Техника и технология исследования скважин

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

за гидравлических сопротивлении, вызываемых спускаемым прибором, препятствует его спуску. В таких случаях к измери­тельным приборам подвешивают груз в виде штанги. Многие измерительные приборы, такие как глубинные манометры, тер­мометры, пробоотборники, имеют автономную регистрацию измеряемых параметров внутри прибора. Такие приборы спус­каются на стальной проволоке диаметром 1,8-2,2 мм. Все при­боры с дистанционной регистрацией показаний и дебитомеры с дистанционным управлением раскрытия и закрытия пакера спускаются на тонком электрическом кабеле. При эксплуатации скважин механизированным способом (насосная эксплуатация) устье скважины оборудуется специальной эксцентричной планшайбой, а низ IIKT - отклонительным фонарем. В этом случае создается односторонний увеличенный! зазор между НКТ и эксплуатационной колонной. Исследование в скважинах с электроцентробежными насосами (ЭЦН) проводят с помощью специального приспособления, которое называют «суфлер». «Суфлер» устанавливают выше насоса, что позволяет прием глубинного скважинного манометра соединять с межтрубным пространством. При наличии избыточного давления на устье скважины, манометры, термометры, дебитомеры и расходоме­ры спускают через лубрикатор, который перед измерением ус­танавливают на буфере или на планшайбе. После подготовки скважины для проведения исследования, при переходе от одно­го режима работы скважины на другой, уточняется, что достиг­нут установившийся режим работы.

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-

ЛИВС). "'*

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 нефтяных и 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.

Существует большое количество малогабаритных скважин­ных приборов для гидродинамических исследований в скважи­нах. Внешний диаметр таких приборов 18-22 мм. Длина от 0,7 до 2,0 м. Эти приборы используются для измерений через кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ. Под­веска НКТ в этих случаях должна осуществляться на эксцентрич­ном фланце. В эксплуатационных колоннах диаметром 146 мм спускаются 2" трубы, а в эксплуатационных колоннах 168 мм — 2W НКТ.

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.

Создан и выпускается малогабаритный глубинный расходо­мер для снятия профилей притока. Малогабаритный расходомер спускается в скважину через кольцевое пространство, снабжен­ный управляемым с поверхности пакером. Принцип измерения основан на преобразовании расхода протекающей жидкости в электрические импульсы, частота которых пропорциональна расходу. В исследовании скважин применяется также комплекс­ный глубинный аппарат «Поток-5», который одновременно изме­ряет 5 параметров. В приборе измеряемые на забое параметры преобразуются в непрерывный частотный электрический сигнал, передаваемый на поверхность по одножильному бронированнпо-му кабелю. Прибор регистрирует давление на глубине спуска ап­парата, температуру, расход жидкости, соотношение нефти и во­ды в потоке, местоположение нарушений в трубах. Прибор со­стоит из пяти функционально независимых преобразователей измеряемых параметров в частотный сигнал и дистанционно управляемого пакеругощего устройства. Все устройства объе­динены в три узла: термоманометрический, для измерения дав­ления и температуры; itотокометрический, для измерения об­щего расхода жидкости и содержания в ней воды; локаторы сплошности металла труб. Диапазон измеряемых давлений за­висит от типа геликоидальной пружины с верхним пределом 25 или 40 МПа.

Диапазон измеряемых расходов при полном раскрытии па-кера в зависимости от комплектации измерительной части преоб­разователя струнной подвески при диаметре струны 0,6 мм со­ставляет от 8 до 100 м /сут., а измерение обводненности продук­ции скважины от 0 до 100%. Прибор имеет длину 2900 мм, диа­метр 40 мм. Вес прибора 15 кг. Прибор работает на постоянном токе в режиме управления пакером ±27 В («плюс» — открытие,

«минус» - закрытие), в режиме измерения параметров ±33 В, в режиме переключения работающего узла ±70 В.

Наличие локатора сплошности позволяет определять перфо­рационные отверстия, интервал перфорации (начало и конец). Поверхностная регистрирующая аппаратура и питающие устрой­ства - стандартные и входят в комплект промысловой исследова­тельской станции «АИСТ».