К = (?/Др — коэффициент продуктивности.

Установлено, что параболические формулы для уравнения притока жидкости типа () — К (Ар)" или притока газа (> = К (Ар 2 )" не совсем точно характеризуют индикаторные линии в условиях отклонения от закона Дарси. Правильнее в этих случаях будет применение двучленной формулы градиента давления:

где Ар — перепад - давления на участке длиной Дж; ц — вязкость нефти; Ъ — проницаемость породы; v — скорость фильтрации; у — коэффициент, зависящий от геометрии норового пространства.

Уравнение (75) имеет следующий смысл. При движении жидкостей и газов перепад давления на каком-либо участке затрачивается на преодоление сил трения и сил инерции жидкости и газа. Эти силы возникают вследствие извилистости поровых каналов. Сила инерции пропорциональна квадрату скорости и, следовательно, чем больше скорость фильтрации, тем большее значение приобретает влияние инерции. При малых скоростях фильтрации силы инерции малы, потери давления практически определяются только силами трения, и тогда в уравнении (75) основную роль играет первый член — движение происходит при линейном законе фильтрации.

Отсюда следует, что не.линейность индикаторной кривой можно объяснить значительным увеличением второго члена уравнения (75), что имеет место при больших скоростях фильтрации.

Скорость фильтрации пропорциональна дебиту скважины, и тогда двучленному закону фильтрации (75) соответствуют следующие уравнения индикаторной линии:

где А, В, А_г и В_г — коэффициенты, постоянные для данной нефтяной или газовой скважины; (? — дебит нефти; @_ат — объемный дебит газа, отнесенный к атмосферному давлению.

Уравнения притока (76) и (77) можно записать в виде:

Опытные точки, полученные в результате исследования, наносят на график в координатах (?— -| или ()_ат — с. 45). При этом, согласно

<?ат ^

уравнениям (78) и (79), должны получиться прямые линии; отрезки, отсекаемые прямой на оси ординат, будут соответствовать величинам А или А_г, а тангенсы углов наклона этих линий будут равны коэффициентам Рис. 45. График зависимости В и В_г.

В результате исследования скванГйн
методом установившихся отборов оп- "" Уат

ределяются коэффициент продуктивности скважин, проницаемость пласта, а также другие параметры и зависимости, знание которых необходимо для правильной эксплуатации отдельных скважин и всего месторождения в целом.

В повседневной промысловой практике из всех определяемых параметров и зависимостей, получаемых в результате исследования скважин, наибольшее значение имеет коэффициент продуктивности. По величине коэффициента продуктивности устанавливают режим работы скважины, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По его изменениям судят об эффективности обработок призабойных зон скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Для этого сравнивают коэффициент продуктивности до и после обработки скважины. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности, измеренные в разное время, судят о состоянии и работе скважины. Например, постоянный газовый фактор при снижающемся коэффициенте продуктивности указывает на образование песчаной пробки на забое. Далее, если известно, что других причин изменения продуктивности нет (пласт сложен твердыми породами, к скважине притекает однородная жидкость, водонефтяной

контакт находится далеко от скважины), то уменьшение коэффициента продуктивности указывает на загрязнение призабойной зоны смолами, парафином и т. п.

Естественно, что все предположения о ненормальностях в работе скважины, сделанные на основании изменения коэффициента продуктивности, должны быть тщательно проверены более детальными исследованиями.

Регулирование работы фонтанных скважин

Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.

Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера (рис. 8.13).

Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

§ недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас;

§ установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину;

§ установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

§ установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

§ недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;

§ недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;

§ недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;

§ недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

§ установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.

Рис. 8.13. Регулировочные кривые фонтанной скважины: d - диаметр штуцера;

1 - Рc - забойное давление, МПа; 2 - Гo - газовый фактор, м 3 /м 3 ; 3 - Q - дебит скважины, м 3 /сут;

воды в продукции скважины, %

После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно наблюдают.

Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодическнх осмотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.

Например, падение буферного давления при одновременном повышении мсжтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.

Технология гидродинамических исследований скважин и пластов

При измерениях в скважинах глубиной свыше 1500 м применяют только механизированные глубинные лебедки.

Рис. 9.1. Оборудование фонтанной скважины для глубинных измерений.

Установка с лебедкой распола-гается примерно в 25—40 м от устья. Установку ставят таким образом, чтобы вал барабана лебедей был перпендикулярен направлению дви-жения проволоки от скважины до середины барабана.

Для подготовки глубинного прибора 6 к спуску конец проволоки от лебедки 7 пропускают через сальник лубрикатора, вывинтив его предварительно из корпуса. Закрепив конец проволоки в подвесной части прибора, его помещают в корпус лубрикатора и завинчивают сальник. Сальник затягивают так, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом обеспечить возможность движения ее через сальник.

Лебедка Азинмаш-8 (Азинмаш-8А и Азинмаш-8Б) монтируется на автомашине ГАЗ-66.

Техническая характеристика лебедки

Диаметр бочки барабана, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165

Длина бочки барабана, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200

Диаметр проволоки, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1,6-1,8

Габаритные размеры, мм:

длина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1195

ширина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 895

высота . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 892

Габаритные размеры агрегата, м:

длина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6,1

ширина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2,1

высота . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2,8

агрегата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4320

лебедки (без проволоки) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323

Для точного отсчета глубины спуска прибора лебедка оборудована мерительным аппаратом: мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счетчика, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.

Мерительный аппарат позволяет определить глубину положения прибора с точностью до 0,1 м. Лебедка управляется рычагами.

9.1 Исследование добывающих и нагнетательных скважин при установившихся режимах работы (методом установившихся отборов)

При исследовании фонтанных скважин методом установившихся отборов режим эксплуатации изменяют путем смены штуцера, а при исследовании компрессорных скважин —уменьшением или увеличением противодавления на устье (с помощью штуцера или регулировочного вентиля), либо расхода рабочего агента.

Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на

В общем случае для исследования добывающих скважин методом установившихся отборов необходимо на нескольких установившихся режимах эксплуатации (обычно трех-четырех) измерить ее дебит, обводненность продукции, газовый фактор и забойное давление или перепад (р_пл—р_заб). В зависимости от конкретных условий программа измерений может быть сокращена. Так, если при всех режимах эксплуатации забойное давление остается выше давления насыщения нефти газом, то газовый фактор можно определить только на одном режиме цикла или воспользоваться данными предшествующих исследований. В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что индикаторная диаграмма по скважине должна быть прямолинейной, достаточно ограничиться измерением дебита, обводненности, забойного давления и депрессии (р_пл—р_заб) только на одном режиме.

Исследование может быть начато с режима минимального или максимального отбора. Время установления каждого нового режима зависит от свойств продуктивного пласта и на каждом объекте определяется опытным путем. При прочих равных условиях это время меньше при фильтрации в пласте однофазной жидкости и больше при фильтрации газированной жидкости.

На большинстве объектов, разрабатываемых при давлениях выше давления насыщения, скважины эксплуатируются на каждом режиме исследовательского цикла от одного до пяти дней.

Дебит и забойное давление измеряют в конце периода установления режима. После этого скважину переводят на следующий режим. Забойные давления на каждом режиме определяют только в тех случаях, когда скважины эксплуатируются при сравнительно больших депрессиях (более 0,5—1,0 МПа). Ошибки измерений при этом обычно не приводят к большому разбросу точек при построении индикаторных диаграмм в координатах q—р_заб. При малых депрессиях (порядка 0,2— 0,3 МПа) разброс может быть настолько большим, что индикаторную диаграмму в этих координатах построить не удается. В этих случаях на каждом режиме следует измерять и забойное и пластовое давление, а диаграмму строить в координатах q—. Депрессия , определяемая на каждом режиме, имеет, как правило, меньшую относительную ошибку, чем р_заб, так как при измерениях за один спуск прибора абсолютные ошибки р_пл и р_заб примерно одинаковы и поэтому на разность (р_пл—р_заб)= почти не влияют. Однако при незначительных депрессиях (до 0,3—0,4 МПа) на точность определения начинают оказывать влияние ошибки расшифровки бланков манометров. Тогда для измерений следует пользоваться дифференциальными глубинными манометрами.

9.2 Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) забойного давления.

При исследовании фонтанных и компрессорных скважин до изменения режима их эксплуатации необходимо измерить дебит и обводненность продукции, а также буферное и затрубное давление.

Для измерения забойного давления и регистрации к. в. д. в скважину спускают глубинный манометр или дифманометр на глубину середины интервала перфорации или как можно ближе к ней и продолжают эксплуатировать скважину на установившемся режиме в течение 15—20 мин, а затем закрывают задвижку на выкидной линии фонтанной скважины. На компрессорной скважине остановку осуществляют путем одновременного закрытия задвижки и прекращения подачи рабочего агента. Время восстановления давления на забое после остановки скважины на промыслах устанавливают опытным путем (обычно несколько часов). Если это время исчисляется днями, полная к. в. д. не снимается, а проводят отдельные измерения глубинным манометром, спускаемым на 15—20 мин через выбранные интервалы времени после остановки скважины.

Глубинные дифманометры с газовым заполнением обычно используют в тех случаях, когда депрессия на забое не превышает 20 % от забойного давления, а температура на заданной глубине (в интервале перфорации) практически не изменяется после остановки скважины. При установке глубинных приборов выше интервала перфорации форма к. в. д. может быть искажена за счет изменения температуры жидкости в ствол после остановки скважины, а также за счет изменения средней плотности жидкости в процессе восстановления давления, если скважина дает обводненную нефть. Влияние этих факторов особенно сильно сказывается, если чувствительным элементом прибора является сжатый газ. При достаточно большом расстоянии между средней глубиной интервала перфорации и глубиной спуска прибора и большой обводненности продукции скважины, влияние осаждения воды на забой после ее остановки может оказаться столь существенным, что прибор будет регистрировать падение забойного давления, в то время как оно в интервале перфорации растет.

При остановке нагнетательных скважин температура воды в стволе резко повышается за счет тепла окружающих пород. Поэтому обычно при исследовании таких скважин для построения кривых падения давления используют данные изменения устьевого давления после остановки. Эти данные используют в тех случаях, когда в скважине имеются насосно-компрессорные трубы (НКТ), башмак которых максимально приближен к интервалу перфорации, отсутствуют пакерующие устройства или устьевое оборудование и трубы негерметичны. При закачке воды через НКТ изменение давления контролируется с помощью манометра, установленного на устье затрубного пространства, а при закачке воды через затрубное пространство—с помощью манометра, установленного на буфере скважины. Если закачка осуществляется одновременно через НКТ и затрубное пространство, то перед исследованием воду закачивают только через затрубное пространство в течение 3—5 дней, необходимых для стабилизации режима закачки.

В тех случаях, когда к. в. д. регистрируется только устьевым манометром (буферным или затрубным), то с помощью этой кривой, пользуясь гидростатической формулой, можно построить достаточно точную кривую восстановления забойного давления, если известно изменение плотности жидкости в скважине во времени после ее остановки. Это изменение связано с изменением средней температуры жидкости в стволе. На ряде объектов проводят специальные исследования по выявлению температурных поправок на плотность и составляют таблицы или графики, по которым эти поправки определяют на разные моменты времени после остановки скважины в зависимости от ее приемистости.

Иногда после остановки нагнетательной скважины устьевое давление быстро снижается до атмосферного и зарегистрировать к. в. д. не удается. В таких случаях режим изменяют не путем остановки, а уменьшением расхода закачиваемой воды до такой величины, при которой давление на устье в течение всего периода регистрации кривой будет оставаться выше атмосферного.

9.3 Исследование скважин, оборудованных ШСН и ЭЦН.

Изменение режима эксплуатации глубинно-насосных скважин можно достигнуть: 1) изменением длины хода полированного штока; 2) изменением числа качаний балансира; 3) одновременным изменением хода штока и числа качаний. Если изменить дебит скважины этими способами не удается, что возможно в случаях, когда при всех доступных комбинациях длины хода и числа качаний теоретическая подача насоса превышает приток жидкости из пласта, прибегают к изменению глубины подвески насоса. В этих случаях на всех режимах динамический уровень жидкости как правило, остается у приема насоса и забойное давление может быть определено по гидростатической формуле , где Н — глубина точки приведения; L — глубина приема насоса.

По скважинам, оборудованным ЭЦН, изменение режима эксплуатации производится чаще всего увеличением или уменьшением устьевого противодавления путем смены штуцера или закрытием задвижки на выходе.

Для регистрации к. в. д. и определения пластового давления скважины останавливают. Если в затрубном пространстве имеется избыточное давление, то одновременно с регистрацией к. в. д. на забое регистрируют и кривую восстановления давления в затрубном пространстве по показаниям манометра, установленного на устье.

В скважинах, оборудованных ЭЦН, кривые восстановления давления могут быть сняты с помощью лифтовых манометров, манометров, спускаемых на проволоке (если установлен суфлер), и в отдельных случаях с помощью дифманометров со специальными наконечниками. Однако качественные кривые могут быть получены лишь в случае, когда насос установлен вблизи пласта. На практике же ЭЦН устанавливают обычно на несколько сотен метров выше пласта, что исключает возможность качественных исследований. В необходимых случаях в интервале между насосом и продуктивным пластом подвешивается хвостовик из насосно-компрессорных труб, у башмака которого устанавливают лифтовый манометр. Чаще всего используют специальные устройства — суфлеры, устанавливаемые выше насоса и позволяющие с помощью обычных манометров, спускаемых в лифтовые трубы, измерять давление в затрубном пространстве вблизи насоса.

Рис.9.2. Суфлер конструкции ТатНИИ

На рис. 9.2 показан суфлер конструкции ТатНИИ. Он состоит из муфты 11, служащей для соединения лифтовых труб и являющейся базой всего устройства; корпуса 7 с отверстиями, связанными с затрубным пространством посредством трубок 12, и клапанного устройства, состоящего из трубки 2 с отверстием 6, ползуна 7, пружины 8 и головки 4. Верхняя часть корпуса 1 выполнена в виде конуса и служит посадочным гнездом для наконечника 3 глубинного манометра.

В нормальном состоянии ползун 7 отжат пружиной 8 в верхнее положение и отверстие 6 закрыто (внутренняя полость лифтовых труб 10 с затрубным пространством не сообщается). При спуске манометра его наконечник 3 садится на конус корпуса 1. При этом ползун 7 под действием веса прибора отжимается вниз, отверстие 6 открывается, что обеспечивает связь чувствительного элемента прибора с затрубным пространством. Точность посадки наконечника манометра обеспечивается направляющими пластинами 5, приваренными к его корпусу, а герметичность — уплотнительным устройством 9.

Глубиннонасосные скважины в последние годы исследуют путем спуска глубинных приборов малого диаметра (25-30 мм) в затрубное пространство. Одна из схем оборудования устья скважины для спуска манометров показана на рис. 9.3.

В эксцентричной планшайбе 3, на которой подвешена колонна 7, устанавливается корпус 11 погружного лубрикатора (конструкция ВНИИ). В нижней части лубрикатора предусмотрен клапан 12, который может открываться и закрываться с помощью тяги 6, для уплотнения которой имеется сальник 4.

При нормальной работе скважины клапан 12 закрыт. Перед спуском прибора в скважину необходимо отвернуть головку лубрикатора 7 (при закрытом уравнительном вентиле 9); через сальник головки пропустить конец проволоки от лебедки и закрепить его в головке прибора 10, а затем ввести прибор в лубрикатор и навинтить головку 7. Чтобы открыть клапан 12, необходимо предварительно сообщить внутреннюю полость лубрикатора с затрубным пространством путем открытия уравнительного вентиля 9. После этого клапан открывается с помощью тяги 5, спускают прибор в скважину. Газ из затрубного пространства выпускают при открытых вентилях 9 и 8.

Рис. 9.4. Схема эксцентричной план-шайбы на устье скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом.

Планшайба (рис. 9.4) создает односторонний увеличенный зазор между подъемными трубами и обсадной колонной. Рекомендуемые размеры планшайбы приведены в табл. 9.1.

Размеры

Отношение диаметра обсадной колонны к диаметру насосно-компрессорных труб

Читайте также: