Особенности исследования газлифтных скважин. Установление режима работы скважины по результатам исследования.

Газлифтные скважины исследуют методом установившихся режимов.

Задачами исследования являются:

а) установление зависимости притока жидкости от забойного давления, то есть Q (Р_з);

б) получение зависимости Q(V_oзак);

в) выявление неполадок в работе газлифтных клапанов;

г) изучение профиля притока флюидов в скважину.

Технология исследования

В практике исследования получил применение метод АзНИИ ДН. Сущность его состоит в том, что изменение дебита скважины Q достигается изменением расхода газа V_oзак.

Исследование начинают с максимальных расходов газа и продолжают до минимальных значений. Этим обеспечивается вероятность ввода газа через рабочий газлифтный клапан. Изменение расхода газа осуществляют либо на ГРБ, либо непосредственно на скважине. Изменение расхода газа вызывает неустановившиеся режимы течения в газопроводе, стволе скважины и выкидной трубопроводе, то есть от компрессорной станций до пункта сбора и подготовки нефти, а также в пласте (упругие процессы). Поэтому после изменения режима выжидают (обычно не менее 24 ч) его стабилизацию, в наступлении которой убеждаются путем неоднократных (три-четыре раза) измерений расхода газа, давлений на устье. Число режимов обычно принимают в пределах пяти. Исследование заканчивается, если достигнуто существенное изменение Q при росте и дальнейшем уменьшении с переходом через максимум.

На каждом установившемся режиме одновременно измеряют расход V_oзак и рабочее давление Р_р закачиваемого газа, дебит жидкости Q и газа V_г(закачиваемого и притекающего), отбирают пробы жидкости для определения обводненности и концентрации песка в продукции.

Желательно с этим совмещать измерение забойного давления Р_з, поинтервальные измерения давления в подъемнике Р(z) и снятие профиля притока флюидов (глубинная дебитометрия, термометрия).

Поинтервальные измерения давления Р(z) позволяют контролировать глубину ввода газа в НКТ, выявлять неполадки в работе газлифтных клапанов и не герметичности НКТ. Более точно это можно установить путем непрерывной записи температуры Т(z) в подъемных трубах высокочувствительным электротермометром или проведением фонометрии.

При колебаниях рабочего давления Р_р любой пусковой газлифтный клапан может работать как рабочий. На кривых Т (z) в местах притока газа наблюдается излом вследствие охлаждения при дросселировании газа. Фонометр (шумопеленгатор) представляет собой микрофон, спускаемый в скважину на кабеле. На глубине работающего клапана он непосредственно отмечает появление интенсивного шума.

Подземное оборудование фонтанных скважин.

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА‑ Э при эксплуатации фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов — пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0.45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0.15 МПа (порыв трубопровода).

Формула расчета забойного давления.

 

Экзаменационный билет № 18

 

1. Методы освоения добывающих скважин с АНПД.

2. Назначение, классификация, выбор фонтанных арматур.

График линейной фильтрации нефти в пористой среде.

 

Экзаменационный билет № 19

 

 

1. Методы освоения добывающих скважин с АВПД

2. Скважинная телеметрическая система.

График нелинейной фильтрации нефти в пористой среде

 

Экзаменационный билет № 20

 

 

Техника и технология исследования фонтанных скважин методом неустановившихся отборов.

Эксплуатация УЭЦН в осложненных условиях.

Современные условия деятельности нефтегазодобывающей отрасли характеризуются тенденцией уменьшения объемов добычи нефти из длительно эксплуатируемых месторождений, увеличением доли находящихся в разработке сложно-построенных нефтяных залежей, количества мало- и среднедебитных скважин. Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается многочисленными осложнениями.

Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется высокой обводненностью продукции, содержанием в ее составе значительных количеств механических примесей, образованием в стволе различных органических и неорганических отложений, интенсификацией процессов коррозии оборудования и т.д. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений, когда форсированные режимы работы скважин являются одним из решающих факторов увеличения объемов добычи нефти, применение высокопроизводительных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) особенно оправдано, однако при этом эксплуатация этих установок происходит с большим количеством осложнений.

Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много - начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в пласте и стволе скважины. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальными разработки по улучшению технологических показателей работы насоса и всей установки в целом.

Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Первую составляют геологические факторы - наличие в продукции свободного газа, сложный состав продукции, образование отложений солей и парафина, наличие мехпримесей и др. Во вторую группу вошли факторы, обусловленные особенностями конструкции скважины и УЭЦН. К ним относятся: диаметр эксплуатационной колонны, количество и геометрия участков набора кривизны ствола, большие глубины спуска насосов, качество исполнения узлов и деталей УЭЦН и др. Третью группу факторов составляют параметры, характеризующие условия реализации применяемой системы разработки месторождений и технологий проведения на скважинах ремонтных работ. Неблагоприятное взаимодействие в призабойной зоне пласта (ГТЗГТ) применяемых жидкостей глушения скважин (ЖГС), пластовых флюидов и горной породы, а также нарушения технологий проведения операций по обработкам ПЗП приводит к проникновению впласт больших объемов фильтратов агрессивных технологических жидкостей и ухудшению гидродинамических условий фильтрации жидкостей.

При эксплуатации скважин с УЭЦН действие всех перечисленных факторов происходит одновременно. Результатом этого является преждевременный выход из строя какого-либо элемента конструкции установки и ухудшение показателей «наработка на отказ», межремонтный период работы (МРП).

Расшифруйте: ПЭД 14-103.

Погружной электродвигатель, мощностью 14 кВт, диаметром корпуса 103мм

 

Экзаменационный билет № 21

 

 

1. Подача ШСНУ. Факторы, влияющие на производительность.

Общее количество жидкости, которое падает насос при непрерывной работе за единицу времени, называется его производительностью. На промыслах производительность глубинных насосов подсчитывают за сутки и обычно выражают в весовых единицах, так как это удобно при сопоставлении характеристики насоса и дебита скважины.

Очевидно, что производительность насоса зависит в основном от объема, описываемого плунжером, и числа его ходов.

Фактическая производительность насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его производительность может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической производительности к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его производительность. Работа глубинного насоса считается вполне удовлетворительной, если коэффициент подачи больше 0, 6-0, 7.

Коэффициент подачи насоса и его фактическая производительность определяются следующими факторами:

1. Влияние свободного газа.

2. Степень пригонки плунжера.

3. Износ деталей глубинного насоса.

4. Негерметичность подъемных труб.

5.Влияние удлинений насосных штанг и подъемных труб.

6. Влияние числа качаний и длины хода плунжера насоса.

 

Виды защит УЭЦН

⇐ Предыдущая123

Поделиться: