Техника и технология исследования скважин реферат
Обновлено: 05.07.2024
Для большей надежности исследование скважин на приток осуществляют на трех или четырех установившихся режимах. На каждом режиме измеряются дебит жидкости (нефть, вода) и газа, забойное и пластовое давление. Дебиты жидкости замеряют на групповых замерных установках (ГЗУ), а газ - с помощью газовых расходомеров. Пластовое и забойное давление на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров. На промыслах применяют глубинные манометры и дифманометры следующих типов: геликсные, пружинно-поршневые, дифференциальные Забойные давления в глубинно-насосных скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров, для чего устье скважин оборудуется эксцентричной планшайбой, а низ насосно-компрессорных труб - фонарем. В этом случае глубинный манометр опускается в затрубное пространство через отверстие в планшайбе. Глубинно-насосные скважины, оборудованные электроцентробежными погружными насосами, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров. Для определения профиля притока в добывающих скважинах или расхода в нагнетательных скважинах применяются глубинные дебитомеры-расходомеры. Приборы спускаются в работающие скважины и регистрируют распределение величин дебита или расход жидкости по разрезу пласта (соответственно сверху вниз или снизу вверх). Общая величина дебита или расхода жидкости измеряется на ГЗУ или поверхностными расходомерами. Минимальная толщина интервала разреза, в пределах которой измеряются дебиты или расходы, не менее 1 м. Некоторые дебитомеры-расходомеры могут опускаться в скважину в насосно-компрессорные трубы, а другие только в эксплуатационную колонну. Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. Температура по разрезу пласта дистанционно передается на поверхность и фиксируется на бумажной ленте. Перед проведением исследований, в зависимости от способа добычи нефти, устье скважины оборудуется соответствующей арматурой. Приборы для исследования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что спуск приборов через насосно-компрессорные трубы в фонтанных и газлифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного давления на буфере, в этом случае измерительные приборы в действующую скважину вводят через специальное герметизирующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор (рис. 156).
Лубрикатор состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8. Установка лубрикатора на устье скважины осуществляется при закрытой задвижке 2 без остановки и нарушения режима работы фантомной или газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9.
Установившимся режимом работы скважин называется такой режим, когда в течение длительного времени ее дебит или приемистость, а также забойное давление остаются неизменными. В промысловой практике за установившийся режим работы скважины принимается такой режим, при котором значения забойного давления и дебита (приемистость) остаются неизменными в течение 6-8 часов или изменяются не более чем на 10%.
Первым установившимся режимом работы скважины принимается режим, на котором она работала в течение длительного периода времени до начала исследования.
После спуска в скважину манометра, замера дебита (приемистости) и забойного давления быстро ограничивают или увеличивают дебит скважины на 30-40% от наибольшего дебита и наблюдают за изменением забойного давления. Переход от одного режима работы скважины на другой осуществляется сменой штуцеров, открытием или прикрытием задвижки, изменением объемов подачи рабочего агента или изменением длины полированного штока и числа качаний станка-качалки. Время достижения установившегося режима при переходе от одного режима на другой во многом зависит от проницаемости пласта, вязкости нефти, газового фактора, а также от продолжительности работы скважины на предыдущем режиме.
Например, при снятии кривых восстановления давления в течение 4-6 ч необходимо, чтобы скважина работала на одном и том же режиме не менее 3-4 суток. При проведении исследований в неоднородных пластах кривые восстановления забойного давления необходимо снимать в течение 1-2 суток. Для снятия кривых восстановления забойного давления на каждом режиме следует поддерживать постоянный дебит в течение всего периода исследования скважины. Вышеизложенное условие можно выдерживать при исследовании нагнетательных скважин, находящихся под закачкой. И в этом случае постоянно регулируют приемистость скважины задвижкой. При исследовании нефтяных скважин это условие невозможно выполнить. Поэтому кривую восстановления давления снимают на последнем режиме после остановки работы скважины. Наблюдение за изменением дебитов нефтяных скважин и определение их перед сменой режимов осуществляются периодическими замерами на групповой замерной установке (ГЗУ). Замеры приемистости нагнетательных скважин проводятся расходомерами, устанавливаемыми на кустовых насосных станциях (КНС) или объемным методом с использованием мерной емкости у устья скважины (при самоизливе).
Забойные давления на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров, спускаемых на стальной проволоке, а температуры на забое и по стволу скважины - с помощью глубинных термометров, спускаемых на каротажном кабеле. С том того, что вода, закачиваемая в пласт для поддержания пластового давления, практически несжимаема, замеры забойных давлений на нагнетательных скважинах можно проводить на устье скважины или на кустовой насосной станции (КНС) с помощью образцовых манометров. Пластовое давление в промысловой практике определяют после остановки скважины.
Забойные давления на глубоких насосных скважинах определяют лифтовыми манометрами с многоступенчатым ходом часовых механизмов, которые подвешиваются на приеме насоса, а на неглубоких скважинах определяют малогабаритными манометрами (20-30 мм), которые спускают в межтрубное пространство. Результаты гидродинамических исследований скважин на приток зависят от работы соседних скважин. В этой связи необходимо следить за тем, чтобы на соседних скважинах поддерживались установившиеся режимы работы в течение всего времени исследования.
Первые сведения о исследовании газовых скважин появились в литературе в 20-х годах нашего века. В 1925 г. была опубликована работа, в которой Баннет и Пирс описали предложенный ими метод исследования газовой скважины. В результате исследования скважины при ее фонтанировании в атмосферу устанавливали зависимости расхода газа от давления на ее устье и на забое. Этот метод исследования приводил к существенным потерям газа, не удовлетворял правилам техники безопасности и охраны окружающей среды.
Оглавление
Введение 3
1.Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах 6
2.Технология проведения исследований 7
3. Обработка результатов исследований 10
3.1.Определение давлений и расхода газа 10
3.2.Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В 13
Заключение 18
Список литературы: 19
Файлы: 1 файл
реферат по НД1.docx
1.Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах 6
2.Технология проведения исследований 7
3. Обработка результатов исследований 10
3.1.Определение давлений и расхода газа 10
3.2.Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В 13
Список литературы: 19
Первые сведения о исследовании газовых скважин появились в литературе в 20-х годах нашего века. В 1925 г. была опубликована работа, в которой Баннет и Пирс описали предложенный ими метод исследования газовой скважины. В результате исследования скважины при ее фонтанировании в атмосферу устанавливали зависимости расхода газа от давления на ее устье и на забое. Этот метод исследования приводил к существенным потерям газа, не удовлетворял правилам техники безопасности и охраны окружающей среды.
В 1929 г. Пирс и Роулинс описали метод противодавлений. После усовершенствования этого метода Горное Бюро США приняло его в качестве официального метода исследования газовых скважин. В 1935 г. Роулинс и Шелхардт опубликовали результаты фундаментальных исследований большого числа газовых скважин.
Метод Роулинса и Шелхардта получил повсеместное распространение и используется до настоящего времени.
Большой вклад в развитие теории и практики исследования газовых скважин в нашей стране внесли Ю.П. Коротаев, Г.А. Зотов, Э.Б. Чекалюк, С.Н. Бузинов, К.С. Басниев, З.С. Алиев и др.
Исследование скважин проводят в процессе разведки, опытной и промышленной эксплуатации с целью получения исходных данных для определения запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и аварий, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией .
Исследование пластов и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами. Ряд параметров пласта определяют по кернам. При комплексном применении все эти методы взаимно дополняют друг друга. Параметры пласта, определяемые при помощи геофизических методов и данных кернов, характеризуют участок пласта, непосредственно прилегающий к стволу скважины, и дают возможность представить их послойное распределение по мощности пласта. При помощи гидродинамических методов находят, как правило, средние параметры призабойной зоны и более удаленных участков пласта.
Гидродинамические методы исследования включают изучение условий движения газа в пласте и стволе скважины.
Гидродинамические методы определения параметров пласта основаны на решении так называемых обратных задач гидрогазодинамики и подразделяются на исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.
Большое будущее принадлежит комплексным исследованиям, основанным на гидродинамических и геофизических методах, и проведению гидродинамических исследований на базе геофизической техники. Термометрические исследования наряду с изучением температурного режима скважины, призабойной зоны и пласта позволяют выяснить величины, эффективных мощностей, распределение дебитов по отдельным интервалам пласта, параметры пласта, положение контакта газ – вода и места утечек газа при нарушении герметичности колонн.
Большое значение приобретает вопрос о сопоставлении параметров пласта, определяемых с помощью геофизических и промысловых гидрогазодинамических методов, что позволяет получать более достоверные характеристики пласта, чем дает сравнение геофизических данных с керновым материалом.
К специальным видам исследования относятся, например, комплексные исследования газоконденсатных скважин, где определяются изменение соотношения между газовой и жидкой фазами и их состав при различных гидродинамических и термодинамических условиях при помощи передвижных установок, предусматривающих подогрев и охлаждение исследуемого газа.
Методы исследования скважин могут быть подразделены на следующие виды:
1. Испытания в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины;
2. Испытания в условиях нестационарной фильтрации газа, которые в свою очередь состоят из обработки:
кривых восстановления давления во время остановки скважины;
кривых перераспределения дебита газа при постоянном давлении на забое или устье;
кривых перераспределения забойного давления при постоянном дебите газа.
Содержание и объем исследовательских работ зависят от назначения геолого-технических условий.
По своему назначению испытания газовых скважин подразделяются на следующие:
1. Первичные исследования проводятся на разведочных скважинах после окончания бурения. Их назначение состоит в выявлении добываемых возможностей скважины, т.е. максимально допустимого дебита, который может быть получен, исходя из геолого-технических условий, оценки параметров пласта и установлении первоначальных рабочих дебитов для опытной эксплуатации;
2. Текущие исследования применяют для установления и уточнения технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины (один раз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин);
3. Контрольные исследования осуществляются периодически с целью проверки качества текущих исследований, определения параметров пласта для составления проекта разработки и анализа разработки месторождения;
4. Специальные исследования проводятся перед остановкой скважины на ремонт или выходе из ремонта, перед консервацией скважины и при расконсервации, до и после работ по интенсификации притока газа. К специальным также относятся испытания газоконденсатных скважин и испытания, проводимые с целью выяснения влияния засорения призабойной зоны глинистым раствором, а также испытания по определению скопления жидкости в стволе и призабойной зоне при различных условиях работы скважины.
1.Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах
Стандартные исследования газовых скважин проводят с целью определения следующих параметров:
1. Геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта и его изменение в процессе разработки;
2. Коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;
3. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;
4. Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;
5. Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;
6. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;
7. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.
2.Технология проведения исследований
Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке.
Перед исследованием скважину продувают в течении 15 – 20 мин. Для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождений это время составляет 2 – 3 ч.
В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают рабочую задвижку на струне , пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяется во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований,останавливают скважину.
В ДИКТе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают.
Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий.
По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.
По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.
Для большей надежности исследование скважин на приток осуществляют на трех или четырех установившихся режимах. На каждом режиме измеряются дебит жидкости (нефть, вода) и газа, забойное и пластовое давление. Дебиты жидкости замеряют
В.И. Кулипоп. Основы нефтегазонромыслового дела
Глава XVIII. Исследование скважин
на групповых замерных установках (ГЗУ), а газ - с помощью газовых расходомеров. Пластовое и забойное давление на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров. На промыслах применяют глубинные манометры и дифманомстры следующих типов: гсликсные, пружинно-поршневые, дифференциальные. Забойные давления в глуби шю-насоспых скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров, для чего устье скважин оборудуется эксцентричной планшайбой, а низ насосно-компрессорных труб - фонарем. В этом случае глубинный манометр опускается в затрубное пространство через отверстие, в планшайбе. Глубинно-насосные скважины, оборудованные электроне!ггробежными погружными насосами, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров. Для определения профиля притока в добывающих скважинах или расхода в нагнетательных скважинах применяются глубинные дебитомеры-расходомеры. Приборы спускаются в работающие скважины и регистрируют распределение величин дебита или расход жидкости по разрезу пласта (соответственно сверху пниз или снизу вверх). Общая величина дебита или расхода жидкости измеряется на ГЗУ или поверхностными расходомерами. Минимальная толщина интервала разреза, в пределах которой измеряются дебиты или расходы не менее 1 м: Некоторые дебитомеры-расходомеры могут опускаться в скважину в насосно-компрессориые трубы, а другие только в эксплуатационную колонну. Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. Температура по разрезу пласта дистанционно передается на поверхность и фиксируется на бумажной ленте. Перед проведением исследований, в зависимости от способа добычи нефти, устье скважины оборудуется соответствующей арматурой. Приборы для исследования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что спуск приборов через насосно-компрессорные трубы в фонтанных и газолифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного давления на буфере, в этом случае измерительные приборы в действующую скважину вводят через специальное герметизирующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор (рис. 147).
Лубрикатор состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. Па верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8. Установка лубрикатора на устье скважины осуществляется при закрытой задвижке 2 без остановки и нарушения режима работы фантомной или газлифтпой скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9.
| Рис. 147. Лубрикатор |
Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую протягивается каротажный кабель или проволока. Глубинный прибор присоединяют к проволоке, вводят в корпус лубрикатора и завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока заправляется па направляющий ролик 6 и идет к барабану подъемной лебедки, перевозимой на автомашине. После сборки лубрикатора открывается задвижка 2, давление выравнивается и прибор спускают в скважину. После замера прибор поднимается и вводится в корпус лубрикатора, закрывается задвижка 2, и после уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор извлекается. В скважинах с высоким дебитом (200 и более т/сут) спуск приборов затруднен, так как встречный поток жидкости из-
П.И. Кудинов. Основы иефтегазопромысловога дела
Глава XVIII. Исследование скяажип
Установившимся режимом работы скважин называется такой режим, когда в течение длитслыюго времени ее дебит или приемистость, а также забойное давление остаются неизменными. В промысловой практике за установившийся режим работы скважины принимается такой режим, при котором значения забойного давления и дебита (приемистость) остаются неизменными в течение 6-8 часов или изменяются не более чем на 10%.
Первым установившимся режимом работы скважины принимается режим, на котором она работала в течение длительного периода времени до начала исследования.
После спуска в скважину манометра, замера дебита (приемистости) и забойного давления быстро ограничивают или увеличивают дебит скважины па 30-40% от наибольшего дебита и наблюдают за изменением забойного давления. Переход от одного режима работы скважины на другой осуществляется сменой шгуцеров, открытием или прикрытием задвижки, изменением объемов подачи рабочего агента или изменением длины полированного штока и числа качаний станка-качалки. Время достижения установившегося режима при переходе от одного режима на другой во многом зависит от проницаемости пласта, вязкости нефти, газового фактора, а также от продолжительности работы скважины на предыдущем режиме.
Например, при снятии кривых восстановления давления в течение Ф-6 ч необходимо, чтобы скважина работала на одном и том же режиме не менее 3-4 суток. При проведении исследований в неоднородных пластах кривые восстановления забойного давления необходимо снимать в течение 1-2 суток. Для снятия кривых восстановления забойного давления на каждом режиме следует поддерживать постоянный дебит в течение всего периода исследования скважины. Вышеизложенное условие можно выдерживать при исследовании нагнетательных скважин, находящихся под закачкой. И в этом случае постоянно регулируют приемистость скважины задвижкой. При исследовании нефтяных скважин это условие невозможно-выполнить. Поэтому кривую восстановления давления снимают на последнем режиме после остановки работы скважины. Наблюдение за изменением деби-тов нефтяных скважин и определение их перед сменой режимов осуществляются периодическими замерами па групповой замерной установке (ГЗУ). Замеры приемистости нагнетательных скважин проводятся расходомерами, устанавливаемыми на кустовых насосных станциях (КНС) или объемным методом с использованием мерной емкости у устья скважины (при самоиз-
Забойные давления на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров, спускаемых на стальной проволоке, а температуры па забое и по стволу скважины - с помощью глу-
Ц.И. Кудшгоп. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава XVIII. Исследование скважин
бинных термометров, спускаемых на каротажном кабеле. С учетом того, что вода, закачиваемая в пласт для поддержания пластового давления, практически несжимаема, замеры забойных давлений на нагнетательных скважинах можно проводить па устье скважины или на кустовой насосной станции (КНС) с помощью образцовых манометров. Пластовое давление п промысловой практике определяют после остановки скважины.
Забойные давления на глубоких насосных скважинах опре
деляют лифтовыми манометрами с многоступенчатым ходом ча
совых механизмов, которые подвешиваются на приеме насоса,
а на неглубоких скважинах определяют малогабаритными мано
метрами (20-30 мм), которые спускают в межтрубное простран
ство. Результаты гидродинамических исследований скважин на
приток зависит от работы соседних скважин. В этой связи необ
ходимо следить за тем, чтобы на соседних скважинах поддержи
вались установившиеся режимы их работы в течение всего вре
мени исследования. '
7. Исследования профиля продуктивности нефтяныхи приемистости нагнетательных скважин
С целью изучения объемного распределения закачиваемого агента по толщине пласта на линии нагнетания и характера притока жидкости из пласта на линии отбора проводят исследования профилей приемистости и продуктивности нефтяных и нагнетательных скважин. Эти исследования проводят в основном за счет непосредственного измерения интенсивности потока жидкости по стволу скважины с использованием скважинных расходомеров и дебитомеров. Широкое применение на промыслах получили скважинные расходомеры и дебитомеры дистанционного типа и с местной записью. Они относительно просты в конструктивном исполнении и эксплуатации, обладают высокой чувствительностью, широким диапазоном измерений, практически не изменяют своих рабочих характеристик с изменением плотности и вязкости жидкости и газа.
8. Скважипные расходомеры и дебитомеры
Скважинные расходомеры применяются диаметром ПО, 100, 51 мм и менее. Для скважин с низкой приемистостью применяют приборы с пакерующим устройством, а для высокопроницаемых - без пакёра, с центраторами.
В настоящее время исследования нефтяных, газовых и нагнетательных скважин проводят с применением дистанционных приборов. В это же время применяют и дебитомеры с местной записью, спускаемые в скважину па стальной проволоке. Наиболее распространенными на промыслах России являются сква-жннные расходомеры и дебитомеры:
1. Скважинныи дистанционный расходомер РДГ-3, который
спускают в скважину на одножильном каротажном кабеле.
Диаметр корпуса расходомера РДГ-3 100 или 110 мм. Рас
ходомер предназначен для исследования нагнетательных
екпажпн с приемистостью до 3000 м /сут.
2. Скважиипый дебитомер ДГД-4 с зонтичным пакером пред
назначен для измерения дебитов нефтяных скважин.
В настоящее время па базе расходомера РДГ-3 и дебитомера ДГД-4 разработано и выпускается множество различных типоразмеров скважинных приборов различной конструкции с паке-рообразующими устройствами (диафрагмеиные, винтовые, надувные и др.), которые применяются на промыслах. Скважинные исследования чаще всего заключаются в замерах забойных давлений с помощью глубинных манометров. Существует много типов скважинных манометров, из них ттаиболее простым и распространенным является манометр скважинныи гсликсныи (МГН-2) с автономной регистрацией (рис. 148 а).
Чувствительным элементом в этом манометре является мно-говитковая пустотелая плоская пружина-геликс 1, заполненная под вакуумом легким маслом. При наличии давления внутри пружины каждый виток разворачивается на некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушённый виток поворачивается на угол, равный сумме углов поворотов всех витков. На верхнем витке укреплено царапающее перо 2, угол поворота которого пропорционален давлению.
В.И. Кулинов. Основы пефтегазопромысяового дела
Глава XVDJ. Исследование скважин
Нижний конец геликсной пружины сообщается с сильфо-ном 3 (эластичная металлическая гармошка), который исполняет роль разделителя жидкостей. Сильфон тоже заполнен маслом. Он омывается скпа-жинной жидкостью, давление которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.
Регистрирующая часть состоит из следующих элементов. Часовой механизм 4 приводит во вращательное движение ходовой винт 5, который сообщает регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. Поэтому вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора. Детали манометра, за исключением
Рис. 148. Принципиальная схе- «^фона, заключены в проч-
| ма геликсного (а) и поршневого " м " герметичный корпус (5) скважинных манометров |
нын герметичный корпус 7, внутри которого сохраняется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие с внешней средой. В нижней части прибора, в специальной камере, помещается максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и внесения температурных поправок в показания манометра.
На внутренней стороне каретки укладывается бланк, на котором острие пера оставляет след. Перо пишет дугу, пропорцио-
нальную давлению при непрерывно перемещающейся каретке. На бумаге остается запись в координатных осях pat (давление и время). Расшифровка записи, то есть измерение ординат (р), осуществляется на оптических столиках с микрометрическими винтами.
Имеются также манометры поршневого типа МГП (рис. 148,б), в которых чувствительным элементом является тнток-портттепь 1, растянутый пружиной 2. Шток проходит через сальник 3, разделяющий две камеры. В верхней камере А - атмосферное давление, а нижняя камера В сообщается с внешней средой. Разность давлений в камерах действует на сечение поршня-штока 1, который при перемещении растягивает пружину. В атмосферной камере на конце штока имеется перо 4, которое чертит иа бумажном бланке вертикальную линию, равную перемещению штока и пропорциональную давлению в нижней камере. Бумажный бланк укреплен на внутренней поверхности стакана-каретки 5, которая медленно вращается от часового механизма 6. Нижняя камера заполнена маслом и отделена от скважинной жидкости сильфоном. Преимуществом такой конструкции манометра является возможность получения при малом диаметре прибора больших перемещений штока и возможность получения более четких записей. Трение в самоуплотняющемся сальнике обуславливает погрешность в измерениях. В этой связи в некоторых конструкциях для снижения трения в сальнике штоку обеспечивается постоянное вращательное движение.
Для измерения давлений на забое скважины через кольцевое пространство применяется прибор МММ-! (манометр магнито-
В.И. Кудипов. Основы иефтегазопромыслового дела
Глава XVIII. Исследование скважин
упругий малогабаритный). Малогабаритные размеры прибора МММ-1 позволяют спускать его в скважину через малогабаритный устьевой лубрикатор, ■эксцентрично расположенный на усть-еном фланце. За счет этого можно исследовать скважины, эксплуатируемые штанговыми глубинными насосами, имеющими давление в затрубном пространстве.
Для большей надежности исследование скважин на приток осуществляют на трех или четырех установившихся режимах. На каждом режиме измеряются дебит жидкости (нефть, вода) и газа, забойное и пластовое давление. Дебиты жидкости замеряют
В.И. Кулипоп. Основы нефтегазонромыслового дела
Глава XVIII. Исследование скважин
на групповых замерных установках (ГЗУ), а газ - с помощью газовых расходомеров. Пластовое и забойное давление на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров. На промыслах применяют глубинные манометры и дифманомстры следующих типов: гсликсные, пружинно-поршневые, дифференциальные. Забойные давления в глуби шю-насоспых скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров, для чего устье скважин оборудуется эксцентричной планшайбой, а низ насосно-компрессорных труб - фонарем. В этом случае глубинный манометр опускается в затрубное пространство через отверстие, в планшайбе. Глубинно-насосные скважины, оборудованные электроне!ггробежными погружными насосами, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров. Для определения профиля притока в добывающих скважинах или расхода в нагнетательных скважинах применяются глубинные дебитомеры-расходомеры. Приборы спускаются в работающие скважины и регистрируют распределение величин дебита или расход жидкости по разрезу пласта (соответственно сверху пниз или снизу вверх). Общая величина дебита или расхода жидкости измеряется на ГЗУ или поверхностными расходомерами. Минимальная толщина интервала разреза, в пределах которой измеряются дебиты или расходы не менее 1 м: Некоторые дебитомеры-расходомеры могут опускаться в скважину в насосно-компрессориые трубы, а другие только в эксплуатационную колонну. Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. Температура по разрезу пласта дистанционно передается на поверхность и фиксируется на бумажной ленте. Перед проведением исследований, в зависимости от способа добычи нефти, устье скважины оборудуется соответствующей арматурой. Приборы для исследования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что спуск приборов через насосно-компрессорные трубы в фонтанных и газолифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного давления на буфере, в этом случае измерительные приборы в действующую скважину вводят через специальное герметизирующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор (рис. 147).
Лубрикатор состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. Па верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8. Установка лубрикатора на устье скважины осуществляется при закрытой задвижке 2 без остановки и нарушения режима работы фантомной или газлифтпой скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9.
| Рис. 147. Лубрикатор |
Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую протягивается каротажный кабель или проволока. Глубинный прибор присоединяют к проволоке, вводят в корпус лубрикатора и завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока заправляется па направляющий ролик 6 и идет к барабану подъемной лебедки, перевозимой на автомашине. После сборки лубрикатора открывается задвижка 2, давление выравнивается и прибор спускают в скважину. После замера прибор поднимается и вводится в корпус лубрикатора, закрывается задвижка 2, и после уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор извлекается. В скважинах с высоким дебитом (200 и более т/сут) спуск приборов затруднен, так как встречный поток жидкости из-
П.И. Кудинов. Основы иефтегазопромысловога дела
Глава XVIII. Исследование скяажип
Установившимся режимом работы скважин называется такой режим, когда в течение длитслыюго времени ее дебит или приемистость, а также забойное давление остаются неизменными. В промысловой практике за установившийся режим работы скважины принимается такой режим, при котором значения забойного давления и дебита (приемистость) остаются неизменными в течение 6-8 часов или изменяются не более чем на 10%.
Первым установившимся режимом работы скважины принимается режим, на котором она работала в течение длительного периода времени до начала исследования.
После спуска в скважину манометра, замера дебита (приемистости) и забойного давления быстро ограничивают или увеличивают дебит скважины па 30-40% от наибольшего дебита и наблюдают за изменением забойного давления. Переход от одного режима работы скважины на другой осуществляется сменой шгуцеров, открытием или прикрытием задвижки, изменением объемов подачи рабочего агента или изменением длины полированного штока и числа качаний станка-качалки. Время достижения установившегося режима при переходе от одного режима на другой во многом зависит от проницаемости пласта, вязкости нефти, газового фактора, а также от продолжительности работы скважины на предыдущем режиме.
Например, при снятии кривых восстановления давления в течение Ф-6 ч необходимо, чтобы скважина работала на одном и том же режиме не менее 3-4 суток. При проведении исследований в неоднородных пластах кривые восстановления забойного давления необходимо снимать в течение 1-2 суток. Для снятия кривых восстановления забойного давления на каждом режиме следует поддерживать постоянный дебит в течение всего периода исследования скважины. Вышеизложенное условие можно выдерживать при исследовании нагнетательных скважин, находящихся под закачкой. И в этом случае постоянно регулируют приемистость скважины задвижкой. При исследовании нефтяных скважин это условие невозможно-выполнить. Поэтому кривую восстановления давления снимают на последнем режиме после остановки работы скважины. Наблюдение за изменением деби-тов нефтяных скважин и определение их перед сменой режимов осуществляются периодическими замерами па групповой замерной установке (ГЗУ). Замеры приемистости нагнетательных скважин проводятся расходомерами, устанавливаемыми на кустовых насосных станциях (КНС) или объемным методом с использованием мерной емкости у устья скважины (при самоиз-
Забойные давления на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров, спускаемых на стальной проволоке, а температуры па забое и по стволу скважины - с помощью глу-
Ц.И. Кудшгоп. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава XVIII. Исследование скважин
бинных термометров, спускаемых на каротажном кабеле. С учетом того, что вода, закачиваемая в пласт для поддержания пластового давления, практически несжимаема, замеры забойных давлений на нагнетательных скважинах можно проводить па устье скважины или на кустовой насосной станции (КНС) с помощью образцовых манометров. Пластовое давление п промысловой практике определяют после остановки скважины.
Забойные давления на глубоких насосных скважинах опре
деляют лифтовыми манометрами с многоступенчатым ходом ча
совых механизмов, которые подвешиваются на приеме насоса,
а на неглубоких скважинах определяют малогабаритными мано
метрами (20-30 мм), которые спускают в межтрубное простран
ство. Результаты гидродинамических исследований скважин на
приток зависит от работы соседних скважин. В этой связи необ
ходимо следить за тем, чтобы на соседних скважинах поддержи
вались установившиеся режимы их работы в течение всего вре
мени исследования. '
7. Исследования профиля продуктивности нефтяныхи приемистости нагнетательных скважин
С целью изучения объемного распределения закачиваемого агента по толщине пласта на линии нагнетания и характера притока жидкости из пласта на линии отбора проводят исследования профилей приемистости и продуктивности нефтяных и нагнетательных скважин. Эти исследования проводят в основном за счет непосредственного измерения интенсивности потока жидкости по стволу скважины с использованием скважинных расходомеров и дебитомеров. Широкое применение на промыслах получили скважинные расходомеры и дебитомеры дистанционного типа и с местной записью. Они относительно просты в конструктивном исполнении и эксплуатации, обладают высокой чувствительностью, широким диапазоном измерений, практически не изменяют своих рабочих характеристик с изменением плотности и вязкости жидкости и газа.
8. Скважипные расходомеры и дебитомеры
Скважинные расходомеры применяются диаметром ПО, 100, 51 мм и менее. Для скважин с низкой приемистостью применяют приборы с пакерующим устройством, а для высокопроницаемых - без пакёра, с центраторами.
В настоящее время исследования нефтяных, газовых и нагнетательных скважин проводят с применением дистанционных приборов. В это же время применяют и дебитомеры с местной записью, спускаемые в скважину па стальной проволоке. Наиболее распространенными на промыслах России являются сква-жннные расходомеры и дебитомеры:
1. Скважинныи дистанционный расходомер РДГ-3, который
спускают в скважину на одножильном каротажном кабеле.
Диаметр корпуса расходомера РДГ-3 100 или 110 мм. Рас
ходомер предназначен для исследования нагнетательных
екпажпн с приемистостью до 3000 м /сут.
2. Скважиипый дебитомер ДГД-4 с зонтичным пакером пред
назначен для измерения дебитов нефтяных скважин.
В настоящее время па базе расходомера РДГ-3 и дебитомера ДГД-4 разработано и выпускается множество различных типоразмеров скважинных приборов различной конструкции с паке-рообразующими устройствами (диафрагмеиные, винтовые, надувные и др.), которые применяются на промыслах. Скважинные исследования чаще всего заключаются в замерах забойных давлений с помощью глубинных манометров. Существует много типов скважинных манометров, из них ттаиболее простым и распространенным является манометр скважинныи гсликсныи (МГН-2) с автономной регистрацией (рис. 148 а).
Чувствительным элементом в этом манометре является мно-говитковая пустотелая плоская пружина-геликс 1, заполненная под вакуумом легким маслом. При наличии давления внутри пружины каждый виток разворачивается на некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушённый виток поворачивается на угол, равный сумме углов поворотов всех витков. На верхнем витке укреплено царапающее перо 2, угол поворота которого пропорционален давлению.
В.И. Кулинов. Основы пефтегазопромысяового дела
Глава XVDJ. Исследование скважин
Нижний конец геликсной пружины сообщается с сильфо-ном 3 (эластичная металлическая гармошка), который исполняет роль разделителя жидкостей. Сильфон тоже заполнен маслом. Он омывается скпа-жинной жидкостью, давление которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.
Регистрирующая часть состоит из следующих элементов. Часовой механизм 4 приводит во вращательное движение ходовой винт 5, который сообщает регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. Поэтому вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора. Детали манометра, за исключением
Рис. 148. Принципиальная схе- «^фона, заключены в проч-
| ма геликсного (а) и поршневого " м " герметичный корпус (5) скважинных манометров |
нын герметичный корпус 7, внутри которого сохраняется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие с внешней средой. В нижней части прибора, в специальной камере, помещается максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и внесения температурных поправок в показания манометра.
На внутренней стороне каретки укладывается бланк, на котором острие пера оставляет след. Перо пишет дугу, пропорцио-
нальную давлению при непрерывно перемещающейся каретке. На бумаге остается запись в координатных осях pat (давление и время). Расшифровка записи, то есть измерение ординат (р), осуществляется на оптических столиках с микрометрическими винтами.
Имеются также манометры поршневого типа МГП (рис. 148,б), в которых чувствительным элементом является тнток-портттепь 1, растянутый пружиной 2. Шток проходит через сальник 3, разделяющий две камеры. В верхней камере А - атмосферное давление, а нижняя камера В сообщается с внешней средой. Разность давлений в камерах действует на сечение поршня-штока 1, который при перемещении растягивает пружину. В атмосферной камере на конце штока имеется перо 4, которое чертит иа бумажном бланке вертикальную линию, равную перемещению штока и пропорциональную давлению в нижней камере. Бумажный бланк укреплен на внутренней поверхности стакана-каретки 5, которая медленно вращается от часового механизма 6. Нижняя камера заполнена маслом и отделена от скважинной жидкости сильфоном. Преимуществом такой конструкции манометра является возможность получения при малом диаметре прибора больших перемещений штока и возможность получения более четких записей. Трение в самоуплотняющемся сальнике обуславливает погрешность в измерениях. В этой связи в некоторых конструкциях для снижения трения в сальнике штоку обеспечивается постоянное вращательное движение.
Для измерения давлений на забое скважины через кольцевое пространство применяется прибор МММ-! (манометр магнито-
В.И. Кудипов. Основы иефтегазопромыслового дела
Глава XVIII. Исследование скважин
упругий малогабаритный). Малогабаритные размеры прибора МММ-1 позволяют спускать его в скважину через малогабаритный устьевой лубрикатор, ■эксцентрично расположенный на усть-еном фланце. За счет этого можно исследовать скважины, эксплуатируемые штанговыми глубинными насосами, имеющими давление в затрубном пространстве.
Читайте также: