«Исследование скважин с ШГН и ЭПН» : «ПГМП» » Мы с АГНИ

метки: Исследование, Скважина, Прибор, Кабель, Скважинный, Технология, Межтрубный, Обсадный

Технологические приемы и особенности оперативных исследований различных категорий скважин

.

В нефтяной промышленности России получили наибольшее распрост­ранение следующие виды нагнетательных и добывающих скважин:

а) нагнетательные, оборудованные НКТ;

б) нагнетательные без НКТ;

в) фонтанные;

г) компрессорные;

д) механизированные, оборудованные штанговыми глубинными насосами (ШГН);

с) механизированные, оборудованные погружными электронасосами (ЭПН);

Рассмотрим технологические приемы и особенности проведения исследований различных категорий скважин.

Технология исследования действующих скважин, основанная на измерении физических параметров путем спуска измерительных приборов на забой на каротажном кабеле (или на скребковой проволоке в случае спуска автономного прибора) пока является единственной получившей массовое распространение в нефтяной промышленности. Она в принципе себя оправ­дывает при исследовании нагнетательных, фонтанных и компрессорных скважин.

Получила распространение также технология исследования механизи­рованных скважин, оборудованных ШГН, путем спуска прибора на забой через межтрубное пространство.

На рис. 2.1 показаны схемы обвязки устья при исследовании:

а) нагнетательных, фонтанных и компрессорных скважин;

б) механизированных скважин, оборудованных ШГН.

При исследовании нагнетательных, фонтанных и компрессорных скважин на фланец 1 (рис.2.1 а), находящийся выше буферной задвижки 2, уста­навливается лубрикатор 3. На лубрикатор 3 устанавливается кронштейн 4 верхнего направляющею ролика 5. Далее устанавливают кронштейн 6 ниж­него ролика 7. Последний может крениться к нижнему фланцу 8 устьевой арматуры скважины или же с помощью специальных приспособлений к крестовине 9. Далее к кабельному наконечнику 10 привинчивается скважинный прибор 11 и последний опускается в полость лубрикатора 3. Затем на лубрикатор навинчивается сальник, состоящий обычно из основания 12, нижнего и верхнего упругих уплотняющих элементов 13, буферной камеры 14 и накидной гайки 15. К штуцеру буферной камеры присоединяют шланг 16 для отвода жидкости, просочившейся через нижний уплотнитель. Далее на кронштейны 4 и 6 устанавливают направляющие ролики с накинутым на них каротажным кабелем 17.

Исследование фонтанных скважин

... 3.3 Исследование фонтанных скважин Исследование фонтанных скважин проводятся по двум методам. На установившихся и неустановившихся режимах. Исследование на ... Для спуска скребков ставят лубрикатор. На фланцах боковых отводов трубной коловки и фонтанной елки ... дебит скважины, допустимый условиям рациональной эксплуатации залежи и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважин. Исследования на ...

После открытия буферной 2 и центральной 18 задвижек скважины начинают спуск прибора в скважину.

При исследовании механизированных скважин с ШГН путем спуска прибора на забой через межтрубное пространство устье оборудуется спе­циальной планшайбой 1 (рис, 2.1, б) с эксцентричным гнездом для НКТ 2 и отверстием А для пропуска прибора 3. Кронштейн 4 и направляющий ролик 5 устанавливаются таким образом, чтобы кабель 6 проходил но оси отверстия, выполненною для пропуска прибора.

В настоящее время исследования скважин, оборудованных ШГН, спуском приборов через межтрубное пространство возможны лишь на скважинах без избыточного затрубного давления. При наличии избыточного давления в межтрубном пространстве скважины не исследуются из-за отсутствия лубрикатора для данной технологии исследования.

Ниже рассматриваются техника и технология исследования скважин с ШГН, являющиеся, на наш взгляд, наиболее перспективными.

На рис 2.1 показано устье скважины с ШГН, о6орудованное специальным лубрикатором, состоящим из корпуса 1, ввернутого в отверстие, выполненное эксцентрично на планшайбе 2, крышки 3 и нижней пробки 4, подвешенной на гибком тросике 5. Гибкий трос введен в полость лубрикатора сбоку через уплотнитель б. Полость лубрикатора через трехходовой кран 7 может сообщаться с затрубным пространством или атмосферой.

Для исследования скважины с избыточным давлением в межтрубье верхний конец гибкого тросика 5 вытягивают из полости лубрикатора. При этом пробка 4 плотно прижимается к нижнему торцу корпуса лубрикатора 1. Затем кран 7 поворачивают по часовой стрелке на 90⁰ , после чего полость лубрикатора сообщается с атмосферой. Далее открывают крышку 3 и верхний конец гибкого тросика 5 проталкивают вниз на длину 10-20 см. При этом пробка 4 удерживается в состоянии, прижатом к торцу корпуса 1, за счет избыточного давления в межтрубном пространстве, а тросик 5 ослабевает создавая свободное пространство в полости лубрикатора для скважинного прибора. В полос лубрикатора спускают скважинный прибор на кабеле и на верхний конец корпуса лубрикатора наворачивают сальниковое устройство, одетое на кабель. Послe этого поворотом трехходовою крана 7 на 90⁰ против часовой стрелки полость лубрикатора сообщают с межтрубным пространством. При этом пробка 4 отрывается от торца корпуса 1,освобождая для прохода прибора в скважину.

После проведения исследований скважинный прибор вводят полость лубрикатора и, протягиванием тросика 5 вверх, пробку 4 прижимают к торцу корпуса 1. Далее поворотом крана 7 на 90⁰ по часовой стрелке из полости лубрикатора стравливают давление в атмосферу и демонтаж оборудования и аппаратуры производят в обратной последовательности.

Рассмотрим специфические особенности исследования отдельных категорий скважин.

1. 2. Исследование механизированных скважин с ШГН.

К настоящему времени накоплен большой опыт исследования скважин с ШГН путем спуска малогабаритных приборов на забой через межтрубное пространство (между обсадной колонной и НКТ).

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

... межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. ... при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что ... верхнее стволовое запорное устройство. Лубрикатор (рис.4) представляет собой отрезок ...

Изучение патентной и научно-технической литературы и ознакомление с имевшимся на промыслах опытом показывает, что по состоянию развития измерительной техники и смежных с ней областей этот способ исследования скважин с ШГН является наиболее приемлемым.

За рубежом исследование скважин через межтрубное пространство практически не используется. Там большое распространение получил способ исследования механизированных скважин (c ШГН и ЭПН) по следующей технологии.

Из скважины, предназначенной под исследование, поднимают насосное оборудование и спускают вместо него специальное компрессорное оборудование, вызывают искусственное фонтанирование скважины и при этом на различных режимах фонтанирования проводят исследование приборами, предназначенными для исследования фонтанных скважин. Недостатками данного метода перед способом исследования через межтрубное пространство являются, с одной стороны, высокие затраты на производство этих работ и, с другой — несоответствие режима работы скважины и пластов при проведе­нии исследований реальному режиму их эксплуатации.

Для производства исследований через межтрубное пространство устье скважины оборудуется специальной эксцентрической планшайбой с отверсти­ем для пропуска скважинного прибора. Она обеспечивает прижатие НКТ к одной стороне колонны обсадных труб. Благодаря этому межтрубное про­странство имеет серповидное сечение и увеличивается зазор между НКТ и обсадной колонной. Как видно табл. 2.1 теоретически минимальный зазор между НКТ (по муфтам) и обсадной колонной равняется 49 мм. Однако многолетний опыт показывает, что при исследовании скважин с ШГН лучшую проходимость на забой имеют приборы с наружным диаметром 25-32 мм.

Исследование скважин через межтрубное пространство получило наи­большее распространение на нефтяных месторождениях Башкортостана и Татарстана. Опыт нефтяников Башкортостана и Татарстана покатывает, что при исследовании скважин через межтрубное пространство имеет место большое количество неблагоприятных исходов. Например, по данным НГДУ «Туймазынефть» из 140 скважино-исследований в месяц с помощью приборов с местной регистрацией в среднем 25-30 исследований и из 90 скважино-исследований с помощью дистанционных 15-16 исследований имеет неблагоприятный исход, связанный с осложнениями в процессе спуска и подъема прибора через межтрубное пространство.

Исследование скважин путем спуска приборов через межтрубное пространство, как видно из приведенных исследований, имеет очень низкие технико-экономические показатели и, следовательно, требуется дальнейшее совершенствование техники и технологии проведения этой операции.

С целью изучения узких мест в технике и технологии исследования скважин, оборудованных ШГН, через межтрубное пространство, была разработана специальная карта опроса, с помощью которой были собраны сведения со всех ЦНИПР НГДУ ОАО «Татнефть». Карта предусматривала наряду с изучением общего состояния вопроса исследования на отдельных промыслах выявление основных осложнений при исследованиях через межтрубное пространство и их причин и содержала следующие сведения: основные характеристики скважин (диаметр насосно-компрессорных труб, глубина подвески труб, данные наклона скважин), характеристика специального оборудования для исследования скважин (наличие отклонителей и его тип, конструкция планшайбы), основные данные скважинного прибора (назначе­ние и тип, диаметр и длина и т.п.) вид осложнения, на какой глубине и при таких обстоятельствах произошло осложнение.

Согласно собранному материалу по шести НГДУ ОАО «Татнефть» за определенный период состояние исследования скважин, оборудованных ШГН, через межтрубное пространство таково: всего сделано с целью исследования насосных скважин 652 выезда и из них успешных исследований 355. Данные по отдельным НГДУ приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Данные по исследованиям скважин с ШГН

НГДУ	Сколько сделано попыток исследования	Число исследований с хорошим исходом	Число неудач из-за неподготовлен­ности скважины
«Азнакаевскнефть»	49	13	—
«Альметьевскнефть»	23	13	—
«Бавлынефть»	476	292	99
«Джалильнефть»	46	27	—
«Иркеннефть»	32	8	1
«Лениногорскнефть»	17	2	—
Итого:	652	355	100

Предварительная обработка собранного материала показала, что надле­жащий учет причин осложнений при исследовании скважин ведется только в НГДУ «Бавлынефть». Здесь имеется весь необходимый материал по каждой исследованной скважине, а при неблагоприятных исходах отмечены все об­стоятельства, которые характеризуют данное осложнение. Исходя из этого, для окончательной обработки были приняты только данные НГДУ «Бав­лынефть».

Сравнительно небольшой объем имеющегося материала, безусловно, не дает оснований претендовать на бесспорную объективность проведенной оценки способа исследования скважины через межтрубное пространство. Однако она отражает близкую к истине картину по данному вопросу.

В табл. 2.3 приведены данные обработки материала. Причем из 476 скважин, на которых была сделана попытка проводить исследование через межтрубье, 99 скважин исключены из рассмотрения, т. к. исследования в них не производились из-за неподготовленности самой скважины и из-за неполадок, связанных с устьевым оборудованием. В 292 скважинах из рас­смотренных 372 проведены исследования с успешным исходом, т. е. в них не произошло осложнений при спускоподъемных операциях. Здесь за успеш­ный исход приняты и те исследования, где не получен соответствующий материал по причине отказа скважинного прибора. В табл. 2.3 наблюдавшиеся осложнения отнесены к диапазонам глубин, в пределах которых они произошли.

Исходя из данных табл. 2.3 определены частоты удачного достижения определенной глубины при движении прибора соответственно вниз и вверх, т. е.

где N — число скважин, где произведена попытка проведения исследования;

m — число осложнений на i-том диапазоне глубин при движении прибора до достижения рассматриваемого k — того диапазона.

В табл. 2.3 приведены полученные по приведенной формуле резуль­таты. По данным табл. 2.3 построены кривые изменения частоты достижения глубин H (см. рис. 2.2) соответственно при движении прибора в скважину (вниз) и из скважины (вверх).

Как видно из рисунка, преобладающее боль­шинство осложнений происходит на небольших глубинах от устья скважины. Интересно то, что при движении прибора в скважину с ростом глубины час­тота осложнений падает по экспоненте (кривая I), а при извлечении из сква­жин практически до устья прибор идет без осложнений (кривая 2), у устья частота осложнений резко возрастает.

К вопросу оценки осложнений при исследовании скважин через меж­трубное пространство, видимо нужно подходить с двух сторон. С одной сторо­ны нужно оценить саму возможность исследования скважин, а с другой возможность сохранения работоспособного состояния техники для иссле­дования, т. е. извлечения прибора из скважины. Если подойти к данному вопросу с первой точки зрения, то из полученных результатов можно сделать однозначное заключение о том, что при существующем состоянии техники и технологии спуска скважинных приборов к забою невозможно охватить исследованием весь фонд скважин, оборудованных ШГН. Если учесть то, что при исследовании скважин используется уникальная и дорогостоящая аппаратура, немаловажную роль приобретает вопрос сохранения приборов в исправном состоянии. В этом отношении наиболее опасны осложнения, возникающие при подъеме прибора из скважины.

Учитывая вышесказанные соображения, необходимо было более подробно разобраться в характере и причинах возникновения осложнений при извлечении прибора из скважины. Как видно из рисунка, они практически всегда возникают у устья скважины. Наиболее характерный вид этих ос­ложнений согласно собранного материала — это образование одного или нескольких витков кабеля или скребковой проволоки вокруг насосно-компрессорных труб. Видимо, прибор при спуске в скважину из-за наличия кри­визны, проявления гравитационных эффектов и других факторов движется по спирали относительно насосно-компрессорных труб, а при извлечении образовавшиеся витки затягиваются и собираются вблизи устья.

Таблица 2.3

Статистика осложнений и успешных подъемов приборов из скважин

Таким образом, обработка промысловой информации по исследованию скважин, оборудованных установками ШГН (в ОАО «Татнефть»), показывают, что наиболее характерным видом осложнений является затягивание витков каротажного кабеля или скребковой проволоки, образовавшихся при извле­чении прибора вблизи устья скважины.

Ликвидация затянутых витков кабеля (проволоки) и извлечение прибора в настоящее время осуществляется, как правило, бригадами подземного ре­монта скважин путем подъема насосно-компрессорных труб. На промыслах Башкортостана и Татарстана накоплен опыт по устранению отмеченных осложнений без привлечения бригад ПРС. При этом используются различные приспособления для поворота эксцентрической планшайбы вокруг оси скважины и для подъема колонной головки. Однако все эти способы извлечения приборов из скважин с одной стороны не всегда дают положительный результат и с другой — не могут быть оправданы с точки зрения техники безопасности.

Для повышения технико-экономических показателей процессов иссле­дования скважин через межтрубное пространство требуется коренной пере­смотр техники и технологии производства этой операции в масштабе всей от­расли.

Разработано много технических предложений для повышения надеж­ности оперативных исследований скважин с ШГН путем спуска прибора на забой через межтрубное пространство, а также для освобождения скважинного прибора от нахлеста его скребковой проволоки в межтрубном пространстве.

Наиболее эффективным мероприятием в этом направлении является массовое внедрение специальной конструкции устья скважины, оборудован­ной ШГН, обеспечивающей условия открытого доступа в затрубное простран­ство и свободного поворота планшайбы вокруг насосно-компрессорных труб. Разработка устройства не представляет принципиальных конструктивных трудностей. Такой подход к решению данного вопроса, нам кажется является наиболее приемлемым и экономически оправданным.

Интересным, на наш взгляд, техническим решением по повышению надежности проведения исследований скважин с ШГН через межтрубное пространство является аппаратурно-технологический комплекс, содержащий скважинный прибор специальной конструкции и технологическое обору­дование для проведения исследований с его помощью.

Отличительной особенностью скважинного прибора является то, что пакер и привод пакера с редуктором выполнены в поперечном сечении в виде эллипса или ромба с закругленными вершинами, а электрические преоб­разователи измерительных сигналов размещены в нескольких герметичных корпусах круглого сечения, расположенных параллельно друг к другу и вписанных в контур эллипса или ромба.

Такая конструктивная особенность прибора позволяет повысить его эксплуатационную надежность за счет усиления прочности отдельных деталей. Проведенные на скважинах опытные работы показали, что проходимость прибора такой конструкции через межтрубное пространство даже лучше, чем у приборов круглого сечения.

Технологическое оборудование в отличие от существующих содержит эксцентричную планшайбу с отверстием для ввода прибора в межтрубное пространство.

Необходимо отметить также и то, что исследование скважин с ШГН должно быть проведено только в экономически оправданных случаях и в тех скважинах, где возможны беспрепятственные спуск и подъем шаблона через межтрубное пространство.

При исследовании скважин с ШГН используются только пакерные при­боры и все искажающие факторы, рассмотренные выше, имеют место при этом в той или иной степени.

Очень интересным технологическим решением при оперативных иссле­дованиях скважин с ШГН является следующее.

Перед спуском скважинного прибора в скважину через межтрубное пространство проталкивают гибкую особо прочную технологическую трубку, выполненную из пластического материала, сохраняющую круглую фор­му поперечного сечения при изгибах и имеющую внутренний диаметр, доста­точный для прохождения прибора. Эту трубку спускают до уровня нижнего среза НКТ.

Физическое моделирование различных ситуаций взаиморасположения НКТ и обсадной колонны с разнообразной конфигурацией отклонений отно­сительно строго вертикальной оси, проходящей через геометрическую точку начала разбуривания скважины, показывает, что:

а) искусственное отклонение НКТ относительно геометрической оси

обсадной колонны (с помощью эксцентрической планшайбы) не обеспечивает

серповидную форму сечения межтрубного пространство на всем протяжении

колонны НКТ;

б) в случаях спиралевидной формы ствола обсаженной скважины создается винтообразное расположение серповидного канала в межтрубном пространстве относительно геометрической оси самого ствола.

Из этого вытекает, что наиболее приемлемым техническим решением при исследовании скважин с ШГН является исследование скважин малогаба­ритным скважинным прибором такого же диаметра, что и у самого каротажно­го кабеля, например, прибором диаметра 12 мм, спускаемого на забой через межтрубное пространство на трехжильном бронированном кабеле наружным диаметром 12 мм. Сегодняшнее состояние элементной базы микроэлектрони­ки и датчиков первичных преобразователей принципиально позволяет воз­можность создания таких скважинных приборов. При этом нет необходимос­ти замены обычной планшайбы скважины на эксцентрическую планшайбу. Отверстие для ввода скважинного прибора в межтрубное пространство выпол­няется в данном случае в теле планшайбы обычной (стандартной) конструкции.

До настоящего времени разработаны и внедрены в массовом масштабе техника и технология исследования скважин с ШГН только при отсутствии давления в межтрубном пространстве. Исследование скважин с давлением в межтрубном пространстве является сложной и пока окончательно не решен­ной задачей. Она усугубляется еще и тем, что вероятность успешного проведе­ния исследований скважин с ШГН по существующей технологии, как мы убедились выше, очень низка.

1. 3. Исследование механизированных скважин с ЭПН.

Скважинами, оборудованными ЭПН, в настоящее время добывается более половины нефти по Татарстану. В то же время пока нет каких либо технико-экономически обоснованных способов и технологий по исследованию этой категории скважин, широко опробованных в промысловых условиях и получивших распространение.

Ни одни из рассмотренных выше технологических приемов и техни­ческих средств не могут быть использованы при исследовании скважин с ЭПН.

Основным препятствием на пути решения этой задачи является малый зазор между обсадной колонной скважины и насосным агрегатом. Как видно из табл. 2.1, теоретически этот зазор в зависимости от сочетаний размеров об­садных труб и насосного агрегата может меняться в пределах от 3 до 42 мм (при отклонении насоса к одной стороне обсадной колонны).

Практически трубы для обсадной колонны подбираются так, чтобы этот зазор был не менее 10 мм.

Ниже рассматриваются способы и технологические приемы исследо­вания скважин с ЭПН и их достоинства и недостатки.

1. Технология проведения промыслово-геофизических исследований в скважинах, оборудованных ЭПН, путем пропуска приборов на забой сква­жины через насосно-компрессорные трубы (НКТ) и далее мимо насосного агрегата.

Для проведения исследований по данной технологии скважина спе­циально оборудуется при очередном подземном ремонте:

а) насосный агрегат 1 присоединяется к НКТ 2 через эксцентрический

переходник 3 (рис. 2.3, а) и патрубок 4, и снабжается децентраторами 5;

б) на конце НКТ монтируется специальное седло 6 под сальник (или

пробку) 7 для разобщения полости НКТ и за трубного пространства.

При производстве исследований из полости НКТ остановленной сква­жины сливается жидкость, после чего с помощью ловильного устройства, спускаемого на тросе (кабеле), из скважины извлекается пробка.

Для слива жидкости используются различные приспособления, которые здесь не рассматриваются.

После извлечения пробки в скважину на каротажном кабеле 8 спускают малогабаритный скважинный прибор 9 и специальный сальник 7, который устанавливается выше прибора. Прибор 9 при этом проходит мимо насоса через зазор, образовавшийся между обсадной колонной 10, насосным агре­гатом 1 по рукаву 11.

После производства поинтервальных исследований скважину останав­ливают, из полости НКТ сливают жидкость (с помощью специального приспо­собления) и на каротажном кабеле 8 вытаскивают из скважины прибор 9 и сальник 7.

Имеется много технических предложений, выполненных с целью по­вышения технико-экономических показателей исследований по технологии, включающей спуск прибора на забой скважины мимо погружного электронасоса.

По данной же технологии могут быть проведены промыслово-геофизические исследования в скважинах, оборудованных ЭПН, путем спуска приборов на забой скважины через НКТ и мимо насосного агрегата, установ­ленного эксцентрично на участке обсадной колонны увеличенного диаметра (рис. 2.3, б).

В данном случае при капитальном строительстве скважину обсаживают специальной обсадной колонной, у которой на глубине установки ЭПН, предполагаемой по проекту, предусматривают участок I, увеличенного диаметра (например, семидюймовую трубу при шести дюймах остальных участков), длиной чуть больше длины насосного агрегата 2, а последний вместо пассивного децентратора снабжают складными отжимающими устройствами 3, приводящимися в действие при достижении ими участка I большего диаметра колонны. Исследование таких скважин может производиться приборами с наружным диаметром 36 мм и выше, используемыми при исследовании фонтанных и газлифтных скважин. Эти приборы своими методическими возможностями и надежностью в эксплуатации выгодно отличаются от малогабаритных приборов.

Разновидностью данной технологии является исследование скважин с ЭПН путем спуска на забой через НКТ и далее мимо насоса скважинного прибора 1 (рис. 2.4) чрезвычайно малого диаметра (12-17 мм) с гибкими соединениями 2 между отдельными частями 3,4.

Анализ всего фонда скважин с ЭПН по ОАО «Татнефть» показывает, что зазор между обсадной колонной и насосным агрегатом при отклонении последнего к одной стороне составляет 24 мм и выше. Исходя из этого, можно заключить, что прибор с наружным диаметром 17 мм и менее в принципе будет проходить мимо насосного агрегата 5 во всех скважинах.

В настоящее время разрабатывается два варианта аппаратурно-технологического комплекса исследования механизированных скважин на базе сква­жинного прибора с наружным диаметром 12 мм:

а) со стационарным струенаправляющим устройством 6, устанавливаемым в зоне перфорации внутри обсадной колонны;

б) со струенаправляющим и пакерующим устройством, протягивающимся по стволу скважины при проведении поинтервальных исследований совместно со скважинным прибором.

В первом случае струенаправляющий аппарат 6 с набором пакеров 7 спускается на забой и устанавливается в зоне перфорированной части обсадной колонны до спуска технологического оборудования (НКТ с насосом) в скважину.

В период проведения исследований скважинный прибор, спущенный на забой через НКТ 8 и мимо насоса, вводится в калиброванный канал А струенаправляющего аппарата 6 и протягивается по нему в интервалах перфо­рации скважины.

Во втором случае спущенный на забой скважинный прибор автомати­чески стыкуется со струенаправляющим и пакерующим устройством подве­шенном на хвостовике, установленном ниже насоса.

Затем последнее отсоединяется от хвостовика и протягивается совмест­но с прибором по стволу скважины.

После проведения поинтервальных исследований струенаправляющее и пакерующее устройство автоматически пристегивается к хвостовику насоса и от него отсоединяется скважинный прибор, который на кабеле извлекается из скважины.

2. Технология проведения промыслово-геофизических исследований в скважинах с ЭПН, оборудованных обсадной колонной с участком увели­ченного диаметра путем пропуска скважинного приора на забой и обратно через НКТ и мимо насоса, устанавливаемого на время производства спускоподъемных операций на участке колонны с большим диаметром.

Суть данной технологии заключается в следующем.

При эксплуатации скважины, оборудованной специальной обсадной колонной с участком увеличенного диаметра, по каким-то причинам может измениться положение динамического уровня. Для повышения коэффициента полезного действия скважины или же с целью предотвращения перегрева и выхода из строя насосного агрегата вследствие прорыва газа выбирают опти­мальную глубину погружения насоса. Таким образом, действительная глубина погружения насоса может отличаться от глубины расположения участка обсадной колонны с увеличенным диаметром.

Для исследования таких скважин с помощью подъемного оборудования производят подъем (или спуск) насоса 1 (рис. 2.3, в) до участка 2 обсадной колонны с большим диаметром [7].

С помощью отжимающего устройства 3 насос 1 прижимают к одной стороне, после чего производят спуск скважинного прибора 4 и сальника 5 на каротажном кабеле 6 через НКТ 7 до седла 8, выполненного на конце НКТ 7. Далее скважинный прибор 4 мимо насоса 1 пропускают па забой. После этого верхний конец каротажного кабеля 6, снаб­женный полумуфтой стыковочного устройства 9, фиксируют внутри НКТ 7, а вторую полумуфту 10 с каротажным кабелем 11 поднимают наверх. Далее насос I спускают (или поднимают) до оптимальной глубины подвески, произ­водят обвязку устья и после выведения скважины до рабочего режима проводят исследование путем спуска в НКТ на кабеле 11 второй полумуфты стыковоч­ного устройства 10 до первой полумуфты 9, стыковки их между собой и протя­гивания прибора 4 по интервалам исследования.

Извлечение прибора из скважины производится в обратной последо­вательности.

3. Технология проведения промыслово-геофизических исследований в

механизированных скважинах (с ЭПН и ШГН) приборами большого диаметра

путем предварительного спуска скважинного прибора I (рис. 2.3, г) под насос 2.

Данная технология опробована на скважинах ОАО «Татнефть» и объеди­нения «Пермнефть».

Имеется и действует РД-4-12П-84 «Руководство по технологии проведе­ния промыслово-геофизических исследований в скважинах механизированного фонда (ЭПН, И1ГИ) приборами большого диаметра», разработанное ВНИИнефтепромгеофизикой совместно с трестом «Пермнефтегеофизика».

4. Технология проведения промыслово-геофизических исследований в

механизированных скважинах (с ЭПН и ШГН) приборами большого диаметра

путем спуска через НКТ каротажного кабеля с полумуфтой стыковочного

устройства до второй полумуфты, связанной через отрезок каротажного кабеля

со скважинным прибором, спущенным в скважину совместно с насосным

агрегатом.

Перед спуском насосного агрегата 1 (рис. 2.3, д), снабженного децентраторами 2 и прикрепленного к НКТ с помощью эксцентричного переходника 3 с патрубком 4, в скважину на отрезке кабеля 5, снабженного полумуфтой 6, спускают скважинный прибор 7. Каротажный кабель 5 пропускают мимо на­соса между выступами децентратора 2, а полумуфту размещают в специаль­ном стакане 8, который ограничивает ход муфты вниз. Длина отрезка кабеля 5, соединяющего между собой прибор 7 и муфту 6, выбирается так, чтобы при нахождении полумуфты 6 в стакане 8 все датчики прибора могли достичь подошвы нижнего пласта, т. е. нижней точки измерения.

Расстояние между стаканом 6 и седлом 9 под специальную пробку 10 должно быть не менее интервала исследований, т. е. не меньше, чем расстоя­ние между кровлей верхнего пластай подошвой нижнего пласта.

Между седлом 9 и стаканом 8 установлен перфорированный рукав 11, служащий, в качестве путепровода для полумуфты, спускаемой при проведе­нии исследований па каротажном кабеле через НКТ.

Таким образом, в скважину совместно с насосом 1, подвешенным к НКТ через переходник 3 и патрубок 4, спускается прибор 7 с кабелем 5 и полу­муфтой 6, установленной в рукаве 11. При этом на седло 9 устанавливается специальная пробка 10 со сливным устройством.

После обвязки устья скважина запускается, и она может работать в таком состоянии до проведения необходимых исследований.

Для производства исследований с помощью прибора, находящегося на забое скважины, на тросе (или каротажном кабеле) в остановленную скважину через НКТ спускают специальное ловильное устройство, которое захватывает хвостовик пробки, связанной кинематически со сливным устройством. При вытягивании троса (кабеля) из скважины происходит открытие сливного клапана, через которое стекает жидкость из НКТ. После того как давления в НКТ и в затрубном пространстве уравновешиваются, пробка отрывается от седла и извлекается из скважины. Затем в скважину на каротажном кабеле 12 спускается вторая полумуфта 13. При этом на кабеле монтируется сальник 10 (взамен пробки 10, см. выше) со сливным устройством, посадочное место которого выполнено под седло 9.

После достижения верхней полумуфтой 13 нижней полумуфты 6 происходит электрическая и механическая их стыковка. При этом сальник 10 садится в свое седло 9. После производства всех этих операций проводятся поинтервальные исследования скважины согласно инструкции по эксплуатации используемого скважинного прибора.

Завершив процесс поинтервальных исследований, производят отсое­динение блока электрических преобразователей 14 от зондовой части прибора 15,16 или кабеля от самого прибора путем подачи соответствующего сигнала управления по кабелю, и кабель с блоком электрических преобразователей 14 со стыковочным устройством (муфтой) 6, 13 и сальником 10 извлекают из скважины. При этом аналогично с процессом извлечения пробки предвари­тельно производят слив жидкости из НКТ.

После этого в скважину спускают специальную пробку (без сальни­ка) 10, сажают ее в седло 9 и, отсоединив от пробки ловильное устройство, трос (или кабель) вытаскивают из скважины.

Зондовую часть прибора (или скважинный прибор в целом) вытаски­вают при проведении подземного ремонта скважины и используют после профилактического осмотра и ремонта для спуска в следующую скважину.

5. Технология исследования продуктивных интервалов пласта путем поинтервального отключения отдельных участков перфорированной зоны и измерения при этом дебита и влагосодержания продукции на устье скважины.

Методической основой дайной технологии является следующее.

Если в добывающей скважине с помощью специального устройства отключать какую-то часть перфорированного отдающего интервала, то на устье должны изменяться величины дебита скважины и влагосодержания продукции. Если же перемещать забойное устройство, состоящее из двух пакеров и отключающее участок, находящийся между пакерами по стволу скважины, и определять на устье дебит и влагосодержание продукции для каждого положения забойного устройства, можно построить интегральные кривые притока жидкости в скважину и влагосодержания продукции и определить количество притекающей из отдельных участков продуктивной зоны, нефти и воды в отдельности.

На рис. 2.3, е показано забойное устройство для отключения участка продуктивной зоны скважины. Оно состоит из корпуса 1, выполненною в ви­де трубы, и двух пакеров 2, 3, установленных на концах корпуса. Жидкость, притекающая из низких интервалов скважины, находящихся под нижним пакером, проходит через центральный канал корпуса 1.

Для перемещения по стволу скважины забойное устройство подвешено на тросе 4 (скребковой проволоке), пропущенном через затрубное простран­ство.

Устройство снабжено специальной гидравлической системой, позво­ляющей автоматическое закрытие пакеров при его перемещении по стволу и раскрытие при отсутствии движения вверх или вниз. Здесь не рассматривается устройство данной системы.

6. Челночная технология позволяет проводить исследования меха­низированных скважин с помощью приборов большого диаметра и блока электрических преобразователей малого диаметра, извлекаемого после проведения исследований из скважины.

Суть технологии заключается в том, что после спуска в скважину насос­ного агрегата 1 (рис. 2.5), оборудованного седлом 2 под забойный сальник, децентратором 3 и хвостовиком 4, установленным ниже насоса, с прикреплен­ным к последнему скважинным прибором, отсоединяют прибор с хвостовика и производят спуск прибора в скважину на кабеле 6 длиной чуть больше расчетной глубины подвески насоса. Далее выше седла под сальник устанав­ливают специальную муфту 7 с гнездом под узел подвески кабеля 8. На спе­циальную муфту 7 сажают узел подвески кабеля с верхним концом 9 подло-вильный инструмент, к которому прикреплена нижняя половина 10 кабельной полумуфты. После этого производят спуск насосного агрегата в скважину до той глубины, при которой скважинный прибор не достигает зумпфа. Далее на верхний конец НКТ наворачивают специальную муфту 7′, спускают ловильный инструмент (на рис. 2.5 не показан) и извлекают верхний конец кабеля с узлом подвески 8 и полумуфтой 10.

Установив на специальную муфту 7′ узел подвески кабеля 8, производят дальнейший спуск насосного оборудования с соблюдением описанных выше условий.

Операции поочередного спуска насоса в скважину и извлечения верхнего конца кабеля производят до достижения расчетной глубины подвески насоса. При этом при достижении необходимой глубины на каротажный кабель устанавливают разъемный забойный сальник 11.

После обвязки устья скважины производят спуск довольного инстру­мента в НКТ через лубрикатор и извлечение с его помощью верхнего конца кабеля. Далее с нижней полумуфты отворачивают узел подвески кабеля 8 и наворачивают на нее верхнюю полумуфту с кабелем, намотанным на барабан каротажного подъемника.

После установки на лубрикатор сальникового устройства производят запуск насоса скважины.

Поинтервальные исследования скважины проводят по традиционной технологии, после чего извлекают из скважины блок электрических преобра­зователей или кабельный наконечник с каротажным кабелем. Скважинный прибор или его зонд при этом автоматически прикрепляется к хвостовику насоса.

Ниже проводится некоторая сравнительная оценка и определены целе­сообразность и условия применения отдельных видов рассмотренных выше технологических приемов.

Преимуществами технологий 1,2 по сравнению с 3,4,5 являются опера­тивность и малая трудоемкость проведения исследований.

Преимуществом технологий 3 и 4, является возможность создания скважинной аппаратуры с высокими показателями надежности и улучшенными техническими характеристиками.

Преимуществом технологии 5 является простота и дешевизна получе­ния ценной информации о текущем состоянии производительности отдельных участков пластов и о месте прорыва воды к забою скважины.

Преимуществом технологии 6 является высокая надежность получения информации.

Недостатками технологии 1 являются ограниченные методические воз­можности и низкие показатели надежности малогабаритных пакерных прибо­ров, специально разработанных для исследования скважин по этим техноло­гиям.

Недостатками технологии 3 являются большая ее трудоемкость и необ­ходимость остановки скважины на время проведения исследования. Все это связано с тем, что при проведении исследований требуется двойной цикл с пусто- подъемных операций.

Недостатками технологии исследования скважин с ЭПН, оборудованных обсадной колонной с участком увеличенного диаметра, являются невозмож­ность проведения исследований в скважинах старого фонда и необходимость обсаживания вновь строящихся скважин специальной колонной с участком большего диаметра.

Недостатком технологии 6 по сравнению с предыдущей является необ­ходимость привлечения к этой работе бригады подземного ремонта скважин с соответствующей техникой.

Исходя из проведенной сравнительной оценки отдельных технологи­ческих приемов, современного состояния и перспектив развития технических средств для исследования скважин, можно сделать некоторые прогнозы развития техники и технологии промыслово-геофизических исследований механизированных скважин (в том числе скважин с ШГН).

Прежде всего попытаемся ответить на вопрос: когда и для решения каких задач необходимо исследовать эту категорию скважин.

Исходя из опыта эксплуатации нефтяных месторождений в фонтанный период, при котором имеется возможность исследования практически любой скважины, а также опыта проведения исследований механизированных скважин, можно ответить па поставленный вопрос следующем образом: исследования механизированных скважин должны проводиться или с целью получения материалов, необходимых для пополнения банка данных о текущем состоянии разработки месторождения (площади), или с целью получения информации о геолого-техническом состоянии прискважинной зоны, а также самой скважины.

Первая задача может быть решена следующими методами: геофизи­ческими, характеризующими текущее состояние нефтяных пластов; гидроди­намическими методами (барометрией) исследования пластов и скважин; с помощью расходометрии и термометрии. В дополнение к перечисленным при решении первой группы задач могут быть привлечены методы исследова­ния состава жидкости в стволе скважины (влагометрия, резистивиметрия и плотнометрия).

Вторая группа задач рассматривает ряд различных ситуаций, требующих своего решения в оперативном порядке. При их решении могут быть использованы не только традиционные геофизические и гидродинамические методы исследования скважин, но и различные дополнительные методические приемы и технические средства.

Необходимо отметить то, что количество исследований по решению первой группы задач должно быть намного больше, чем при решении задач, связанных с отдельной скважиной.

Из изложенного вытекает, что при рассмотрении отдельных технологи­ческих приемов нужно четко определить целесообразность использования и возможности той или другой технологии.

Технология исследования скважин с ШГН через межтрубное простран­ство применяется в Башкортостане и Татарстане уже более 30 лет.

Несмотря на широкое распространение в Башкортостане, Татарстане и в Пермской области, данная технология не освоена в других нефтяных районах.

Не все благополучно с исследованиями скважин по этой технологии в тех районах, где она широко применяется.

Статистика показывает, что исследования скважин через межтрубное пространство проводятся неоправданно часто в тех скважинах, где нормально проходят спускоподъемные операции, а в тех скважинах, которые крайне необходимо исследовать, из-за осложнений эти исследования не проводятся.

По технологии 1 исследована в общей сложности около десяти скважин с ЭПН в НГДУ «Иркеннефть». Опыт опробования этой технологий показывает, что скважины с условным диаметром обсадной колонны 168 мм и насосным агрегатом с максимальным наружным диаметром 103 мм при тщательной подготовке и аккуратном спуске на забой специального оборудования с отклонителем исследуются приборами с наружным диаметром 36 мм и менее без осложнений.

Впервые по технологии 3 исследования скважин с ЭПН проводились в начале 70-годов в НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть». Было исследовано 8 скважин с помощью пакерного расходомера типа Кобра-ЗбР. Технология не получила дальнейшего развития из-за низких значений технико-экономических показателей и надежности получения достоверной информации.

Опытно-методической партией (ОМП) треста «Пермнефтегеофизика» широко опробована данная технология на месторождениях Пермской облас­ти.

Анализ работ, проведенных ОМП треста «Пермнефтегеофизика» по промышленному опробованию технологии за этот период, показывает следующее.

Во-первых, как правило, исследование по данной технологии прово­дилось в малодебитной скважине (10 м³ /сут) или в скважине с высокой обвод­ненностью (более 95%).

При этом решались в основном следующие задачи:

а) определение причин и источников обводнения скважины;

б) оценка результатов ремонтно-изоляционных работ.

Во-вторых, ни в одной скважине не получено достоверных результатов с помощью гидромеханических расходомеров. Причиной этого является, по-видимому, то, что используемые комплексы при исследовании скважин составлялись не по степени ценности получаемой информации, а по значению вероятности безотказного функционирования аппаратуры.

Целевое назначение технологии 3, учитывая ее недостатки и преиму­щества, на наш взгляд, должно быть в основном решение задач второй группы (оценка результатов ремонтно-изоляционных работ).

Учитывая методические возможности приборов, используемых при проведении исследований по этой технологии, попутно должны быть получены данные, необходимые для решения задач первой группы (определение причин и источников обвод­нения).

2.1. Схемы обвязки устья действующих скважин при оперативных термогидродинамических исследованиях

а) фонтанных; б) механизированных с ШГН; в) при использовании длинно-габаритных приборов; г) механизированных с ШГН при наличии давления в затрубном пространстве

Рис. 2.2. Кривая частоты достижения определенной глубины при исследовании скважины

через межтрубное пространство

Рис. 2.3. Способы и технологические приемы исследования скважин с ЭПН

а) с эксцентрическим переходником; б) с расширенным участком обсадной скважины; в) при наличии наклона скважины; г) путем предварительного спуска в скважину большегабаритного прибора; д) прибором, состоящим из самостоятельного электронного блока и зондовой части; е) путем изолирования отдельных участков продуктивного горизонта

Рис. 2.4. Исследование скважин, оборудованных забойным струенаправляющим агрегатом

а) участок обсадной колонны с находящемся в нем струенаправляющим устройст­вом; б) малогабаритный прибор с гибким элементом; в) схематическое изображе­ние взаиморасположения насоса, прибора и струе направляющего устройства в скважине.

Рис. 2.5. Челночная технология исследования скважин

Список литературы:

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/issledovaniya-skvajin/

1. Габдуллин Т.Г. Техника и технология.