Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
321
Рисунок 7.67 - График зависимости дебита газлифтной
скважины от расхода нагнетаемого газа
Для установления оптимального режима газлифтная скважина
исследуется методом установившихся отборов. Изменение отборов, т. е.
дебитов, достигается изменением количества подаваемого газа на
газораспределительном пункте или непосредственно у скважины, что
приводит к изменению пропускной способности лифта. Изменение
пропускной способности приводит к нарушению баланса между
количеством жидкости, притекающей из пласта, и поднимаемой
газлифтным подъемником из скважины. В результате жидкость либо
накапливается в скважине (при двухрядном лифте), либо расходуется из
затрубного пространства. Это приводит к изменению положения
динамического уровня, а следовательно, погружения и рабочего давления
у башмака лифта. В соответствии с этим изменяется рабочее давление на
устье и в газораспределительном пункте (ГРП). После наступления нового
установившегося режима работы скважины, что отмечается постоянством
расхода газа, его давления и дебита скважины, на забой можно спустить
манометр и замерить соответствующее данному дебиту забойное
давление. Изменяя, таким образом, несколько раз режим работы
скважины, можно получить данные об изменениях дебита, удельного
расхода нагнетаемого газа, рабочего давления на устье и забойного
давления. По этим данным строятся графики изменения показателей от
расхода газа, по которым можно установить желаемый режим работы
газлифтной скважины и, в частности, оптимальный режим. Такое
исследование дает наиболее точную информацию об условиях работы
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
322
скважины и, в частности, наиболее точную индикаторную линию. Однако
спуск манометра - процесс трудоемкий. Поэтому часто ограничиваются
измерением только рабочего давления, расхода газа, дебита и
вычислением удельного расхода нагнетаемого газа при различных
режимах работы скважины. Регулировку расхода газа «Vг» начинают с
самых малых значений, при которых возможна работа скважины, и
доводят ступенчато до самых больших расходов, при которых
наблюдается снижение дебита. По полученным данным строят графики,
показанные на рисунке 7.66. Увеличение дебита соответствует
понижению давления на забое «Р
с
», снижению динамического уровня и
погружения, а следовательно, и рабочего давления у башмака НКТ «Р
б
» и
на устье «Р
р
». Поэтому кривая изменения «Р
р
» должна иметь минимум
против максимума дебита «Q». Однако кривая «Р
р
» не является
зеркальным отображением кривой «Q», так как в характер зависимости
«Р
р
» вносятся некоторые изменения за счет веса столба газа и его трения в
межтрубном пространстве, а также за счет изменения плотности столба
газожидкостной смеси между забоем и башмаком труб. Касательная,
проведенная из начала координат к линии «Q», определяет точку касания
«1», соответствующую такому дебиту газлифтной скважины, при котором
удельный расход нагнетаемого газа «R
н
= V
г
/Q» минимальный. На том же
рисунке показана кривая «R
н
(V
г
)», на которой точка «2» соответствует
«(R
н
)
min
» Точка «3» на кривой «Q(V
г
)» характеризует максимальный дебит
жидкости, который может быть получен, если не накладывать никаких
ограничений на расходуемое количество газа и на коэффициент полезного
действия его использования. Точка «4» на кривой «R
н
(V
г
)» соответствует
удельному расходу газа при максимальной подаче газлифтного
подъемника. При установлении режима работы скважины по данным ее
исследования кроме дебита жидкости необходимо также учитывать
рабочее давление газа, его ресурсы и коэффициент полезного действия
процесса. По полученным таким способом данным, можно построить
индикаторную линию притока, однако достоверность ее будет тем
меньше, чем больше расстояние между башмаком и забоем и чем больше
пластовый газовый фактор. Дело в том, что по показанию манометра,
замеряющего устьевое рабочее давление «Р
р
», и по барометрической
формуле, можно достаточно точно определить давление у башмака труб
«Р
б
». Потери давления на трение газа при его движении от устья до
башмака обычно малы (при глубине скважины 1000м, расходе газа 10000
м
3
/сут (средний - реальный расход), диаметре обсадной колонны 168мм,
диаметре НКТ 73мм, Ру = 5МПа потери на трение составляют 0,07МПа).
В крайнем случае, их нетрудно определить по соответствующим
формулам, используемым при расчете систем транспортирования газа по
трубопроводам.
Таким образом, величина «Р
б
» определяется достаточно надежно.
Для перехода от «Р
б
» к давлению на забое скважины «Р
с
» необходимо
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
323
учесть гидростатическое давление в интервале между башмаком труб и
забоем скважины, так как;
)( LHgРР
бс
(7.86)
где:
ρ - средняя плотность газожидкостной смеси (ГЖС);
Р
б
– давление у башмака колонны;
g – ускорение свободного падения;
Н – глубина забоя скважины;
L – глубина спуска башмака НКТ.
Кроме того, в интервале (Н-L) происходят потери давления на
трение, которые, вообще говоря, невелики и поддаются оценке с
помощью формул трубной гидравлики. Наибольшие затруднения
возникают при определении «ρ», и чем больше пластовый газовый
фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности «ρ» на
интервале Н-L.
Дополнительные погрешности возникают в случае движения
обводненной нефти, так как в этом случае из-за большей плотности воды
по сравнению с нефтью возникает отрицательная относительная скорость
воды по отношению к нефти, и достоверный учет этих явлений
затруднителен.
Применяя численные методы построения кривой распределения
давления «Р
(х)
» от башмака с давлением «RQ» по методу сверху вниз,
можно определить забойное давление «Р
с
», так как;
n
i
iбc
PPP
1
(7.87)
Рассчитав по формуле (7.86) или (7.87) давление на забое «Р
с
» при
различных режимах работы газлифтной скважины и зная дебиты «Q
i
»,
соответствующие этим режимам, можно построить график «Q(Р
c
)», т. е.
индикаторную линию, и путем ее математической обработки получить
общее уравнение притока жидкости или раздельно нефти, газа и воды для
данной скважины. При установке на колонне НКТ нескольких
дифференциальных пусковых клапанов и при изменении давления газа в
подводящем газопроводе эти клапаны могут работать как рабочие.
Поэтому при колебаниях давления газа или давления в пласте (например,
при изменении темпа нагнетания воды в ближайшие нагнетательные
скважины) поступление газа в НКТ газлифтной скважины может
происходить не через башмак, а через какой-нибудь пусковой клапан,
который начнет выполнять функции рабочего. Для распознавания таких
самопроизвольных явлений, ведущих к нарушению установленных
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
324
оптимальных режимов работы скважин, применяются чувствительные
скважинные манометры и различные шумопеленгаторы. В местах притока
газа наблюдается излом кривых распределения температуры вдоль НКТ,
связанный с термодинамическими эффектами, происходящими при
смешении пластовой жидкости с газом, проникающим из межтрубного
пространства через работающий клапан. Шумопеленгатор,
представляющий собой обычный микрофон, спускаемый в скважину на
кабеле, непосредственно отмечает появление интенсивного шума на
глубине работающего клапана.
Подобные исследования важны для выявления неработающих
клапанов и их замены. Дебитометрические исследования производятся,
как обычно, с помощью скважинных дебитомеров или комплексных
приборов типа «Поток», замеряющих одновременно несколько
параметров и их распределение вдоль вскрытой части пласта - интервала
перфорации. Эти исследования важны еще и потому, что при
последующем переводе скважины с газлифтного способа на ЭЦН или
ШГН, их осуществить будет уже нельзя, т. е. спуск подобных приборов в
скважины, оборудованные этими насосами, практически невозможен.
7.13 Программные продукты для интерпретации результатов
исследования
На современном этапе развития техники и технологий разработаны
программные продукты для интерпретации данных гидродинамических
исследований скважин (ГДИ).
Российские программные продукты:
«TestAR» (ЗАО «ЦГДИ Информпласт»);
«Гидратест» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина);
«Интерпретатор-М» (НИПИморнефть);
«OIS ГДИ» (группа компаний «АСУпроект»);
«ГДИ – эффект» (ОАО ЦГЭ Москва);
«ГДИС» (IMS Corporations);
Программа для интерпритации ГДИ (ЮганскНИПИНефть
Уфимский филиал);
Программный модуль ГДИ-Процесс (Микон-К);
«ГИДРОЗОНД» (ГеоТЭК);
Зарубежные программные продукты:
«Pan System» (Edinburgh Petroleum Services Ltd);
«Saphir» (KAPPA);
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
325
«Petroleum WorkBench Interpret
TM
» (Scientific Software-Intercomp
(SSI));
«Well Test 200» (GeoQuest Software (Schlumberger));
«F.A.S.T. Well Test
TM
» (Fekete Associates Inc);
«PIE» (Well Test Solutions).
7.14 Приборы для исследования скважин
Приборы и оборудование, используемые при отбивки
динамических, статических уровней и снятие динамограмм.
Для отбивки динамических и статических уровней, снятие
динамограмм в настоящий момент чаще всего используются комплексы
«Микон». Модификаций и комплектаций этих приборов достаточно
много. Внешний вид прибора представлен на рисунке 7.68.
Назначение
Программно-аппаратный комплекс «МИКОН-101» предназначен
для определения уровня жидкости и измерения величины давления в
затрубном пространстве нефтяных скважин, а также для исследования
(методом динамометрирования) работы скважин с глубинными
штанговыми насосами с целью контроля работы насосного оборудования
и получения динамограммы работы ШГН.
Комплекс состоит из аппаратной и программной частей.
Рисунок 7.68 – Исследовательский комплекс «Микон-101»
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
326
Состав:
Устройство приема акустических сигналов (УПАС)
Устройство приема акустических сигналов состоит из корпуса со
скобами, в муфте которого, для герметичного соединения с патрубком
затрубного пространства, выполнена насосно-компрессорная резьба 60К
по ГОСТ 633-80. Для присоединения устройства генерации акустических
сигналов (УГАС) служит штуцер с присоединительной резьбой М33×1,5.
Внутри корпуса устанавливается микрофон (для УПАС-22),
который крепится винтом со стороны присоединения клапана. Связь
микрофона с платой предусилителя осуществляется через разъемное
электрическое соединение. На корпусе УПАС, установлен датчик
давления.
Плата предусилителя выполнена в форме кольца и герметично
закрывается колпачком. Электрическая связь предусилителя с блоком
регистрации осуществляется через разъем.
УПАС-23 отличается от УПАС-22 отсутствием пьезокерамического
микрофона.
Накладной динамограф «ДН-117»
Динамометр устанавливается на нерабочую часть полированного
штока ШГН скважины и предназначен:
для измерения относительной нагрузки на штоке;
для измерения длины перемещения штока.
Зажимной винт предназначен для задания оптимального усилия
зажима. Внутри корпуса размещается электронная плата, герметично
закрытая крышкой.
Встраиваемый динамограф «ДВ-118»
Динамометр устанавливается между траверсами канатной подвески
ШГН и позволяет измерять абсолютное значение нагрузки на шток.
Монтаж динамометра производится с помощью домкрата, без разгрузки
подвески колонны штанг.
В таблице 7.12 представлены приборы, предназначенные для
отбивки динамических и статических уровней других модификаций.
Приборы действуют по тому же принципу что и «Микон» (принцип
работы прибора представлен ниже).
Таблица 7.12
Тип прибора Назначение
Уровнемер «Судос-мини 2»
оперативный контроль уровня
жидкости в добывающих нефтяных
скважинах.
Динамограф накладной «СИДДОС-
мини»
оперативный контроль состояния
штанговых глубиннонасосных
установок
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
327
Продолжение таблицы 7.12
Тип прибора Назначение
Динамограф межтраверсный
«СИДДОС-автомат»
комплексный контроль работы
штанговых глубиннонасосных
установок
Переносной скважинный
диагностический комплекс
«СиамМастер-4Р» для вывода
скважин на режим
автоматизированный контроль
основных параметров при выводе
скважин на режим
Динамограф встраиваемый «ДВ-802» с
блоком искрозащиты БИЗ-802
регистрация изменения во времени
значений нагрузки на устьевой шток в
траверсной заделке и его положения
Установка снятия кривой
изменения уровня «МИКОН-811-
01»
автоматическое определение уровня
жидкости в затрубном пространстве
нефтяных скважин и его сохранение в
памяти прибора.
Стационарный эхолот «МИКОН-811-
02»
автоматическое определение уровня
жидкости в затрубном пространстве
нефтяных скважин, без выброса газа в
атмосферу с функцией измерения
величины давления в затрубном
пространстве
Установка вывода скважин на режим с
токовыми выходами «МИКОН-811-
ТВ»
автоматическое определение уровня
жидкости в затрубном пространстве
нефтяных скважин, без выброса газа в
атмосферу в соответствии с временной
схемой, хранящейся в
энергонезависимой памяти с функцией
измерения величины давления в
затрубном пространстве.
Динамограф ПО «МИКОН-К-
101М»
регистрация динамограммы работы
штанговой глубиннонасосной
установки
Эхолот «ГЕОСТАР-111.Э»
определение уровня жидкости и
измерения величины давления в
затрубном пространстве нефтяных
скважин
Установка автоматической
регистрации КВУ «ГЕОСТАР-КВУ»
автоматическая регистрация кривой
изменении уровня жидкости в скважине
Измеритель-регистратор
«КВАНТОРмикро-01»
измерение давления в затрубном
пространстве, определение уровня
жидкости в скважине и запись
практической динамограммы
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
328
Для вывода скважин на режим возможно использование
автоматической установки «Микон -811» рисунок 7.69
Назначение
Установка предназначена для автоматического определения уровня
жидкости в затрубном пространстве нефтяных скважин, в соответствии с
задаваемой оператором программой, с функцией измерения величины
давления в затрубном пространстве.
Техническая характеристика прибора представлена в таблице 7.13.
Рисунок 7.69 – Внешний вид «Микон – 811»
Таблица 7.13
Параметры Значение
Диапазон определяемых уровней, м 150…..3000
Диапазон измеряемых давлений, кгс/см
2
0….60
Предельное рабочее давление, кгс/см
2
60
Предел приведенной погрешности измерения давления, % ± 1
Минимальный интервал между измерениями уровня, мин 15
Максимальное количество элементов таблицы скоростей
распространения акустических сигналов
100
Время энергонезависимой работы таймера-календаря
реального времени при откл. питании, не менее, мес
12
Напряжение питания БПУ (+10%, -15% при частоте 50Гц), В ~220
Напряжение питания устройства генерации и приема
акустических сигналов (УГИПАС), В
36
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
329
Продолжение таблицы 7.13
Параметры Значение
Потребляемая мощность, ВА 150
Рабочий диапазон температур, °C -40…+50
Габаритные размеры УГИПАС, мм в изотермическом
кожухе, ∅ мм
370×230×280
350×350
Габаритные размеры БПУ, мм 340×200×110
Масса УГИПАС, кг 16
Масса БПУ, не более, кг 5
Степень защиты от внешних воздействий IP54
Режим работы периодический
Тип сигнала управления УШГН (УЭЦН) сухой контакт
Приборы для замера давлений и температур на устье и на забое
скважины.
Манометр-термометр «АМТ-08»
Манометр-термометр автономный «АМТ-08» (рисунок 7.70)
предназначен для регистрации значений давления и температуры по
стволу скважины и (или) изменения их во времени в любой его точке,
например, на забое при снятии кривой восстановления. Полученная
измерительная информация считывается из манометра в компьютер через
его стандартный последовательный порт и записывается на жёсткий диск
или дискету. Результаты исследования могут быть представлены на
экране компьютера или распечатаны на принтере в виде таблице или
графика в полном формате или в виде детализированных фрагментов.
Записанная в памяти прибора информация сохраняется более года.
Рисунок 7.70 – Автономный манометр – термометр «АМТ-08»
В таблице 7.14 представлены его технические характеристики
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
330
Таблица 7.14
Параметр Значение
Предел измерения давления, МПа 16, 25, 40, 60, 100
Допускаемая приведённая погрешность
измерения давления в рабочем
диапазоне температур, %
0,25
Разрешающая способность по
давлению, МПа
0,002
Диапазон измерения температуры, °С 20 .. +85-20 .. +125
Допускаемая абсолютная погрешность
измерения температуры в рабочем
диапазоне, 0 ºС
0,25
Разрешающая способность по
температуре, °С
0,01
Постоянная, времени датчика
температуры, не более, сек.
1,5
Минимальная дискретность измерения,
сек.
по каналу давления
по каналу температуры.
1,0
1,0
Количество точек регистрации:
в режиме измерения давления
в режиме давления и температуры
40960
20480
Время непрерывной работы (в
зависимости от режима), сут.
1 .. 90
Габаритные размеры, не более, мм.
диаметр
длина.
32(25)
1235
Масса, не более, кг 7
Манометр скважинный автономный «МИКОН-1007»
Манометр «МИКОН-1007» предназначен для регистрации
изменения во времени значений давления и температуры по стволу
скважины и (или) в любой его точке. Область применения -
исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин с целью
контроля параметров давления и температуры нефтяных и газовых
месторождений.
Манометр обеспечивает выполнение следующих функций:
измерение и регистрацию давления;
измерение и регистрацию температуры;
таймера-календаря часов реального времени;