Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

291

 открыть задвижку 4, т.е. запустить скважину в работу;

 выждать пока давление на скважине установиться на уровне

первоначального, (замеренного перед началом исследования);

 замерить дебит по АГЗУ «Спутник», дебит должен

соответствовать первоначальному, (замеренному перед началом

исследования);

Рисунок 7.56 – Схема оборудования устья скважины при

снятии «ИК» в фонтанной скважине, глубинным манометром-

термометром

1 – затрубная задвижка; 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 манометр-

термометр; 11 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 12 – обратный

клапан; 13 – вентиль патрубка эхолотирования; 14 – вентиль для отбора проб; 15 –

проволока от лебедки ЛС в скважину; 16 – пробка патрубка эхолотирования; 17 –

патрубок эхолотирования; 18 – воронка; 19 – пласт. 20 – штуцер (ШДР); 21 –

вентиль с манометром.

Примечание: Перед началом снятия «ИК» режим скважины

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

292

должен быть постоянным и установившимся, т.е. при постоянном

забойном давлении и постоянном дебите.

 установить минимальный диаметр (2мм), штуцера 20;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер диаметром 6мм;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер диаметром 10мм;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер диаметром 14мм;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер диаметром 18мм;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить максимальный диаметр (20мм) штуцера 20;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер 20 в первоначальное положение или закрыть

скважину на приток, для записи КВД;

Примечание: Время снятия «ИК» выбирается индивидуально, по

каждой скважине, (согласно задания);

 после снятия «ИК», произвести подъем прибора 10 из скважины;

 удостоверится, что прибор 10 находится в лубрикаторе 6,

(потянуть за проволоку, стук прибора о головку лубрикатора, покажет

наличие прибора 10 в лубрикаторе 6);

 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 «родную» головку;

 закрыть вентиль 7;

 смотать проволоку на лебёдку ЛС – 6;

 собрать инструмент и покинуть кустовую площадку.

Примечание: Общее время исследования и время работы

скважины на 1 из режимов в каждой скважине индивидуально. Работа

скважины на одном режиме длится до тех пор, пока неустановится

постоянный дебит и буферное давление. Время проведения «ИК» может

продолжаться, от 3-4часов до 3-5 суток. Количество режимов

исследования, должно быть не менее 5, максимальное количество

режимов, зависит от наличия сменных штуцеров. Чем больше режимов

исследовано, тем лучше, так как это позволит более точно определиться с

оптимальным режимом работы скважины и коэффициентом

продуктивности скважины. Для подтверждения ручных замеров дебита по

АГЗУ во время исследования, можно дублировать их на телемеханике,

(Регион-2000), но скважина должна замеряться постоянно, т.е. весь

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

293

период исследования. При отсутствии АГЗУ, дебит скважины можно

фиксировать, отрабатывая её в емкость (блок-долива), определенного

объема, учет вести за сутки.

Порядок проведения работ при снятии индикаторной кривой

(ИК) на фонтанных скважинах, электронным, устьевым манометром.

 заехать на куст, установить машину согласно схеме, (рисунок

7.57);

 на вентиле 5 (рисунок 7.58) установить технический манометр и

замерить буферное давление (если манометры отсутствуют);

 замерить дебит жидкости по АГЗУ, (рисунок 7.57);

 определить диаметр штуцера 4;

 зафиксировать полученные данные в блокноте;

Рисунок 7.57 - Типовая схема расположения техники на кусту,

при снятии индикаторной кривой (ИК)

1 – добывающие и нагнетательные скважины; 2 – АГЗУ «Спутник»; 3 –

блок-гребенка (БГ) или водораспределительная гребенка (ВРГ); 4 –

исследовательская автомашина, («Зил - ЛС-6», «Нива – ЛС-6» и др.); 5 –

направление ветра.

 запустить в работу электронный манометр и установить его на

вентиль 5, предварительно сняв, технический манометр;

 установить минимальный диаметр (2мм), штуцера 6;

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

294

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер диаметром 6мм;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер диаметром 10мм;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер диаметром 14мм;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер диаметром 18мм;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить максимальный диаметр (20мм) штуцера 20;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 установить штуцер 6 в первоначальное положение и снять

электронный манометр, с вентиля 5;

Рисунок 7.58 – Схема оборудования устья фонтанирующей

скважины при снятии «ИК»

1 – затрубная задвижка; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 –

центральная задвижка; 4 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 – вентиль с

манометром; 6 – дискретный штуцер; 7 – вентиль для отбора проб; 8 – патрубок

эхолотирования с вентилем и пробкой; 9 – обратный клапан; 10 – воронка на НКТ;

11 – колонна НКТ; 12 – эксплуатационный пласт; 13 – скважинная жидкость на

АГЗУ «Спутник»; 14 – лубрикаторная задвижка.

Примечание: Можно продолжить исследование, закрыв скважину

на КВД, при этом электронный манометр, снимать ненужно. По

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

295

окончанию КВД манометр нужно снять и запустить скважину в работу.

 на вентиле 5 (рисунок 7.58) установить технический манометр и

замерить буферное давление;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, по АГЗУ;

 собрать инструмент и покинуть кустовую площадку.

Примечание: Общее время исследования и время работы

скважины на 1 из режимов в каждой скважине индивидуально. Работа

скважины на одном режиме длится до тех пор, пока неустановится

постоянный дебит и буферное давление. Время проведения «ИК» может

продолжаться, от 3-4часов до 3-5 суток. Количество режимов

исследования, должно быть не менее 5, максимальное количество

режимов, зависит от наличия сменных штуцеров. Чем больше режимов

исследовано, тем лучше, так как это позволит более точно определиться с

оптимальным режимом работы скважины, коэффициентом

продуктивности скважины. Для подтверждения ручных замеров дебита по

АГЗУ во время исследования, можно дублировать их на телемеханике,

(Регион-2000), но скважина должна замеряться постоянно, т.е. весь

период исследования. При отсутствии АГЗУ, дебит скважины можно

фиксировать, отрабатывая её в емкость (блок-долива), определенного

объема, учет вести за сутки.

Порядок проведения работ при снятии индикаторной кривой

(ИК) на добывающих скважинах оборудованных ЭЦН, методом

эхометрирования (замер динамического уровня).

Возможно применение при освоении скважины глубинным

насосом при выводе скважины на режим, если по скважине, приток

несоответствует дебиту глубинного насоса.

Производительность насоса, данной скважины может находиться в

диапазоне 0,5<Qн<1,7, т.е. минимальный постоянный режим работы

скважины должен соответствовать не менее 50% производительности

насоса, а максимальный до ≈ 170%. В этот интервал должно войти

минимум 5 режимов работы скважины, т.е. 5 различных штуцеров.

Необходимо учесть, что коэффициент продуктивности, полученный

данным способом, может быть не оптимальным, т.к. диапазон изменения

дебита и забойного давления ограничен возможностями глубинного

насоса.

Примечание: При данном исследовании можно получить

коэффициент продуктивности скважины, который можно использовать

при дальнейшем подборе оборудования для данной скважины, при

известном пластовом давлении. Применение данного метода

исследования возможно при условии, что дебит и забойное давление

скважины, в момент исследования (на каждом режиме), постоянны.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

296

Необходимо учесть, что забойное давление в данном случае определяется

по результатам динамического уровня, (забойное давление можно

получать и по датчику давления на приеме насоса).

Рисунок 7.59 – Типовая схема расположения техники на кусту

при снятии «ИК» на скважинах оборудованных ЭЦН

1 – скважины; 2 – ГЗУ «Спутник»; 3 – станции управления (СУ); 4 –

автомашина; 5 – направление ветра.

Порядок проведения работ:

 установить машину, согласно схемы, (рисунок 7.59);

 проверить по станции управления (СУ) работает скважина или

стоит;

 замерить дебит скважины на АГЗУ;

 подойти к скважине (рисунок 7.59);

 определить диаметр штуцера 6, (рисунок 7.60);

 зафиксировать полученные данные в блокноте;

 проверить задвижку 1 (закрыта или открыта), если открыта,

закрыть;

 проверить давление в патрубке эхолотирования 8, открыв

вентиль, при наличии давления в патрубке стравить;

 снять пробку и открыв задвижку 1 продуть скважину;

 закрыть задвижку 1;

 накрутить эхолот 16 на патрубок эхолотирования 8;

 закрыть вентиль на патрубке эхолотирования 8;

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

297

 открыть задвижку 1;

 произвести замер динамического уровня и зафиксировать его в

память прибора «Микон»;

 установить диаметр штуцера, меньше установленного ранее,

(например: был 8мм, установить 6мм);

Примечание: Давление на буфере не должно превышать 40атм.

 производить замеры динамического уровня и фиксировать их в

память прибора «Микон», до тех пор, пока рост уровня не прекратится,

т.е. сделается постоянным;

 замерить дебит скважины на АГЗУ;

 установить диаметр штуцера, меньше установленного ранее, (был

6мм, установить 4мм);

 производить замеры динамического уровня и фиксировать их в

память прибора «Микон», до тех пор, пока рост уровня не прекратится,

т.е. сделается постоянным;

 замерить дебит скважины на АГЗУ;

 установить диаметр штуцера, меньше установленного ранее, (был

4мм, установить 2мм);

 производить замеры динамического уровня и фиксировать их в

память прибора «Микон», до тех пор, пока рост уровня не прекратится,

т.е. сделается постоянным;

 замерить дебит скважины на АГЗУ;

Примечание: Режимы 4, 6 и 8мм происследованы, но при резком

увеличении производительности, т.е. смене штуцера 2мм на штуцер 8мм,

глубинный насос может отключиться, поэтому необходимо постепенное

увеличение производительности насоса, т.е. 2мм, 4мм, 6мм, 8мм и т.д. и

отстройка защит ЭЦН, ЗП, ЗСП.

 установить диаметр штуцера, больше установленного ранее, (был

2мм, установить 4мм);

 производить замеры динамического уровня и фиксировать их в

память прибора «Микон», до тех пор, пока падение уровня не

прекратится, т.е. сделается постоянным;

 замерить дебит скважины на АГЗУ;

 установить диаметр штуцера, больше установленного ранее, (был

2мм, установить 4мм);

 производить замеры динамического уровня и фиксировать их в

память прибора «Микон», до тех пор, пока падение уровня не

прекратится, т.е. сделается постоянным;

 замерить дебит скважины на АГЗУ;

 установить диаметр штуцера, больше установленного ранее, (был

4мм, установить 6мм);

 производить замеры динамического уровня и фиксировать их в

память прибора «Микон», до тех пор, пока падение уровня не

прекратится, т.е. сделается постоянным;

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

298

 замерить дебит скважины на АГЗУ;

 установить диаметр штуцера, больше установленного ранее, (был

6мм, установить 8мм);

 производить замеры динамического уровня и фиксировать их в

память прибора «Микон», до тех пор, пока падения уровня не

прекратится, т.е. сделается постоянным;

 замерить дебит скважины на АГЗУ;

 производить замеры динамического уровня и фиксировать их в

память прибора «Микон», до тех пор, пока падение уровня не

прекратится, т.е. сделается постоянным;

 замерить дебит скважины на АГЗУ;

Рисунок 7.60 – Типовая обвязка устья скважины оборудованной

ЭЦН.

1 – затрубная задвижка; 2 – затрубная коллекторная задвижка; 3 – центральная

задвижка; 4 – буферная (манифольдная) задвижка; 5 – вентиль с манометром; 6 –

дискретный штуцер; 7 – вентиль для отбора проб; 8 – патрубок эхолотирования с

вентилем; 9 – обратный клапан; 10 – глубинный насос (ЭЦН); 11 – колонна НКТ;

12 – эксплуатационный пласт; 13 – скважинная жидкость на АГЗУ «Спутник»; 14

– лубрикаторная задвижка; 15 – кабель с глубинного насоса, к станции

управления; 16 – эхолот (УПАС); 17 – изменения динамического уровня в

процессе штуцирования.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

299

Примечание: Т.к. производительность насоса несоответствует

притоку жидкости к скважине, то смена штуцера, может привести к

остановке скважины, в связи с этим, дебит скважины должен быть не

менее 50% производительности насоса, т.к. глубинный насос может

отключиться.

 закрыть задвижку 1;

 стравить давление в патрубке эхолотирования 8, через вентиль;

 снять эхолот 16;

 установить пробку;

 закрыть вентиль на патрубке эхолотирования 8;

 замерить и зафиксировать дебит скважины, на АГЗУ;

 собрать инструмент и покинуть кустовую площадку.

Примечание: Общее время исследования и время работы

скважины на 1 из режимов в каждой скважине индивидуально. Работа

скважины на одном режиме длится до тех пор, пока неустановится

постоянный дебит и буферное давление. Время проведения «ИК» может

продолжаться, от 3-4часов до 3-5 суток. Количество режимов

исследования, должно быть не менее 5, максимальное количество

режимов, зависит от наличия сменных штуцеров. Чем больше режимов

исследовано, тем лучше, так как это позволит более точно определиться с

оптимальным режимом работы скважины и коэффициентом

продуктивности скважины. Для подтверждения ручных замеров дебита по

АГЗУ во время исследования, можно дублировать их на телемеханике,

(Регион-2000), но скважина должна замеряться постоянно, т.е. весь

период исследования. При отсутствии АГЗУ, дебит скважины можно

фиксировать, отрабатывая её в емкость (блок-долива), определенного

объема, учет вести за сутки.

Комментарий:

Исследование скважин методом индикаторной кривой «ИК»,

позволяет определить оптимальное забойное давление в скважине.

Оптимальное забойное давление в свою очередь, позволяет определить

оптимальный дебит (расход) скважины, т.е. дебит (расход) при котором

происходит оптимальный отбор или вытеснение пластового флюида по

всей толще пласта.

При завышенном забойном давлении:

 в добывающих скважинах, дебит снижен, т.е. пласт работает не на

полную мощность.

 в нагнетательных скважинах увеличена приемистость, что

приводит, в хорошопроницаемых пластах, к прорывам воды к забоям

добывающих скважин по всей толще пласта, либо образованию трещин

разрыва, по которым вода как по «трубопроводу» поступает к забоям

добывающих скважин и неполностью вытесняет нефть по пласту.

При заниженном забойном давлении:

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

300

 в добывающих скважинах происходит, либо прорыв воды к

забоям добывающих скважин, либо прорыв газа к забоям добывающих

скважин, что автоматически приводит к снижению дебита по нефти.

 в нагнетательных скважинах происходит недостаточное

вытеснение нефти по пласту, а в некоторых случаях приводит к снижению

или отсутствию приемистости.

Примечание: Все эти процессы зависят от свойств добываемой

жидкости и физических характеристик пласта, в некоторых случаях

снижение забойного давления приводит к увеличению нефтеотдачи

пластов, в большинстве своем в пластах с плохой проницаемостью.

Порядок проведения работ при исследовании скважин методом

взаимодействия (гидропрослушивания).

Взаимодействие скважин – это комплекс исследований

проводимых в скважинах одного эксплуатационного объекта,

расположенных в непосредственной близости друг от друга, где возможно

предположить гидродинамическую связь между скважинами по пласту.

Данный комплекс исследований проводится в одно и тоже время и

включает в себя все вышеперечисленные исследования, только

интерпретация данных исследований проводится совместно.

Например: Остановили нагнетательную скважину №1, в

добывающей скважине №2 через 1 сутки, динамический уровень начал

снижаться и т.д.

Порядок проведения всех видов работ представлен выше и

включает в себя, отбивку динамических и статических уровней, замер

пластового и забойного давления в нагнетательных, добывающих,

простаивающих и бездействующих скважинах глубинным прибором,

снятие «ИК» и «КПД», в действующих нагнетательных и добывающих

скважинах.

Данный комплекс исследований на скважинах имеющих между

собой предположительно гидродинамическую связь, еще называется

гидропрослушиванием.

Еще одной разновидностью взаимодействия скважин является

«закачка трассеров или индикаторов».

Трассер (индикатор) – красящее вещество различного цвета, в

большинстве своем красного или зеленого. Закачка трассеров проводится

в нагнетательные скважины или ряды скважин, агрегатом ЦА-320, при

этом фиксируется время закачки. В добывающих скважинах путем

постоянного отбора проб продукции, эти вещества определяются. В

отобранной пробе, нефть и вода имеет бурый зеленый или красный

оттенок. При появлении трассеров на устье добывающей скважины

фиксируется время отбора пробы.

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.