Исследование глубинно-насосных скважин

 
 
 

l реп 

l ур 
 

через усилитель с регистрирующим устройством, которое записывает все сигналы (исходной и отраженный) на бумажной ленте в виде диаграммы. (рисунок ). лента перемещается с помощью  лентопротяжного механизма с постоянной скоростью vл. Измеряя длину записи Lур на эхограмме, определяют время прохождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно

   tур = Lур/vл

   тогда вычисляют расстояние от устья до динамического уровня

   hд΄ = tур*vзв/2

   где vзв – скорость звука в газовой среде затрубного пространства

Скорость  vзв зависит от давления, температуры, и плотности газа. Для ее определения на колонне НКТ вблизи уровня на заданной глубине Lреп предварительно при очередном ремонте устанавливают репер отражатель. В качестве репера служит утолщенная муфта или отрезок трубы, который на 50 – 65 % перекрывает затрубное пространство. На эхограмме получают сигнал, отраженный от репера. тогда определяют аналогично время прохождения волны от репера и обратно

tреп = Lреп/vл

и скорость звука

vззв  = 2Lреп/ tреп

где tреп – длина записи на эхограмме.

Можно также записать

   hд΄ =Lреп*L ур/lреп

   На  промыслах зачастую строят зависимость  vзв от давления и используют ее для других скважин этого же месторождения. Применение электронных усилителей с фильтром для глушения помех и выделения измеряемого сигнала позволяет зафиксировать на ленте сигналы, отраженные от каждой муфты колонны НКТ. Умножая число пиков сигнала на длину трубы, определяют hд΄.

   Известно  применение также волномеров, которые представляют собой те же эхолоты, только вместо звукового импульса в затрубное пространство посылается импульс давления газа. Импульс давления газа создается либо кратковременным впуском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа из затрубного пространства с помощью специального быстро действующего отсекателя.

   Наличие вспененной жидкости в затрубном  пространстве затрудняет получение  четкого отраженного сигнала. Во избежание вспенивания не допускается  разрядка газа в затрубном пространстве, а гашение пены добиваются перепуском жидкости с устья. 

4.3 Построение  индикаторных кривых.

     Гидродинамические исследования скважин проводят с  целью утановления зависимости  между дебитом жидкости  и депрессией на пласт и последующего определения  параметров пласта.

     Теоретическая база методов исследования  -  зщаконы, описывающие процесс фильтрации жидкости и газа в пластах, а также  данные изменения отбора из скважины. Скважины могут эксплуатаироваться при установившихся режимах или  отборах, когда в период измерения дебита и давления они не меняются , и при неустановившихся режимах и отборах, когда дебит и давление изменяется.

     Об  установившемся режиме фильтрации жидкости в пласте судят по постоянству  дебита и давления, измеряемых в  небольших интервалах времени (2-3 измерения за 4-6 ч). Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации скважины.

     Исследование  при установившихся режимах выполняют  последовательным изменением дебита скважин с измерением забойных давлений, соответствующих данному дебиту. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Результаты измерений дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. Предпочтительным при исследовании скважин является изменение режима их работы в сторону постепенного возрастания дебита. По завершении исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.

     По  результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии.

     Если  исследования скважины выполнены при  рз>рн (давление насыщения нефти газом), то по тангенсу угла наклона индикаторной кривой к оси депрессий ∆р определяют коэффициент продуктивности скважины

     tgα  =Q/∆р=K0

где к0 – коэффициент продуктивности.

По коэффициенту продуктивности расчитывают гидропроводность пласта kh/μ/

При построении индикаторной кривой дебит скважины следует пересчитать на пластовые условия, что достигается умножением дебита, измеренного на поверхности, на объемный коэффициент пластовой нефти.

       При исследовании скважин в условиях установившихся режимов фильтрации нередко индикаторная кривая имеет  вид, показанный на рисунке, хотя исследования приведены при р_з>р_н. В этом случае определить коэффициент продуктивности по углу наклона кривой к оси депрессии нельзя, что обусловлено видом уравнения притока жидкости из пласта в скважину

       Q=K₀ (p_пл – р_з)ⁿ

       где n – показатель в уравнении фильтрации, составляющий 0,5 – 1. В рассматриваемом случае кроме коэффициента продуктивности следует вычислить показатель n в уравнении фильтрации. Эта задача решается следующим образом:

1. Индикаторная кривая из системы координат Q - ∆р перестраивается в новую систему координат lgQ - lg∆р
2. По отрезку оси lgQ΄ , отсекаемому индикаторной кривой в новой системе координат, определяют коэффициент продуктивности lg K0 = lg Q΄ и K0 = Q΄.
3. По углу наклона индикаторной кривой к оси lg∆р вычисляют показатель фильтрации

n=(lgQ –lgQ΄)/ lg ∆р

       Для скважин, продуцирующих высоковязкой нефтью, нередко оказывается , что  индикаторная кривая в системе координат  Q - ∆р не проходит через начало координат , а отсекает на оси  ∆р отрезок ∆р0. Это указывает на то, что нефть исследуемой скважины обладает неньютоновскими свойствами. По отрезку, отсекаемому на оси ∆р, находят начало сдвига пластовой нефти.

       Если  исследование нефтяной скважины проведено  при забойном давлении ниже давления насыщения, то определять коэффициент продуктивности непосредственно по индикаторной кривой, построенной в системе координат Q - ∆р нельзя. Это обусловлено тем, что приток нефти из пласта в скважину при рз<рн описывается не формулой Дюпюи, а уравнением

где Нпл и Нз – функции Христиановича, которые являются аналогом пластового и забойного давления.

       Для пересчета измеренных значений забойного  и пластового давления в функции  Христиановича необходимо знать  свойства пластовой нефти при  пластовом и забойном давлениях, а также газовый фактор.

       Полученное  в результате расчетов по методу установившихся режимов фильтрации значение параметра  гидропроводности характеризует призабойную  зону скважин.

       4.4 Динамометрирование скважин.

       Динамограмму  нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие – динамометрированием ШСНУ. Она осуществляется с помощью динамографа. В зависимости от принципа работы различают механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и другие динамографа. В наиболее распространенном гидравлическом динамографе типа ГДМ-3 действующая на шток нагрузка передается через рычажную систему на мембрану камеры, заполненной жидкостью (спиртом или водой), где создается повышенное давление. Давление жидкости в камере, пропорциональное на шток, предается по капиллярной трубке на геликсную пружину. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается, а перо,  прикрепленное к ее свободному концу, чертит линию на бумажном диаграммном бланке. Бланк закреплен на подвижном столике, который с помощью приводного механизма перемещается пропорционально ходу устьевого штока. В результате получается развертка нагрузки р в зависимости от длины хода s.

       Для снятия динамограммы измерительную  часть динамограммы (месдозы и рычаг) вставляют между траверсами канатной подвески штанг, а нить приводного механизма самописца прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику). Масштаб хода изменяют сменой диаметра шкива самописца, а усилия перестановкой опоры месдозы и рычага.

       Изучение  динамограммы позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжер, уяснить  динамические процессы в колонне  штанг, выявить ряд дефектов и  неполадок в работе ШСНУ и насоса.

       При значительных динамических нагрузках  надежная расшифровка динамограмм из-за сложного их вида затруднительна. В таких условиях представляет интерес получение скважинных динамограмм, соответствующих нижнему концу штанговой колонны. Практические динамограммы всегда отличаются от теоретической, сопоставление с которой позволяет выявить дефекты и неполадки в работе установки и насоса.  

       Динамограф  СИДДОС – автомат

       Динамографы серии СИДДОС – автономные носимые  приборы со встроенным аккумулятором  и цифровой индикацией результатов, - предназначены для комплексного контроля работы штанговых глубинно-насосных установок (ШГНУ). Приборы обеспечивают автоматизацию контроля динамограмм типа «нагрузка – положение» в рабочем состоянии и при выводе скважины на режим , а также контроль утечек (тест клапанов) по методу «линии потерь.

       Результаты  измерений могут быть распечатаны  на микро принтере, переданы в блок визуализации или  в базу данных на персональном компьютере.

       4.5 Рекомендации по качественному  исследованию скважин.

       В промысловой практике давно определилось разделение видов исследовательских работ по фонду добывающих скважин на глубинные и оперативные.

       В области оперативного контроля и  исследования добывающих скважин в  свою очередь четко сформировались две группы задач:

       Первая  группа – оперативный контроль работоспособности добывающих скважин при запуске после ремонта скважины, в целях качественного запуска и принятия скважины в эксплуатацию, и периодический контроль в течение всего срока эксплуатации. Эта информация важна для технологических служб цехов добычи. И чаще всего этот контроль выполняется операторами цехов добычи.

       Вторая  группа задач – их решение занимаются обычно специальные подразделения  нефтегазодобывающих предприятий (ЦНИПРы, ЦНИЛы, лаборатории ТТНД и т.п.), заключается  в выполнении трудоемких, сложных исследовательских работ с определение динамического и статического уровней, изменения во времени давления и уровня в затрубном пространстве (КВУ), снятии динамограмм с высокой точностью, проведении тестов клапанов, качества балансировки станка-качалки и других специальных видов исследований. По результатам исследований эти же подразделения расчитывают гидродинамические характеристики скважин, проводят углубленный анализ работы скважины и оборудования, делают выводы по оптимизации параметров добывающего оборудования и необходимым технологическим параметрам.

       До  появления современных контроллеров и персональных компьютеров для  оперативных исследований независимо от стоящих задач применялись  гидравлические динамографы и простейшие эхолоты с ленточными регистраторами. Обрабатывали полученную информацию либо вручную, либо на больших ЭВМ.

       Получив широкие возможности, которые предоставила современная электроника, разработчики различных фирм неосознанно пошли  двумя путями, решая одну из задач  стоящих перед нефтедобывающими предприятиями:

• либо разрабатывая упрощенные варианта изделий, относительно дешевые с небольшим весом и простым монтажом на скважине, но имеющие высокую погрешность измерений и ограниченные функциональные возможности
• либо разрабатывая сложные компьютеризованные изделия с высокой точностью и широкими функциональными возможностями, но дорогие, со значительным весом и не простым монтажом датчиков.