Техника и технология исследования скважин

Для большей надежности исследование скважин на приток осуществляют на трех или четырех установившихся режимах. На каждом режиме измеряются дебит жидкости (нефть, вода) и газа, забойное и пластовое давление. Дебиты жидкости замеряют на групповых замерных установках (ГЗУ), а газ - с помощью газовых расходомеров. Пластовое и забойное давление на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров. На промыслах применяют глубинные манометры и дифманометры следующих типов: геликсные, пружинно-поршневые, дифференциальные Забойные давления в глубинно-насосных скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров, для чего устье скважин оборудуется эксцентричной планшайбой, а низ насосно-компрессорных труб - фонарем. В этом случае глубинный манометр опускается в затрубное пространство через отверстие в планшайбе. Глубинно-насосные скважины, оборудованные электроцентробежными погружными насосами, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров. Для определения профиля притока в добывающих скважинах или расхода в нагнетательных скважинах применяются глубинные дебитомеры-расходомеры. Приборы спускаются в работающие скважины и регистрируют распределение величин дебита или расход жидкости по разрезу пласта (соответственно сверху вниз или снизу вверх). Общая величина дебита или расхода жидкости измеряется на ГЗУ или поверхностными расходомерами. Минимальная толщина интервала разреза, в пределах которой измеряются дебиты или расходы, не менее 1 м. Некоторые дебитомеры-расходомеры могут опускаться в скважину в насосно-компрессорные трубы, а другие только в эксплуатационную колонну. Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. Температура по разрезу пласта дистанционно передается на поверхность и фиксируется на бумажной ленте. Перед проведением исследований, в зависимости от способа добычи нефти, устье скважины оборудуется соответствующей арматурой. Приборы для исследования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что спуск приборов через насосно-компрессорные трубы в фонтанных и газлифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного давления на буфере, в этом случае измерительные приборы в действующую скважину вводят через специальное герметизирующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор (рис. 156).

Лубрикатор состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8. Установка лубрикатора на устье скважины осуществляется при закрытой задвижке 2 без остановки и нарушения режима работы фантомной или газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9.

Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую протягивается каротажный кабель или проволока. Глубинный прибор присоединяют к проволоке, вводят в корпус лубрикатора и завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока заправляется на направляющий ролик 6 и идет к барабану подъемной лебедки, перевозимой на автомашине. После сборки лубрикатора открывается задвижка 2, давление выравнивается, и прибор спускают в скважину. После замера прибор поднимается и вводится в корпус лубрикатора, закрывается задвижка 2, и после уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор извлекается. В скважинах с высоким дебитом (200 и более т/сут) спуск приборов затруднен, так как встречный поток жидкости изза гидравлических сопротивлений, вызываемых спускаемым прибором, препятствует его спуску. В таких случаях к измерительным приборам подвешивают груз в виде штанги. Многие измерительные приборы, такие как глубинные манометры, термометры, пробоотборники, имеют автономную регистрацию измеряемых параметров внутри прибора. Такие приборы спускаются на стальной проволоке диаметром 1,8-2,2 мм. Все приборы с дистанционной регистрацией показаний и дебитомеры с дистанционным управлением раскрытия и закрытия пакера спускаются на тонком электрическом кабеле. При эксплуатации скважин механизированным способом (насосная эксплуатация) устье скважины оборудуется специальной эксцентричной планшайбой, а низ НКТ - отклонительным фонарем. В этом случае создается односторонний увеличенный зазор между НКТ и эксплуатационной колонной. Исследование в скважинах с электроцентробежными насосами (ЭЦН) проводят с помощью специального приспособления, которое называют «суфлер». «Суфлер» устанавливают выше насоса, что позволяет прием глубинного скважинного манометра соединять с межтрубным пространством. При наличии избыточного давления на устье скважины, манометры, термометры, дебитомеры и расходомеры спускают через лубрикатор, который перед измерением устанавливают на буфере или на планшайбе. После подготовки скважины для проведения исследования, при переходе от одного режима работы скважины на другой, уточняется, что достигнут установившийся режим работы.

Установившимся режимом работы скважин называется такой режим, когда в течение длительного времени ее дебит или приемистость, а также забойное давление остаются неизменными. В промысловой практике за установившийся режим работы скважины принимается такой режим, при котором значения забойного давления и дебита (приемистость) остаются неизменными в течение 6-8 часов или изменяются не более чем на 10%.

Первым установившимся режимом работы скважины принимается режим, на котором она работала в течение длительного периода времени до начала исследования.

После спуска в скважину манометра, замера дебита (приемистости) и забойного давления быстро ограничивают или увеличивают дебит скважины на 30-40% от наибольшего дебита и наблюдают за изменением забойного давления. Переход от одного режима работы скважины на другой осуществляется сменой штуцеров, открытием или прикрытием задвижки, изменением объемов подачи рабочего агента или изменением длины полированного штока и числа качаний станка-качалки. Время достижения установившегося режима при переходе от одного режима на другой во многом зависит от проницаемости пласта, вязкости нефти, газового фактора, а также от продолжительности работы скважины на предыдущем режиме.

Например, при снятии кривых восстановления давления в течение 4-6 ч необходимо, чтобы скважина работала на одном и том же режиме не менее 3-4 суток. При проведении исследований в неоднородных пластах кривые восстановления забойного давления необходимо снимать в течение 1-2 суток. Для снятия кривых восстановления забойного давления на каждом режиме следует поддерживать постоянный дебит в течение всего периода исследования скважины. Вышеизложенное условие можно выдерживать при исследовании нагнетательных скважин, находящихся под закачкой. И в этом случае постоянно регулируют приемистость скважины задвижкой. При исследовании нефтяных скважин это условие невозможно выполнить. Поэтому кривую восстановления давления снимают на последнем режиме после остановки работы скважины. Наблюдение за изменением дебитов нефтяных скважин и определение их перед сменой режимов осуществляются периодическими замерами на групповой замерной установке (ГЗУ). Замеры приемистости нагнетательных скважин проводятся расходомерами, устанавливаемыми на кустовых насосных станциях (КНС) или объемным методом с использованием мерной емкости у устья скважины (при самоизливе).

Забойные давления на каждом режиме измеряются с помощью глубинных манометров, спускаемых на стальной проволоке, а температуры на забое и по стволу скважины - с помощью глубинных термометров, спускаемых на каротажном кабеле. С том того, что вода, закачиваемая в пласт для поддержания пластового давления, практически несжимаема, замеры забойных давлений на нагнетательных скважинах можно проводить на устье скважины или на кустовой насосной станции (КНС) с помощью образцовых манометров. Пластовое давление в промысловой практике определяют после остановки скважины.

Забойные давления на глубоких насосных скважинах определяют лифтовыми манометрами с многоступенчатым ходом часовых механизмов, которые подвешиваются на приеме насоса, а на неглубоких скважинах определяют малогабаритными манометрами (20-30 мм), которые спускают в межтрубное пространство. Результаты гидродинамических исследований скважин на приток зависят от работы соседних скважин. В этой связи необходимо следить за тем, чтобы на соседних скважинах поддерживались установившиеся режимы работы в течение всего времени исследования.