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

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

341

Пробоотборник ВПП-300

Пробоотборник ВПП-300 (рисунок 7.78) - предназначен для отбора

проб из фонтанирующих и нефонтанирующих нефтяных, газовых и

пьезометрических водяных скважин.

Область применения - скважины, обсаженные лифтовыми и

насосно-компрессорными трубами, а также обсадными колоннами с

рабочим давлением до 30МПа и температурой до 100ºС.

Спуск пробоотборника в скважину производится через лубрикатор.

Рисунок 7.78 – Пробоотборник ВПП-300

Закрытие клапанов камеры отбора проб (приемной камеры)

обеспечивается пьезоприводом с масляным реле.

Время, необходимое на отбор проб, складывается из времени на

спуск пробоотборника до заданной глубины и времени выдержки

пробоотборника на глубине с целью обеспечения выполнения

пьезоприводом операций по открытию клапана, пропуску нефти в камеру

отбора пробы и закрытию приемного клапана.

Технические характеристики прибора

Таблица 7.21

Параметры Значения

Давление рабочей среды, МПа, не более 30

Температура рабочей среды, ºС. 100

Объем отбираемой пробы, см

3

, не менее 300

Габаритные размеры, мм 38×1800

Масса, кг, не более 9

7.15 Методология оценки забойного давления в скважинах,

оборудованных УЭЦН

Замер роста давления в затрубном пространстве при закрытии

задвижки.

Введение

В компании «ЮКОС» и в значительной степени в России

промысловые данные обычно являются наилучшим источником

информации для оценки потенциала добычи скважины. Основной объем

добычи нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН. В таких

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

342

скважинах дебиты и динамические уровни измеряются достаточно

регулярно и на основе этих замеров, когда в затрубном пространстве

отсутствует газ, можно получить реальную оценку забойного давления.

В работающей скважине затрубная задвижка находится в

положении «открыто» и при превышении давления в затрубье над

трубным происходит стравливание излишнего давления в основной

манифольд через обратный клапан. При условиях, когда на уровне приема

насоса давление значительно ниже давления насыщения, свободный газ

(если он присутствует в скважине) поднимается по затрубному

пространству к поверхности. Это затрудняет оценку работы скважины и

ее потенциала. По причине того, что основной объем свободного газа

поступает в затрубное пространство, плотность жидкости, в результате

насыщения её этим газом, становится ниже, чем плотность нефти.

Возможности скважины, при расчете забойного давления от

динамического уровня для определения потенциала, могут быть

значительно завышены, если не делается поправка на газ.

Эта проблема легко решается, если УЭЦН оборудован датчиком

давления: на приеме насоса давление известно и, если насос установлен

недалеко от пласта, то оценка забойного давления может быть

выполнена с достаточной точностью.

В компании «ЮКОС» лишь незначительная часть насосов

оборудована датчиками давления (менее 1% всех скважин!). По этой

причине чрезвычайно важно и необходимо иметь соответствующую

методологию, которая позволила бы без особых затрат и изменений

технологического процесса определять забойное давление. Существуют

несколько методов, позволяющих делать оценку забойного давления:

 плотностной каротаж;

 замер объема газа, выходящего из затрубного пространства;

 замер изменения давления в затрубном пространстве при

закрытии задвижки.

Было принято решение исследовать метод, основанный на замере

изменения давления в затрубном пространстве, так как он не требует

больших затрат, самый быстрый и наиболее простой в реализации.

Замер изменения давления в затрубном пространстве позволяет

определить количество газа в скважине: увеличение давления после

непродолжительного закрытия затрубной задвижки пропорционально

количеству газа в затрубном пространстве. Подобные исследования такой

зависимости публиковались в печати, но все они описывали условия для

вертикальных скважин с насосами, близкорасположенными к нефтяному

пласту. Для наклонно-направленных скважин с насосами,

установленными на относительно большом расстоянии от забоя, что

характерно для Компании «ЮКОС» и в целом для всех нефтяных

компаний России, таких исследований до сих пор никем не проводилось.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

343

Условия, при которых образуется большое количество газа в

затрубном пространстве.

Основным параметром, определяющим количество газа в

затрубном пространстве, является давление на приеме насоса в сравнении

с давлением насыщения.

Когда давление на приеме насоса выше давления насыщения, весь

газ находится в нефти в растворенном состоянии и поднимается насосом

вместе с нефтью на поверхность. Единственным источником газа в

затрубном пространстве является небольшое количество циркулирующей

нефти на уровне приема насоса за счет конвекции. Когда давление на

приеме ниже давления насыщения, определенное количество газа

высвобождается в зоне установки насоса. Часть этого газа попадает в НКТ

через насос, другая часть мигрирует непосредственно в затрубное

пространство. Распределение газа, попадающего через насос в НКТ и

поступающего в затрубное пространство, зависит от профиля скважины и

угла ее наклона от вертикали, концентрации газа, модели насоса, наличия

газосепаратора и эффективности его работы. Распределение газа очень

трудно предсказать. Но очевидно, если насос установлен в наклонно-

направленной скважине и оборудован газосепаратором, большая часть

газа поступает в затрубное пространство.

Исследования на месторождениях показали, что в некоторых

скважинах количество газа, поднимающегося по затрубью, очень

незначительно, а в других – газ присутствует в достаточно большом

объеме.

Когда насос в скважине работает с производительностью, близкой

к ее потенциалу или более того, динамический уровень в этом случае

обычно достаточно низкий, а, следовательно, и забойное давление.

Большой объем газа выделяется в свободное состояние и поднимается по

затрубному пространству к поверхности. И наоборот, если количество

газа в затрубье невелико, а динамический уровень высокий, то можно

сделать вывод, что производительность данной конкретной скважины еще

не достигла своего максимума. Таким образом, количество газа в

затрубном пространстве является важным фактором, который необходимо

принимать во внимание при определении потенциала скважины.

Для подтверждения данного анализа были проведены замеры по 12

скважинам, где были спущены УЭЦН с датчиками давления, затем

выполнено сравнение показаний датчиков с величинами давлений,

рассчитанных по замеренному динамическому уровню. Во всех случаях

показания датчиков ниже давлений, рассчитанных от уровня без поправки

на газ. Эквивалентные плотности, при которых давление столба жидкости

в затрубном пространстве соответствовало бы показаниям датчика,

находились в диапазоне 0,13 – 0,58 . Это доказывает, что во многих

скважинах присутствует свободный газ и для более точной оценки

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

344

забойного давления в работающих скважинах, оборудованных УЭЦН,

одного замера динамического уровня недостаточно.

Измерение роста давления в затрубном пространстве при

закрытии затрубной задвижки.

Замер роста давления производится путем закрытия затрубной

задвижки. Данный замер не требует остановки скважины, и она остается в

рабочем состоянии. До проведения замера роста давления измеряется

дебит скважины и обводненность. Затем измеряются следующие

параметры: скорость роста давления в затрубном пространстве,

динамический уровень. Кратковременный замер роста давления в

затрубном пространстве не оказывает существенного воздействия на

гидродинамические условия в скважине в интервале пласта и на глубине

установки насоса. Увеличение давления на устье скважины в

значительной степени компенсируется понижающимся динамическим

уровнем. ЭЦН продолжает работать в прежних условиях.

Время, в течение которого происходит изменение давления, может

составлять 5 минут при большом объеме свободного газа и 40 минут,

когда газа очень мало. Время проведения замера зависит от скорости

роста давления, зафиксированного на устье. Обычно достаточно, чтобы

давление изменилось на несколько атмосфер.

Основным преимуществом данных замеров является то, что они не

нарушают процесс добычи нефти, не требуют никакого специального

оборудования и обычно могут быть проведены менее чем за 30 минут.

Обязательным условием при их проведении является то, чтобы задвижки

обеспечивали герметичное перекрытие затрубного пространства, а датчик

давления был бы в хорошем рабочем состоянии.

Замеры роста давления в затрубном пространстве были проведены

на большинстве скважин, в которых имелись датчики давления. Также

такие измерения делались в рамках программы исследования, которую

проводили компания «Шлюмберже» и институт «ВНИИнефть» на

Приразломном и Приобском месторождениях (ОАО «ЮНГ»). При этих

исследованиях применялся частотный преобразователь, что позволило

создать в каждой скважине несколько режимов работы и значительно

расширить диапазон измерений. Эти данные оказались особенно

интересными для интерпретации.

Большинство данных было получено по Приразломному

месторождению, 4 точки по Приобскому и 3 точки по Мало-Балыкскому

месторождению. Всего было выполнено 40 измерений по 3

месторождениям.

Построение корреляций

Несмотря на то, что повсеместно считается, что скорость роста

давления в затрубье пропорционально количеству поступающего из

пласта газа, физика данного процесса представляет собой довольно

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

345

сложную зависимость и включает многофазные потоки в наклонно-

направленных скважинах и возможное образование пены. Вполне

вероятно, что некоторые параметры, необходимые для получения полного

представления о такой зависимости, пока еще отсутствуют.

Опубликованные в печати зависимости никогда не делались и не

применялись для интерпретации наклонно-направленных скважин, в

которых насосы установлены на относительно большом расстоянии от

пласта.

Были проверены различные типы корреляций с подборкой данных,

полученных по нашим скважинам. Получен прекрасный результат по

корреляции скорости роста давления «



Р/



T», помноженной на объем

газа в затрубном пространстве «Da», и коэффициента поправки на газ «f»

для жидкости в затрубном пространстве (см. диаграмму).

Параметры, которые используются при корреляции,

рассчитываются следующим образом:

Коэффициент поправки на газ «f» рассчитывается по показаниям

датчика давления УЭЦН и плотности нефти (плотность нефти в

поверхностных условиях).

Объем газа в затрубном пространстве является суммой объема газа

выше уровня жидкости и объема газа, находящегося в самой жидкости.

Общий объем газа в затрубном пространстве выражается в виде величины

«Da», которая представляет собой расстояние от поверхности до

динамического уровня «D» плюс расстояние от динамического уровня до

приема насоса, умноженное на коэффициент поправки, на газ «f».

Все точки, полученные по Приразломному месторождению,

образуют одну линию. Три точки из четырех по Приобскому

месторождению также совпадают с этой линией. Для того чтобы

определить, приемлема ли данная корреляция в рамках всей компании

«ЮКОС», нам необходимо получить больше данных по другим

месторождениям. Возможно, что после получения большего количества

данных по месторождениям, будет выявлено, что таких корреляций

несколько, например: своя корреляция для каждого месторождения или

группы месторождений.

Наибольший интерес представляют собой данные, полученные по

скважине № 6642. При увеличении производительности УЭЦН с

помощью частотного преобразователя, как и следовало, ожидать, датчик

давления регистрировал снижение давления на приеме насоса, но

динамический уровень при этом повышался при каждом переходе на

новую частоту и в результате достиг уровня, близкого к поверхности. Это

является наглядной демонстрацией влияния газа, присутствующего в

стволе скважины. По мере роста дебита и снижения забойного давления,

процесс выделения газа в свободное состояние становится более

интенсивным, в затрубном пространстве скапливается все больше и

больше газа и, в результате, динамический уровень повышается, несмотря

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

346

на понижение забойного давления. Это объясняет наблюдения прошлых

лет, когда в результате установки более мощных насосов в скважинах

получали более высокие дебиты, но без видимых изменений

динамических уровней.

Кривая корреляции

Для построения корреляционной зависимости была использована

та же математическая модель, которая описана в статье, опубликованной

в научном журнале «SPE» под номером 21728. Данную математическую

модель использовали Подио и Гильберт для построения своих

корреляций. Общая формула для расчета приведена ниже:

i

a

i

DT

DP

DLogAAf



















)(

5

1

0

(7.88)

где:

A

i

- коэффициент, определяемый методом регрессии.

В принципе, это лучшая математическая модель, которая

согласуется с полученными данными в результате проведенных замеров

по 3-м месторождениям (Приразломное, Приобское и Мало-Балыкское).

Тем не менее, данную модель, по мере получения новых данных, придется

уточнять.

Разброс точек на диаграммах достаточно небольшой, в виду

небольшого количества принимаемых во внимание параметров.

Корреляция была установлена для значений коэффициента

поправки на газ от 0,25 до 1,0. Данные для значений коэффициента ниже

0,25 при проведении исследований не были получены ни в одном из

случаев.

Использование корреляции для определения давления на

приеме насоса.

Данная корреляция используется, прежде всего, для определения

забойного давления в тех случаях, когда насосы не оборудованы

датчиками давления.

Корреляция «Da × DP/DT» и коэффициент поправки на газ «f»

позволяет определить давление на приеме насоса, когда мы знаем

скорость роста давления «DР/DT» и динамический уровень. Однако при

расчете динамического уровня «Da» имеется одна трудность, связанная с

тем, что нам необходимо знать концентрацию газа в столбе жидкости, что

нам и требуется определить.

Эта проблема решается путем повторяющихся вычислений

(итераций).

Сначала, применяется корреляция, используя величину

замеренного динамического уровня «D», без внесения поправки. Затем

определяется коэффициент поправки на газ, который используется при

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

347

первой поправке динамического уровня «D»: к величине динамического

уровня «D» мы прибавляем расстояние от динамического уровня до

УЭЦН, умноженное на коэффициент поправки, на газ. При помощи

коэффициента поправки на газ мы получаем величину концентрации газа

в столбе жидкости, которую мы применяем для внесения поправки и

получения динамического уровня «Da». При помощи новой величины

динамического уровня «Da» мы начинаем тот же самый процесс,

получаем новый коэффициент поправки на газ и новую величину

динамического уровня «Da». Мы повторяем этот процесс до тех пор, пока

изменение величины динамического уровня «Da» станет настолько

малым, что им можно пренебречь. Обычно, для получения конечной

величины динамического уровня «Da» хватает 3-х повторяющихся

вычислений. В результате получаем коэффициент поправки на газ и,

следовательно, можем рассчитать давление на приеме насоса.

Расчет забойного давления в работающей скважине.

Жидкость, находящаяся в скважине ниже насоса, может сильно

отличаться от жидкости в затрубном пространстве. Так как интервал

установки УЭЦН расположен на несколько сотен метров, выше пласта,

нам необходимо определить плотность жидкости выше и ниже насоса.

При первом использовании данной методологии применяется

достаточно простой метод определения плотности жидкости ниже насоса.

Мы предполагаем, что жидкость ниже насоса имеет тот же самый состав,

что и жидкость, добываемая из пласта. И для расчета плотность жидкости

принимается такой же, как и плотность жидкости в пласте.

Подобный подход не очень точен, особенно когда насос установлен

сравнительно высоко над пластом. Но если насос расположен близко к

пласту, погрешность при определении забойного давления относительно

невелика.

Когда проводить замеры роста давления в затрубном

пространстве? Выводы и ограничения.

Наши исследования показали, что замеры изменения давления в

затрубном пространстве можно коррелировать с количеством газа в

затрубном пространстве и, следовательно, с плотностью жидкости в

затрубном пространстве. Корреляция не зависит от угла наклона

скважины и положения насоса в ней.

В настоящий момент продемонстрирована приемлемость

корреляции для Приразломного месторождения, а первые данные по

Приобскому месторождению показали, что и для него может также

использоваться аналогичная зависимость.

Необходимо срочно получить данные по другим важным

месторождениям Компании «ЮКОС». После этого будет известно число

необходимых корреляций и можно будет приступить к использованию

этого метода по всей Компании.

Выполнить замер роста давления в затрубном пространстве при

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

348

закрытии задвижки достаточно просто. В результате оценки забойного

давления по замеру, оно может оказаться значительно ниже давления,

рассчитанного по динамическому уровню без поправки на газ.

Замеры роста давления следует проводить систематически,

параллельно с замерами динамического уровня. Необходимо, чтобы

замеры изменения давления в затрубном пространстве стали

обязательными при выполнении в скважинах наиболее важных работ

(КРС, интенсификация добычи, перфорация и ГРП), как до, так и после

их проведения.

Процедура проведения измерений и метод расчетов

1. Введение

Забойные давления в скважинах, оборудованных УЭЦН без

датчиков давления, определить трудно из-за возможного присутствия

газа. Была выбрана технология, основанная на замере роста давления в

затрубном пространстве при закрытой затрубной задвижке.

В данном документе подробно описывается процедура проведения

замеров на скважине, расчета давления на приеме насоса и забойного

давления.

Это первое внедрение данной методологии. В последствии она

будет дорабатываться и со временем станет более точной.

Принцип методологии

По замерам изменения давления в затрубном пространстве при

закрытии задвижки рассчитывается количество газа в стволе скважины.

При таком замере задвижка в течение некоторого времени остается

закрытой, в результате чего возрастает давление в затрубном

пространстве на устье скважины. Повышение давления зависит от

количества газа, поступающего в ствол скважины из пласта вместе с

нефтью. Во время замеров скважина не останавливается и продолжает

давать нефть. При проведении замеров в скважинах с датчиками

забойного давления определяется зависимость между увеличением

давления и количеством газа в стволе скважины. После того, как такая

зависимость установлена для одного или группы месторождений, данная

методология может быть использована на любой скважине с УЭЦН.

В настоящем документе дается подробное описание методологии,

которую можно в целом назвать следующим образом: «Методология

определения забойного давления в скважинах, оборудованных

УЭЦН. Замер роста давления в затрубном пространстве при

закрытии задвижки. Первая стадия внедрения».

Настоящий документ имеет три части:

 описание процедуры проведения замера роста давления, в

затрубном пространстве при закрытии задвижки;

 методология расчета давления на приеме насоса и забойного

давления;

 пример применения методологии.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

349

2. Процедура проведения замера роста давления в затрубном

пространстве при закрытии задвижки.

2.1 Необходимое оборудование

 датчик уровня для определения глубины динамического уровня

жидкости (откалиброванный);

 манометр (0–60атм, откалиброванный) для замера давления в

затрубном пространстве;

 все необходимое предохранительное оборудование.

Примечание: использование такого устройства, как электронный

регистрирующий прибор «МИКОН МС- 100» позволяет замерять

давление и уровень жидкости с достаточной точностью. Если это

самописец, то он только регистрирует показатели, но не замеряет их.

2.2 Процедура проведения испытаний.

2.2.1 Подготовка

До проведения испытаний следует выполнить следующее:

 должно быть проверено рабочее состояние затрубных задвижек:

откройте и закройте задвижки для того, чтобы убедиться в их рабочем

состоянии и в отсутствии пропусков газа. Если замер выполняется в

зимнее время, убедитесь в том, что они не заморожены;

 убедитесь, что обратный клапан находится в рабочем состоянии;

 на задвижку, используемую для глушения, монтируется датчик

уровня.

2.2.2 Проведение замеров

 замерить динамический уровень. Провести повторный замер, для

подтверждения первого измерения;

 замерить давление в затрубном пространстве;

 закрыть затрубные задвижки и отметить время закрытия;

 регистрировать величину давления и динамический уровень

жидкости в затрубном пространстве в следующем порядке:

 снять показания давления в затрубном пространстве через 5

минут после закрытия задвижки;

 снимать показания давления и динамического уровня в затрубном

пространстве через 10, 15, 20, 30 и 40 минут после закрытия задвижки,

(если изменения динамического уровня в процессе замера незначительны,

то замер уровня можно выполнить только в начале и в конце измерений).

Измерения можно прекратить раньше времени, если увеличение

давления в затрубном пространстве уже достигло 3атм и выше.

 необходимо отмечать любые отклонения, которые могли

повлиять на качество замеров.

Например:

 пропускает задвижка;

 заморожена задвижка или обратный клапан;

 пропуски через обратный клапан;

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

350

 нет возможности замерить динамический уровень и др.

Примечание: для записи результатов замеров может быть

использована прелагаемая ниже таблица замеров.

Таблица 7.22

Куст_____Скважина______________Месторождение________________

Время

Динамический

уровень

Затрубное

давление

Дебит

жидкости

по ГЗУ

Дата

час минуты Ндин Рзат Qж

1 2 3 4 5 6

10/05/06 10 00 1300 5 56

10 05 1301 5,5

10 10 1305 6,0

10 20 1310 6,5

10 30 1315 6,7

10 40 1320 7,0

Замечания по

замеру

2.2.3 После окончания замеров, затрубную задвижку со стороны

основного манифольда необходимо открыть.

3. Методология расчета забойного давления

3.1 Необходимые параметры

 показания давления в затрубном пространстве (атм) по

прошествии 40 минут;

 динамический уровень жидкости до закрытия задвижки (м);

 динамический уровень жидкости до закрытия задвижки по

вертикали (м);

 глубина установки насоса по вертикали (м);

 глубина середины интервала перфорации по вертикали (м);

 плотность нефти в поверхностных и пластовых условиях;

 обводненность;

 плотность воды.

Другие параметры при проведении расчетов не используются.

Однако они полезны для проверки последовательности данных и могут

быть использованы в следующей версии методологии в будущем.

3.2 Принцип расчетов

Расчет проводится в два этапа. На первом этапе мы рассчитываем

давление на приеме насоса при помощи заранее определенной корреляции

(см. ниже). Затем, мы рассчитываем забойное давление, предполагая, что

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

Подождите немного. Документ загружается.