Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
231
уровень. Также при опрессовке насоса с динамограммой «утечки в
приемном клапане» насос будет прессовать слабо и будет наблюдаться
падение давления.
Динамограмма представленная на рисунке 7.23 «в» обозначает
незначительные утечки в приемном клапане. При данной динамограмме
происходит незначительное повышение динамического уровня в
скважине и незначительное снижение подачи.
Рекомендации:
Необходима промывка и опрессовка насоса. При отрицательных
результатах его смена силами ПРС.
Утечки и незначительные утечки в клапанах
При утечках в клапанах процесс растяжения и сжатия штанг и труб
практически не происходит, т.е. наполнение насоса по динамограмме
является слабым. При движении плунжера вверх наблюдается
значительное снижение нагрузки на полированный шток, при движении
вниз нагрузка также снижается (рисунок 7.24 а). Данная динамограмма
характеризуется отсутствием подачи и высоким динамическим уровнем.
При утечках в клапанах (рисунок 7.24 б), подача насоса снижается,
динамический уровень поднимается, но подача при этом не пропадает.
Незначительные утечки клапанов (рисунок 7.24 в) характеризуются
незначительным повышением уровня и незначительным снижением
подачи, но при этом нагрузка на полированный шток, в сравнении с
динамограммой снятой при нормальной работе данного насоса,
снижается, и наполнение насоса становится меньше.
а) значительные
утечки клапанов
(отказ)
б) утечки клапанов в) незначительные
утечки клапанов
Рисунок 7.24 – Динамограммы «утечки клапанов»
Рекомендации:
Необходима промывка и опрессовка насоса. При отрицательных
результатах его смена силами ПРС.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
232
Утечки и незначительные утечки плунжер – цилиндр
При растяжении штанг и сжатии труб, т.е. ход головки балансира
вверх, нагрузка на полированный шток увеличивается. В начале движения
плунжера в насосе герметичность не нарушается. Доходя до места износа
цилиндра, герметичность нарушается, и нагрузка на полированный шток
уменьшается (рисунок 7.25). При износе плунжера нагрузка на
полированный шток увеличивается незначительно и при этом подача на
устье отсутствует. Динамический уровень при этом растет.
Рисунок 7.25 – Типовые динамограммы «утечки плунжер-
цилиндр»
На рисунке 7.21 показаны места появления утечек.
Рекомендации:
Для подтверждения данных утечек необходима опрессовка насоса.
При отрицательном результате опрессовки, проводится смена насоса
силами ПРС.
Утечки и незначительные утечки в НКТ
Утечки в НКТ по динамограмме определить практически
невозможно. При сильных утечках в НКТ наблюдается отсутствие подачи
при динамограмме «нормальная работа насоса».
Незначительные утечки характеризуются только небольшим
повышением динамического уровня и небольшим снижением подачи
насоса, при динамограмме «нормальная работа насоса». По динамограмме
может вырасти незначительно нагрузка.
Рекомендации:
Опрессовка насоса агрегатом в трубки, при нахождении головки
балансира в крайнем верхнем положении, при герметичности
нагнетательного клапана покажет утечки в НКТ.
Примечание: Динамограмма, снятая в момент запуска, в
большинстве своем, дает некорректный результат о работоспособности
насоса (работоспособность определяется путем опрессовки насоса), а
лишь показывает отсутствие или наличие низкой и высокой посадки.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
233
7.8 Определение забойного и пластового давления в
нагнетательной скважине по результатам замера давления на устье
скважины.
Забойное и пластовое давление в нагнетательной скважине
определяется двумя способами. Первый – прямой замер давления
глубинным манометром (см. § 7.9). Второй способ косвенный, т.е. замер
давления на устье скважины и его пересчет на интервал пласта.
Давление, замеренное на устье работающей нагнетательной
скважины, является – давлением нагнетания и при пересчете оно дает
забойное давление.
Давление, замеренное на устье простаивающей нагнетательной
скважины, является – давлением избыточным и при пересчете оно дает
пластовое давление (при условии, что задвижки на скважине закрыты и
скважина остановлена более суток назад, время простоя скважины см. §
7.6).
Порядок выполнения работ при замере избыточного давления,
давления нагнетания на нагнетательных скважинах.
Заехать на куст, установить машину согласно схеме (Рисунок 7.3)
Рисунок 7.26 – Типовая обвязка устья нагнетательной
скважины
1 – центральная задвижка; 2 – буферная задвижка; 3, 5 – вентили для замера
давления в скважине; 4 – штуцер; 6 – воронка на НКТ; 7 – пакер; 8 - пласт.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
234
Проверить, работает скважина или стоит (наличие перепада
давления на вентиле 3, 5 и открыты или закрыты задвижки в «БГ» и на
скважине).
При работающей скважине:
подойти к скважине и установить технический манометр на
вентиль 3;
открыть вентиль 3 и замерить давление нагнетания;
при отсутствии штуцера 4 давление на вентиле 3 и 5 должно быть
одинаково.
при отсутствии штуцера 4 перепад давления замеряется в «БГ» –
общий коллектор и давление на скважине;
при наличии штуцера 4 давление на вентиле 3 должно быть
меньше чем на вентиле 5, что говорит о том, что скважина принимает;
при одинаковом давлении на вентиле 3 и 5, при наличии штуцера,
можно сказать, что скважина не принимает;
для количественного определения приемистости используют
«ДРС»;
закрыть вентиль 3 или 5 и снять технический манометр.
При остановленной скважине:
проверить задвижки 1, 2 и задвижку в блок гребенке «БГ»,
(должны быть закрыты, и обеспечивать разобщение общего водовода со
скважиной);
открыть задвижку 1, 2;
установить технический манометр на вентиль 3 или 5 (при
условии, что штуцер открыт) и замерить давление в скважине;
закрыть задвижку 1 и 2;
закрыть вентиль 3 или 5;
снять технический манометр.
Расчет пластового и забойного давления в нагнетательных
скважинах.
Пластовое и забойное давление в нагнетательной скважине
определяется по формуле:
буф
упвпл
пл
Р
Н
Р
10
..
7.16
где:
Р
буф
– давление на устье скважины;
Н
пл
– глубина залегания пласта по вертикали;
γ
в.п.у.
- удельный вес нагнетаемой жидкости, в пластовых условиях.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
235
Возможно, производить расчет как на водонефтяной контакт
(ВНК), так и на нижние и верхние дыры интервала перфорации (в.д.и.п. и
н.д.и.п.). При расчете необходимо учитывать глубину пласта по
вертикали.
Рисунок 7.27 – Схема ствола нагнетательной скважины
1 – межтрубное пространство (заполнено нефтью); 2 – колонна НКТ с нагнетаемой
жидкостью; 3 – мандрель; 4 – ствол скважины (эксплуатационная колонна); 5 –
пакер; 6 – воронка на НКТ; 7 – эксплуатационный пласт.
7.9 Замер давления в скважине, глубинным прибором. Расчет
давления по результатам замера
Определение пластового или забойного давления в скважинах
является необходимой процедурой при разработке и эксплуатации
месторождений. Данная процедура установлена регламентирующими
документами и законами РФ.
По результатам замера пластового и забойного давления в
скважинах, можно судить о состоянии месторождения и соответственно
судить о перспективах его развития.
В связи с этим корректность замеренных давлений играет большую
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
236
роль.
Забойные и пластовые давления определяются двумя основными
методами:
Косвенный метод – замер давления на устье скважины (методика
и необходимые расчеты представлены в §§ 7.6, 7.8);
Прямой метод – замер давления в скважине путем спуска
глубинного прибора как можно ближе к интервалу перфорации.
Прямой метод рассмотрим в данном параграфе.
Прямой метод замера давления в скважине применяется на
скважинах любого назначения, где есть возможность спуска глубинного
прибора либо в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) либо в
эксплуатационную колонну (ЭК).
В настоящий момент, существуют малогабаритные глубинные
приборы, которые возможно спустить в затрубное пространство
скважины, но для этого необходимо оборудовать устье скважины
специальной планшайбой имеющей возможность установки лубрикатора,
а также, расстояние между ЭК и НКТ должно позволять спустить прибор.
На Самотлорском месторождении данное оборудование не
применяется.
Порядок работ при проведении замеров пластового и забойного
давления, глубинным манометром
Если скважина в момент замера работает, то давление в скважине
является забойным, если скважина стоит несколько дней и закрыта,
(время простоя скважины определяется опытным путем), то давление
является пластовым.
Примечание: При проведении глубинного замера скважина должна
быть оборудована исследовательской площадкой.
заехать на кустовую площадку, установить машину согласно
схеме (рисунок 7.28);
проверить, работает скважина или стоит;
проверить задвижку 5 (закрыта или открыта), если открыта,
закрыть (рисунок 7.29, 7.30, 7.31, 7.32);
проверить давление в лубрикаторе 6, открыв вентиль 7. Если есть
давление – стравить;
снять лубрикаторную головку;
установить устьевой ролик 9;
присоединить прибор10 к проволоке 15;
продев проволоку через устьевой ролик, спустить прибор в
лубрикатор, избегая ударов его о плашку задвижки;
установить лубрикаторную головку 8, затянуть сальник;
произвести натяжку проволоки лебёдкой ЛС-6 вручную;
закрыть вентиль 7;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
237
открыть задвижку 5 и опрессовать лубрикатор;
спустить прибор в скважину на заданную глубину;
спуск прибора производить поинтервально, через 100 - 500
метров, с остановкой на каждом участке не менее двух минут;
выдержать прибор 10 на заданной глубине 20 мин;
произвести подъем глубинного прибора;
закрыть задвижку 5;
через вентиль 7 стравить давление в лубрикаторе 6;
ослабить сальник на лубрикаторной головке 8 и открутить её;
вытащить прибор 10 из лубрикатора 6;
снять устьевой ролик 9;
закрутить лубрикаторную головку;
закрыть вентиль 7;
смотать проволоку на лебёдку ЛС – 6;
покинуть кустовую площадку.
Рисунок 7.28 – Схема расположения техники на кусту, при замере
давления в скважине глубинным манометром
1 – скважина; 2 – автоматическая газозамерная установка АГЗУ; 3 –
площадка для станций управления (СУ) ЭЦН; 4 – лебедка скважинная (ЛС-6), на
базе автомобиля; 5 – направление ветра; 6 – проволока с прибором, от ЛС-6 в
скважину; 7 – исследовательская площадка.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
238
Рисунок 7.29 – Оборудование устья скважины при замере
давления (скважина оборудована воронкой)
1 – затрубная задвижка; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 –
центральная задвижка; 4 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 – лубрикаторная
задвижка; 6 – лубрикатор; 7, 13 – вентили для стравливания; 8 – лубрикаторная
головка с сальником и отверстием для проволоки; 9 – ролик; 10 – глубинный
прибор; 11 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 12 – обратный клапан;
14 – вентиль с манометром; 15 – проволока от лебедки ЛС в скважину; 16 –
пробка патрубка эхолотирования; 17 – патрубок эхолотирования; 18 – воронка; 19
– пласт.
При замере пластового давления в скважине оборудованной
воронкой, (рисунок 7.29) глубинный прибор рекомендуется спускать на
глубину спуска воронки - не выходя из неё. Если прибор спущен ниже
воронки, то при подъеме прибора необходимо замедлить скорость
подъема при прохождении воронки.
При замере забойного давления, в скважине оборудованной
воронкой (рисунок 7.29), глубинный прибор рекомендуется спускать
ниже глубины спуска воронки – во избежание подкидывания прибора
потоком поднимающейся на поверхность жидкости, что в свою очередь
может привести к образованию на проволоке «жучка», который при
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
239
подъеме прибора, может привести к обрыву проволоки и полету прибора
на забой.
Забойное давление - это давление на забое работающей
добывающей или нагнетательной скважины. Соответственно, скважина,
оборудованная воронкой должна фонтанировать. Фонтанирование
скважины может происходить как по колонне НКТ, так и по затрубному
пространству. Так как, прибор спускается в колонну НКТ, то при
фонтанировании по затрубному пространству, поток поднимающейся
жидкости, не будет мешать спуску прибора в колонну НКТ. Значит, спуск
прибора в колонну НКТ можно проводить, как в простаивающей
скважине. Если фонтанирование происходит по колонне НКТ, то
необходимо перед спуском прибора в скважину закрыть задвижку 4
(рисунок 7.29). При достижении необходимой глубины спуска прибора,
необходимо открыть задвижку 4 и дать скважине возможность поработать
до тех пор, пока параметры работы (давление на устье и дебит) не станут
постоянными. В результате мы получим давление на забое
фонтанирующей скважины. При изменении режимов работы скважины
путем штуцирования можно получить индикаторную кривую (ИК).
Индикаторная кривая будет рассмотрена в § 7.11.
При замере пластового давления поинтервальный спук прибора
необходим для определения плотности жидкости по стволу скважины и
определения уровня жидкости в НКТ. Также, по поинтервальному замеру
давления и температуры в скважине можно определить места
негерметичности эксплуатационной колонны по изменению
температурного градиента (расчет плотности жидкости по стволу
скважины, уровня жидкости в НКТ, градиента температуры и давления
представлены ниже).
При замере забойного давления плотность жидкости по стволу
постоянно меняется, т.е. нет необходимости спускать прибор
поинтервально.
При замере пластового и забойного давления в нагнетательной
скважине, (рисунок 7.30) глубинный прибор рекомендуется спускать на
глубину спуска воронки - не выходя из неё. Если прибор спущен ниже
воронки, то при подъеме прибора необходимо замедлить скорость
подъема при прохождении воронки.
При замере забойного давления в нагнетательной скважине
необходимо учитывать, что нагнетаемая жидкость является агрессивной и
приводит к износу и обрыву проволоки.
При замере пластового и забойного давления в нагнетательной
скважине необходимость поинтервального спуска прибора отпадает, так
как, по стволу нагнетательной скважины в большинстве своем находится
вода.
При замере забойного давления в нагнетательной скважине
необходимо применять приборы, максимально допустимое давление,
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
240
которых, более ожидаемого забойного давления в скважине.
Рисунок 7.30 – Оборудование устья скважины при замере
давления (нагнетательная скважина)
1 – затрубная задвижка с «глухарем»; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 –
центральная задвижка; 4 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 – лубрикаторная
задвижка; 6 – лубрикатор; 7 – вентили для стравливания; 8 – лубрикаторная
головка с сальником и отверстием для проволоки; 9 – ролик; 10 – глубинный
прибор; 11 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 12, 14 – вентили с
манометром; 13 – регулируемый штуцер (КШД или ШДР);15 – проволока от
лебедки ЛС-6, в скважину; 16 – мандрель; 17 – пакер; 18 – воронка; 19 – пласт.
При замере пластового и забойного давления в газлифтной
скважине (рисунок 7.31) необходимо учитывать подземное оборудование,
т.е. глубины спуска мандрелей, которыми оборудована скважина.
При замере пластового давления в газлифтной скважине,
глубинный прибор рекомендуется спускать на глубину спуска воронки -
не выходя из неё. Если прибор спущен ниже воронки, то при подъеме
прибора необходимо замедлить скорость подъема при прохождении
воронки.