Исследование скважин, эксплуатируемых штанговыми насосными установками

Рассмотрим особенности исследования глубинно-насосных скважин.

При исследовании на стационарных режимах изменение режима работы скважины осуществляется изменением подачи скважинного штангового насоса, что реализуется изменением длины хода полированного штока S, либо изменением числа качаний п. Принципиально возможно изменение режима работы скважины заменой глубинного насоса (его диаметра), но это тре­бует дополнительных спускоподъемных работ на скважине.

При изменении режима работы системы установившийся режим ее контролируется по стабилизации подачи установки, а также по стабилизации устьевого и затрубного давления. На каждом установившемся режиме замеряется подача установки (дебит скважины) и забойное давление. Измерение забойного давления возможно только через затрубное пространство, для чего созданы малогабаритные скважинные манометры и разработана технология их спуска в затрубное пространство. При этом колонна НКТ подвешивается эксцентрично на спе­циальной планшайбе, имеющей технологическое отверстие с сальниковым устройством, через которое в затрубное про­странство спускается на проволоке малогабаритный манометр.

Нижний конец насоса оборудуется специальным башмаком, направляющим малогабаритный манометр вдоль насоса и при дальнейшем его спуске на забой скважины. Технология спуска приборов через затрубное пространство является достаточно сложной и требует высокой квалификации специалистов под­земного ремонта и операторов по исследованию скважин. Эта технология неприменима для глубоких искривленных скважин (со сложным профилем ствола) и при малых зазорах затрубного пространства. В этих случаях измерение забойного давления осуществляется специальными лифтовыми скважинными манометрами, закрепляемыми под насосом и спускаемыми в скважину вместе с насосом и НКТ при подземном ремонте. Эти манометры имеют часовой механизм с многосуточным заводом или батарейным электропитанием и фиксируют изменение за­бойного давления на специальном бланке. Расшифровка бланка возможна только после подъема НКТ, насоса и манометра, что требует дополнительного подземного ремонта.

В настоящее время лифтовые манометры применяются достаточно редко.

Основным методом получения информации о забойном давлении является метод измерения динамического уровня в процессе исследования скважины с последующим расчетом забойного давления.

Измерение динамического уровня осуществляется специ­альным прибором (эхолотом), состоящим из устройства гене­рации упругого или акустического сигнала, системы приема и усиления сигнала, а также системы его регистрации и хранения. В настоящее время отечественная промышленность серийно вы­пускает программно-аппаратный комплекс «МИКОН-101-01», предназначенный для определения уровня жидкости и измере­ния давления в затрубном пространстве; регистрации кривых падения и восстановления уровня; регистрации парафиновых и гидратных пробок и т.д. Все зарегистрированные эхограммы заносятся в энергонезависимую память блока регистрации с возможностью переноса их на компьютер, последующей обработкой и выводом на принтер со всей сопутствующей информацией.

Микропроцессорный блок регистрации предназначен для регистрации, обработки и хранения эхограмм и позволя­ет просматривать эхограммы непосредственно на скважине. Устройство приема акустических сигналов предназначено для преобразования акустических сигналов в электрические.

В скважинах с избыточным давлением в затрубном про­странстве для создания упругого импульса используется клапанный узел «МИКОН К-3». В скважинах, в которых в затрубном пространстве отсутствует избыточное давление, для создания акустического импульса используется устройство генерации акустических сигналов «УГАС-14». Устройство ис­полняется в двух вариантах: а) с вакуумным разрядником; б) с ручным компрессором.

Данный эхолот позволяет измерять уровни от 50 до 3000 м; диапазон измеряемого давления: 0—10 МПа; рабочий диапазон температур: -40 - +50°С; масса прибора 7,6 кг.

Скорость распространения акустического сигнала или им­пульса давления зависит от давления в затрубном пространстве, состава газа, температуры и других параметров и определяется

микропроцессором по специальным таблицам, имеющимся в памяти.

При создании в затрубном пространстве упругого импульса или акустического сигнала он распространяется в газовой среде с определенной скоростью до уровня жидкости и частично от­ражается. Отраженный импульс (сигнал) поступает в приемное устройство прибора, преобразуется в электрический сигнал, который усиливается и фиксируется. Таким образом фиксиру­ются момент создания в системе упругого импульса и момент возвращения отраженной от уровня жидкости в затрубном пространстве части упругого импульса, что представлено на эхограмме (рис. 5.27, а).

Момент создания на устье в затрубном пространстве упру­гого импульса (момент T₀ отражается на эхограмме пиком. Упругий импульс распространяется в газовой среде с опреде­ленной скоростью v, достигает уровня жидкости, частично от­ражается и возвращается на устье скважины, где фиксируется приемным устройством прибора и отображается на эхограмме пиком (момент Т₂). Таким образом, с момента создания упругого импульса до момента регистрации его отраженной от уровня жидкости части проходит время Т=Т₂ - Г₀. За это время упругий

импульс проходит двойное расстояние от устья скважины до динамического уровня жидкости Н_дин т.е.

2H_duн = vT (5.28)

где v — скорость распространения упругого импульса в газовой среде, зависящая от давления газа в затрубном про­странстве Р₃, температуры в затрубном пространстве Т_з состава газа и др., м/с.

Эта скорость может быть рассчитана по известным форму­лам, но требуется знание большого количества информации, что не всегда доступно в промысловых условиях. С целью определения скорости распространения упругого импульса в исследуемой скважине на известной глубине колонны НКТ устанавливается в процессе подземного ремонта так называе­мый репер, представляющий собой утолщенную муфту НКТ. После создания упругого импульса он распространяется в затрубном пространстве и при достижении репера часть его отражается, фиксируется приемным устройством прибора и за­писывается в виде пика, соответствующего моменту времени Т₁ (рис. 5.27, 6). Другая часть упругого импульса распространяется до уровня жидкости и частично отражается, что фиксируется и регистрируется на устье в виде пика, соответствующего времени Т₂ (рис. 5.27, б). Таким образом, упругий импульс с момента его создания (время Т_о) до момента регистрации отраженной от репера его части (время Т₁ проходит путь, равный удвоенному расстоянию до репера Я за время t = T₁- T_o: 2H_p=vt или

Подставляя (5.29) в (5.28), получаем:

Зная динамический уровень Н_дин, легко рассчитать забойное давление.

Пользуясь данным прибором, можно проводить исследова­ние глубинно-насосных скважин и на нестационарном режиме работы. Наиболее ценные результаты получают при совмеще­нии исследований глубинно-насосной установки динамогра­фом и гидродинамических исследований скважины.

5.18. Борьба с вредным влиянием газа на ра­боту штангового насоса

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время использу­ются следующие способы:

1. увеличение давления на приеме насоса за счет его боль­шего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

2. снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции (например, с двумя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки длины штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);

3. увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;

4. увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса.

Возможности, преимущества и недостатки отмеченных способов очевидны. Рассмотрим более подробно возможность увеличения коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса благодаря использованию специальных глубинных устройств, называемых газовыми якорями или газовыми сепа­раторами и устанавливаемых, как правило, ниже всасывающего клапана насоса.

Работа газовых сепараторов для скважинных штанговых насосов основана на принципе гравитационного разделения фаз. Эффективные гравитационные сепараторы должны удо­влетворять определенным требованиям, основными из которых являются:

— скорость нисходящего потока в сепараторе жидкой фазы должна быть меньше скорости всплытия газовых пу­зырьков;

— рациональное соотношение между площадью выходных отверстий для газа в перфорированном ниппеле и площадью всасывающего клапана;

— рациональные диаметр и длина газового сепаратора, определяющие потери давления в нем.

Известно большое количество гравитационных газовых сепараторов, основные схемы которых представлены на рис. 5.28.

Схема наиболее простого газового сепаратора приведена на рис. 5.28, а (в этом случае скважина обязательно должна иметь

Рис. 5.28. Принципиальные схемы гравитационных газовых сепараторов:

I- нефть; II - газожидкостная смесь; III - газ 1 - обсадная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - колонна штанг; 4 - глубинный насос; 5 - продуктивный пласт; 6 - перфориро­ванные отверстия; 7 - прием насоса (всасывающий клапан); 8 - отводная трубка; 9 - пакер; 10 - приемная труба; 11 вну­тренняя трубка

зумпф). Насос устанавливается ниже интервала перфорации, а под ним закрепляется перфорированный хвостовик того же диаметра, что и насосно-компрессорные трубы. Нефть с газом из продуктивного пласта 5 поступают в кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной НКТ 2. Вследствие до­статочно большой площади поперечного сечения этого кольце­вого пространства нефть с меньшей скоростью, чем всплывают пузырьки газа, движется вниз и поступает через отверстия 6 в приемную трубу 10 и далее — в прием насоса 7. Эффективность данной схемы сепарации достаточно высока, но она не может применяться в скважинах с небольшим динамическим уровнем, а также в скважинах с открытым забоем.

Газовый сепаратор пакерного типа представлен на рис. 5.28, б. Нефть с газом поднимается по обсадной колонне 1 до пакера 9. Затем эта смесь через приемную трубу 10 поступает в отводную трубку 8, расположенную в кольцевом пространстве между обсадной колонной 1 и НКТ 2. На выходе из отводной трубки 8 изменяется направление движения: жидкость стека­ет вниз и через отверстия 6 поступает к приему насоса 7, а газ уходит в затрубное пространство. Такая схема сепаратора по­зволяет избежать влияния динамического уровня в затрубном пространстве на эффективность его работы. Для снижения давления сепарации и повышения ее эффективности пакер устанавливают как можно выше над забоем или увеличивают длину отводной трубки 8.

Наиболее широкое распространение получил газовый сепа­ратор, представленный на рис. 5.28, в и состоящий из приемной трубы 10 с перфорированными в верхней части отверстиями 6, через которые нефть (практически без свободного газа) поступает через внутреннюю трубку 11, перфорированную в нижней части, к приему насоса 7. Очевидно, что этот сепаратор эффективен при небольших дебитах скважин. При более вы­соких дебитах необходимо увеличивать размеры приемного устройства, что видно из рис. 5.28, г. Для лучшей сепарации газа от нефти изменены размеры сепаратора, форма входных отверстий и их местоположение.

Для скважин с относительно низким давлением на приеме насоса в качестве газового сепаратора можно использовать приемную трубу 10 в виде хвостовика с отверстиями в нижней части его (рис. 5.28, д). При этом диаметр хвостовика должен быть меньше диаметра НКТ на ¹/₂ дюйма.

В скважинах малого диаметра с высоким динамическим уровнем можно использовать пакерный сепаратор, схема кото­рого показана на рис. 5.28, е. Газожидкостная смесь из обсадной колонны поступает в приемную трубу 10 и попадает в затрубное пространство над пакером: жидкая фаза стекает вниз и через отверстия 6 поступает в прием насоса, а свободный отсепарированный газ поднимается вверх.

Таким образом, в настоящее время для эффективной экс­плуатации скважин, продукция которых содержит значительное количество газа, имеется достаточно технических и технологи­ческих приемов, широко применяемых в практике разработки нефтяных месторождений.