Волнометрирование скважин

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В процессе разработки нефтяного месторождения одним из важнейших контролируемых параметров является уровень затрубной жидкости скважины. В нефтяной отрасли контроль уровня жидкости проводится, как с целью мониторинга нефтедобывающих скважин, оборудованных насосами различных типов (так называемый «механизированный фонд скважин»), так и с целью гидродинамических исследований (ГДИС) нефтедобывающих скважин, с различными способами эксплуатации - как механизированной, так и немеханизированной добычей, для получения оценок фильтрационно-емкостных свойств пластов углеводородного сырья.

В настоящее время одной из основных задач геолого-промысловых исследований является контроль уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины, что является важнейшим параметром работы насосного оборудования. Для надлежащей работы, как для электроцентробежных установок, так и при штанговой эксплуатации, насос должен всегда быть полностью погружен в жидкость для нормальной работы и иметь «подпор» (столб жидкости над насосом) рекомендованный производителем. Фильтрационные свойства пласта не постоянны, поэтому приток жидкости из пласта постоянно изменяется, эти изменения могут произойти достаточно быстро, приводя к перегреву электродвигателя из-за недостаточного притока из пласта, и как следствие, срыву подачи. Согласно отраслевому регламенту контроль уровня жидкости для каждой добывающей скважины должен проводиться не реже двух раз в месяц, однако нефтяные компании зачастую проводят технологический контроль чаще, особенно на высокодебитных скважинах.

Кроме того, уровень жидкости в межтрубном пространстве часто служит для оценки забойного давления при (ГДИС). Действительно для абсолютного большинства ГДИС, проводящихся на механизированном фонде скважин основным параметром, по которому проводятся расчеты, является забойное давление, либо давление на приеме насоса.

Звукометрические методы определения динамических и статических уровней в скважинах основаны на измерении времени прохождения звукового импульса от устья скважины до измеряемого уровня затрубной жидкости и обратно.

При измерении уровня жидкости в скважинах с избыточным давлением в затрубном пространстве (ЗП) применяется метод волнометрирования, когда акустический импульс создается кратковременным выбросом газа из ЗП в атмосферу с помощью воздушного клапана.

нефтяной месторождение скважина

1. Анализ методов и средств определения уровня жидкости в нефтяных скважинах

Эксплуатация нефтяных добывающих скважин, как и разработка нефтяных месторождений в целом, невозможна без постоянного и достоверного мониторинга.

нефтяной месторождение скважина

1.1 Описание и особенности объекта исследования

Объектом исследования данной работы является область контроля эксплуатации нефтяного месторождения, где одним из основных контролируемых факторов является уровень жидкости в межтрубном пространстве скважины.

Знание этого параметра необходимо для надлежащей эксплуатации нефтяного оборудования и позволяет оценивать один из важнейших параметров нефтяного месторождения - пластовое давление. На рисунке 1.1 представлена система разработки нефтяного месторождения.

Рисунок 1.1 - система разработки нефтяного месторождения

В общем случае любое месторождение - это сложная и динамичная система, экс-плуатация которой связана с непрерывным контролем ряда параметров с целью обеспечения максимальной извлекаемости углеводородного сырья[2]. При этом каждое месторождение может иметь свои уникальные особенности (плотность нефти, характеристика коллектора Объект разработки Эксплуатационные инструменты и методы Нефтедобывающее оборудование Системы поддержания пластового давления Методы и средства снижения Скинфактора геолого-промысловые исследования скважин и гидродинамические исследования скважин 13 и т.д.), требующие группировки их в ряд объектов разработки с характерными методами и средствами их эксплуатации. Для достижения максимально возможной извлекаемости нефти, особенно на поздних этапах эксплуатации месторождения, применяются системы поддержания пластового давления (ППД) такие, как искусственное заводнение (использование ряда скважин в сетке разбуривания как нагнетательные). Кроме этого используют различные средства для снижения скин-фактора призабойной зоны скважины, такие как очистка коллектора или гидроразрыв пласта.

1.2 Сравнительный анализ методов волнометрирования, приме-няемых в геолого-промысловых и гидродинамических системах исследования скважин

Все существующие промысловые гидродинамические методы исследования сква-жин можно разделить на 3 большие группы

1. Исследование скважин на установившемся режиме их эксплуатации

2. Исследования на неустановившимся режиме известные в нефтепромысловой практике как регистрация кривых изменения давления (уровня)

3. Методы исследования пластов по взаимодействию скважин (гидропрослушива-ние) при однократном возмущении.

В тех случаях, когда возмущение в скважине создается многократно и гармони-чески, метод получил название импульсного метода. В результате проведения ГДИС тем или иным методом определяются основные фильтрационные свойства плата: гидропроводность, проницаемость, параметр характерезующий загрязнение призабойной зоны - скин-эффект, коэффициент продуктивности (показывает, какое количество жидкости в сутки дополнительно может быть добыто из скважины при 21 снижении ее забойного давления на 1атм).

Исследования, как правило, имеют действенную силу, когда их выполняют систематически, а результаты обрабатывают по методикам, наиболее соответствующим процессам в реальном пласте . Для абсолютного большинства ГДИС на механизированном фонде скважин основным параметром, по которому проводятся расчеты, является забойное давление, либо давление на приеме насоса.

Существует 2 вида контроля забойного давления - это стационарные погружные системы телеметрии и оперативные исследования

Системы телеметрии дают оперативный результат, поскольку непосредственно контролируют глубинные давления в режиме реального времени. Однако, точности таких систем достаточно низкие, а закупочная и эксплуатационные стоимости таких систем высоки, поскольку требуется эффективная защита от крайне агрессивной среды, в которой они работают.

Высокие температурные и вибрационные нагрузки, агрессивные компоненты скважинного флюида часто приводит к полному или параметрическому отказу датчиков системы телеметрии даже в течение одного межремонтного периода скважины (среднее значение 6…18 месяцев).

Справедливости ради, необходимо сказать, что существуют высоконадежные системы телеметрии зарубежного производства, обладающие высокими точностными характеристиками и высокой надежностью, однако стоимость таких систем очень высока, что ограничивает массовое использование таких систем, поэтому в основном они используются только на высокодебитных скважинах, расположенных на морских нефтедобывающих платформах.

Оперативные исследования можно также разделить на два типа: это глубин-ные, где прямое измерение давления осуществляется при помощи погружных скважинных приборов на проволоке или кабеле (манометров - термометров), и косвенные измерения, где получается опосредованная оценка забойного давления посредством поверхностного определения 22 уровня.

Измерения, проводимые при помощи погружных манометров, как правило, массово не проводятся на механизированном фонде, так как требуют остановки скважины, подъема насосного оборудования, а это серьезные потери для нефтя-ной компании, связанные с недополученной нефтью и последующими затратами на проведение работ по установке насосного оборудования и выводу скважины на режим.

Иногда спуск приборов выполняют на трубах НКТ во время плановых ремонтов скважин - при этом записанная информация становится доступной только после межремонтного периода. Спуск погружных манометров, как массовое исследование через НКТ возможно только при определенном типе подъема жидкости из скважины, при котором внутреннее пространство НКТ свободно от оборудования.

Опосредованные оценки забойного давления посредством пересчета данных уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины и устьевого межтрубного давления используются очень широко для механизированного фонда скважин. Этот метод дешев, не требует остановки добычи нефти и универсален по отношению к типу подъема жидкости из скважины.

Существует несколько методик пересчета уровня в забойное давление, все они сводятся к простой гидростатической модели:

P gh P = + с у

где P у - давление на устье скважины; - плотность столба жидкости; h - высота столба жидкости.

Для определения уровня раздела газ-жидкость в скважинах применяются, в основном, методы волнометрирования, основанные на измерении времени прохождения звуковой волны от устья скважины до уровня и обратно. Рассмотрим более подробно существующие методы волнометрирования для локации уровня жидкости в нефтяных скважинах.

1.3 Инструменты и техника волнометрирования

На рисунке 1.2 приведена упрощенная конструкция нефтяной скважины. После завершения процесса бурения в скважину устанавливается, так называемая, об-садная колонна. Обсадная колонна - набор соединенных между собой труб большого диаметра. После того как колонна установлена на нужную глубину, производится ее перфорация: в обсадной колонне на глубине залегания нефтяного пласта выполняются отверстия, через эти отверстия флюид (флюид - многофазная жидкость включающей нефть, пластовую воду, растворенный и свободный газ, и механические примеси) попадает в скважину. После этого внутрь обсадной колонны устанавливается колонна насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, чем обсадная колонна, соединенных между собой муфтами. Именно по НКТ нефть поднимается на поверхность.

Рис. 1.2 - Упрощенная конструкция нефтяной скважины

Определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины производится, как правило, методом волнометрирования или эхометрирования. Они отличаются друг от друга техникой создания звуковой волны. Однако в обоих случаях в основе лежит простой алгоритм. Фиксируется половинное время пробега акустического импульса по межтрубному пространству скважины от момента его посылки до прихода значимого отклика, которое затем умножают на значение скорости звука в затрубном газе. Получаемая при этом величина принимается за уровень жидкости в скважине. Для этих целей служат электронные уровнемеры.

Алгоритм определения уровня жидкости в нефтяной скважине при помощи электронных уровнемеров следующий: уровнемер (описание и характеристики некоторых уровнемеров приведены в приложении 1 диссертации), закрепляется на устье скважины - на технологическом трубном отводе, который связан с межтрубным пространством скважины (это пространство между внешней эксплуатационной колонной и внутренней колонной насосно-компрессорных труб). Далее уровнемер генерирует звуковой импульс, этот импульс проходит по газу в межтрубном пространстве скважины, доходит до поверхности газонефтяной смеси, отражается и возвращается обратно, где регистрируется микрофоном, усиливается, оцифровывается и затем передается в электронный блок, где происходит его обработка. В электронном блоке на полученной эхограмме выделяются зондирующий импульс и отраженный сигнал, определяется время прохождения импульса, оценивается скорость звука (либо за скорость звука принимается введенная ранее оператором величина), после чего вычисляется уровень жидкости, проведенное измерение протоколируется в памяти прибора.

Эти уровнемеры предназначены для оперативного контроля уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Приборы обеспечивают контроль статического и динамического уровня, ре-гистрацию кривых падения и восстановления уровня, автоматическую регистра-цию давления газа в затрубном пространстве на устье скважины.

Уровнемеры эффективно применяются для слежения за уровнем жидкости, как при эксплуатации скважин, так и при запуске после ремонта или простоя.

Существует две основных проблемы данного метода оценки уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины:

* низкая точность оценок скорости звука в затрубном газе исследуемой скважины.

* сложность распознавания положения на эхограмме отражения от уровня жидкости;

2. Проведение исследовательских работ по замеру динамического уровня

2.1 Алгоритм проведения работ

Подготовительные работы.

* Произвести визуальный осмотр запорной арматуры (затрубной задвижки);

* Снять заглушку с затрубной задвижки (при наличии утечек произвести действия в обратном порядке, принять меры по устранению утечек);

* Продуть затрубную задвижку путем частичного приоткрытия её;

* Установить ответный фланец с переходником на затрубную задвижку;

* Закрепить эхолот на ответный фланец путем накручивания его на резьбовую часть;

* Приоткрыть затрубную задвижку, опрессовать эхолот (при наличии утечек произвести действия в обратном порядке, принять меры по устранению утечек);

* Полностью открыть затрубную задвижку;

* Подсоединить блок регистрации прибора к эхолоту соединительным кабелем.

Проведение работ.

* Внести в память блока регистрации номер куста, скважины, месторождение, дату.

* Создать звуковую волну в затрубном пространстве скважины путем сброса затрубного давления через клапан эхолота;

* Проверить наличие качественной записи в блоке регистрации. При нечетком отбитии уровня необходимо повторить замер, изменив чувствительность прибора.

* После получения качественного замера начать производить заключительные работы.

Заключительные работы.

* Отсоединить блок регистрации от эхолота;

* Закрыть затрубные задвижки;

* Стравить избыточное давление в эхолоте путем сброса давления через клапан эхолота;

* Отсоединить эхолот от ответного фланца фонтанной арматуры;

* Демонтировать ответный фланец с затрубной задвижки;

* Убрать устье скважины;

* Погрузить вспомогательное оборудование в автомашину.

2.2 Требования безопасности при волнометрировании

Метод волнометрирования применяется для замера «отбивки» статических и динамических уровней в скважинах при наличии в затрубном пространстве давления от 0,5 до 150 кг/ см3 .

Скважины, оборудованные ШГН, перед проведением исследовательских работ, должны быть остановлены путем отключения кнопкой «СТОП», головка балансира должна находиться в нижнем положении, и зафиксирована тормозом, отключены рубильником от сети, на его ручке вывешен плакат «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ».

При исследовании скважин волномером должны быть соблюдены следующие требования:

1. Перед проведением измерения необходимо открыть на секунду задвижку фонтанной арматуры для ее продувки.

2. Перед применением волномера необходимо проверить полное навинчивание гайки на розетку и гаек на болты, соединяющие втулки.

3. Проверить исправность задвижки и вентилей на затрубной линии, а затем подсоединить волномер, совмещая зазор между втулками с щелью в цилиндре.

4. Опрессовать волномер давлением, имеющимся в затрубном пространстве скважины. Запорный орган волномера должен обеспечивать абсолютно герметичное закрытие.

5. При наличии давления в возбудителе следует находиться в стороне от направ-ления возможного полета возбудителя при его срыве с резьбы, а также от направления выхлопа. При создании импульса следует находиться с тыльной стороны возбудителя за угловым вентилем или задвижкой.

6. Находиться в направлении возможного полета волномера при его срыве с резьбы, а также (при создании импульса) в направлении выхлопа газа ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

7. Необходимо периодически проверять состояние резьбовых соединений. Экс-плуатация волномера с поврежденными резьбовыми соединениями - ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

8. Сдвигать втулки при создании импульса следует только жесткой тягой-толкателем длиной не менее 0,5 м, тяго- толкатель перед производством импульса должен быть надежно закреплен к ручке волномера.

9. При отсутствии давления акустический сигнал в скважину посылается при по-мощи резинового устройства генерации акустических сигналов.

10. Производить замер уровня жидкости, используя инструкцию по эксплуатации прибора («МИКОН -101-00», «МИКОН-101-01»).

Заключение

1. Проведенный анализ существующих геолого-промысловых и гидродинамиче-ских систем исследования скважин показал, что задача определения уровня жид-кости в скважине имеет важное значение, так как неверные оценки этого параметра могут привести: к перегреву и поломке дорогостоящего насосного оборудования и дополнительным потерям недополученной прибыли из-за простоя скважины, невозможности осуществления мониторинга работы скважины.

2. В современных электронных уровнемерах определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины производится методами волнометрирования. При этом одна из основных проблем получения надежных оценок уровня связана со сложностью определения временного положения отраженного сигнала на эхограммах. Причинами этого являются, как правило, низкое отношение сигнал/шум, особенно при вводе скважины в эксплуатацию после ремонта.

3. Одним из перспективных направлений увеличения точности и надежности определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтедобывающей скважины состоит в разработке новых методов и средств зондирования скважины на основе формирования более мощных 116 энергетических посылок и применения более эффективных алгоритмов для оценки времени регистрации отраженных сигналов.

Список использованной литературы

1. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархулин Р.Г., Никашев А.О., Губайдул-лин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. -М.,ОАО «ВНИИО-ЭНГ» 2000.

2. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидродинамика

3. Патент на изобретение №219905 Способ диагностики состояния межтруб-ного пространства нефтяных добывающих скважин и устройство для его осуществления

4. Мясников В.И., Смирнов А.В., Измеритель уровня затрубной жидкости нефтедобывающей скважины, использующий сложные сигналы

5. Мясников В.И., Смирнов А.В., Акустическая модель затрубного пространства нефтедобывающих скважин.

6. Патент на изобретение №2454637 Устройство и способ измерения уровня жидкости путем измерения параметров электромагнитных волн, направленных непосредственно в жидкие или сыпучие тела.

7. Пугачев Е.В. К определению уровня жидкости и скорости звука в затрубном пространстве добывающих скважин // Нефтяное хозяйство, -2002, -№ 5

8. Кочегуров А.И., Быстров В.Н. Определение временного положения слож-ных сигналов в среде с дисперсией и поглощением // Изв. вузов. Радиоэлектроника.-2002, №3-4.

9. Оборудование и технология контроля уровня жидкости для исследования скважин / Г. П. Налимов, П. О. Гаус, В. Е. Семенчук, Е. В. Пугачев // Нефтяное хозяйство -- M. -- 2004. -- № 4.

10. Собисевич Л.Е. Волновые процессы и резонансы в геофизике Собисевич А.Л.. - М.. - 2001.

11. Мищенко И.Т. Скиажинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -- М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

Размещено на Allbest