Дослідження нафтових свердловин при насосних способах їх експлуатації

Абсолютна більшість видобувних свердловин України, як і в інших нафтовидобувних країнах, експлуатується насосними способами і, в першу чергу, штангово-глибинними насосами. Тому особливо важливим є розгляд питань технології та техніки проведення досліджень таких свердловин. Основною особливістю експлуатації свердловин, обладнаних установкою ШГН, є складність вимірювання вибійного тиску. Раніше приладобудівні заводи виготовляли та поставляли на нафтові промисли так звані ліфтові манометри, які опускають в свердловину на колоні НКТ або на прийомі невставного насосу (точніше нижче фільтра, який встановлюється між насосом і глибинним манометром). Годинниковий механізм цього манометра дозволяє впродовж 7 діб вести запис зміни тиску на прийомі насоса і за цей час можна провести комплекс гідродинамічних досліджень, тобто отримати індикаторну лінію та лінію КВТ. Проте в практиці видобування нафти такі манометри практично не застосовуються через очевидні незручності та значні втрати, пов¢ язані з необхідністю проведення додаткових спуско-піднімальних операцій колони НКТ для отримання результатів запису його тиску.

В свій час певного поширення набули і малогабаритні манометри, які спускаються в затрубний простір свердловин, обладнаних ШГН. Для здійснення такого спуску дещо змінюють обладнання глибинно-насосної свердловини. Для цього на поверхні встановлюється ексцентрична планшайба, яка дозволяє зміщувати підвіску колони НКТ впритул до експлуатаційної колони (рис. 5.3, а). Це дає можливість збільшити затрубний простір для забезпечення надійного та більш безпечного спуску та підйому вимірювальних приладів. При цьому потрібно зауважити, що строго вертикальних нафтових свердловин практично не існує. Колона НКТ завжди прилягає до внутрішньої стінки експлуатаційної колони, тому з метою збільшення надійності проведення досліджень та запобігання перекручування вимірювального приладу навколо колони НКТ отвір для спуску в планшайбі необхідно орієнтувати з врахуванням азимуту викривлення свердловин, тобто в зворотню сторону його позитивного значення (рис. 5.3, б). Тут А – центр підвіски НКТ; Б – центр отвору в планшайбі.

Як правило, довжина підвіски ШГН є меншою, ніж глибина свердловини, тобто виникає необхідність спуску глибинних вимірювальних приладів нижче прийому насоса. В цьому випадку прийом насоса необхідно обладнати ексцентричним ліхтарем, який фіксує достатньо можливе відхилення нижнього кінця НКТ до стінки експлуатаційної колони і дає можливість безпечного проходження глибинних приладів на цьому відрізку стовбура свердловини.

Малогабаритні глибинні прилади випускаються невеликими партіями і їх діаметр, як правило, дорівнює 22 – 25 мм, тобто є порівняно значно менший, ніж діаметр звичайних, стандартних приладів (35 – 36 мм). Це дозволяє здійснювати їх спуск в свердловини з діаметром експлуатаційної колони 146 мм та діаметром НКТ 73 мм, тобто для найбільш поширених в практиці нафтовидобутку їх розмірів.

Конструкція малогабаритних манометрів дещо відрізняється від стандартної. В ній використовується звичайний пружинно-поршневий манометр, але можуть бути різними способи приведення в рух записуючої каретки приладу (електричний, пневматичний) та використовується гідравлічне реле часу, яке і забезпечує запис зміни тиску в часі.

Як і ліфтові манометри, малогабаритні манометри теж не знайшли широкого застосування, в основному, через небезпеку обривів їх в процесі досліджень.

Тому в більшості випадків визначення вибійного тиску в насосних свердловинах при експлуатації їх ШГНУ проводиться непрямим методом шляхом виміру рівня рідини в затрубному просторі. Технологія та техніка таких досліджень приводяться в багатьох підручниках /1, 2/ і детально тут не розглядаються. Зауважимо, що такі дослідження проводяться методами звукометрії (коли записують час розповсюдження звукового сигналу до рівня рідини та повернення його відбиття від рівня рідини на поверхню), та методом хвилеметрії, при якому в затрубному просторі створюють імпульс миттєвої зміни тиску (наприклад, шляхом швидкого випуску газу із затрубного простору при наявності там певного тиску). Останній метод дає можливість отримати більш чітке відбиття рівня рідини особливо, при наявності в затрубному просторі, особливо при наявності в ньомуи спіненого шару рідини.

Точність обробки результатів звукометричного методу визначення рівня рідини в затрубному просторі залежить і від того, чи правильно визначена швидкість розповсюдження звукових коливань в газовому середовищі затрубного простору.

Ця швидкість залежить від тиску, молекулярного складу газу та інших параметрів і коливається в значних межах, що в свою чергу збільшує похибку у визначенні динамічного та статичного рівнів рідини.

Істотним недоліком гідродинамічних методів дослідження насосних свердловин при використанні непрямих методів визначення вибійного тиску є вказана вище необхідність аналітичних розрахунків величини вибійного тиску, яка визначається за формулою:

, (5.4)

де h _д – динамічний рівень рідини, отриманий в результаті звукометричного методу його виміру (від рівня рідини до вибою свердловини); r_с – густина суміші в затрубному просторі.

Рис. 5.3 – Схема обладнання свердловини при дослідженні через затрубний простір (а) та розміщення планшайби в залежності від азимуту викривлення свердловини (б)

1 – колона НКТ; 2 – металевий дріт; 3 – глибинний насос; 4 – ексцентричний ліхтар; 5 – глибинний манометр; 6 – направляючий валик; 7 – лебідка.

Визначення густини r_с на відрізку рівень рідини – прийом насоса потребує знання величини коефіцієнту сепарації газу на прийомі насоса або об¢ ємної витрати його через затрубний простір. Тільки в цьому разі шляхом аналітичних розрахунків можна з певною точністю знайти густину газорідинної суміші r_с. Використовуючи відомі методики таких розрахунків, можна нехтувати втратами тиску на тертя, оскільки рівень рідини в затрубному просторі змінюється в незначних межах.

При значній відстані від прийому насоса до вибою необхідно проводити додаткові розрахунки для визначення густини газорідинної суміші при її русі по експлуатаційній колоні. Обводненість свердловинної продукції, явище осідання (скупчення) води на вибої свердловин, утворення водонафтових емульсій може істотно знижують точність таких розрахунків.

Одним із можливих непрямих методів визначення тиску на прийомі штангового глибинного насосу є використання даних їх динамографії. В процесі дослідження глибинно-насосних свердловин методом динамометруван-ня можна зафіксувати на динамограмі значення зусиль в верхній (Р _в) та нижній (Р _н) мертвих точках розміщення головки балансира (рис. 5.4).

Рис. 5.4 – Діаграма зміни зусиль на головку балансира Р в залежності від довжини ходу S

Зусилля Р _н при зупинці головки балансира в нижньому положенні, коли нагнітальний клапан насоса відкритий, складається тільки із власної ваги колони штанг, тобто дорівнює:

, (5.5)

де Р _ш – вага колони штанг в повітрі; b – коефіцієнт Архімеда, який враховує зменшення ваги колони штанг в рідині; r_ш – густина сталевої колони штанг; r_с – густина газорідинної суміші, яка піднімається в колоні НКТ.

Р _ш = f × g × l× r _ш, (5.6)

тут l – глибина підвіски насоса, f – усереднена площа поперечного перерізу колони штанг при застосуванні її комбінованої конструкції;

При зупинці головки балансира у верхньому крайньому його положенні сумарне зусилля на колону штанг буде дорівнювати:

Р _в = Р _н + Р _в× F _п – Р _п× F _п, (5.7)

де F _п – діаметр плунжера; Р _в – тиск на викиді насоса; Р _п – тиск на прийомі насоса.

Р _в = r_с× g × l. (5.8)

Використовуючи формули (5.5) та (5.7), можна отримати тиск на прийомі насоса:

(5.9)

Точність визначення тиску на прийомі насоса за формулою (5.9) є теж не достатньою, особливо, при значній глибині спуску насоса в свердловину, викривленні її стовбура від вертикалі та наявності значних зусиль тертя, які впливають на величину Р _в і Р _н, явищах парафіновідкладення на колоні штанг.

Дослідження свердловин, обладнаних зануреними електровідцентровими насосами, може здійснюватись розглянутими вище методами (застосуванням ліфтових манометрів, визначенням динамічного рівня шляхом звукометрії і т.д.). Прямі методи вимірювання вибійного тиску глибинними манометрами в таких свердловинах практично неможливі.

З іншої сторони, існує можливість визначення тиску на прийомі відцентрового насоса з допомогою спеціальних пристроїв, так званих суфлерів.

Такі пристрої встановлюються в колоні НКТ на невеликій відстані від зануреного електровідцентрового насоса 5 (рис. 5.5) і дозволяють визначити тиск в затрубному просторі свердловин, тобто на рівні установки ЕВН шляхом спуску в колону НКТ глибинного манометра 3 дещо зміненої конструкції.

Суфлер являє собою патрубок малої довжини з муфтовими з¢ єднаннями у верхній і нижній частинах, в середині якого є клапанний пристрій 4, який дає можливість з¢ єднати внутрішній простір колони НКТ із затрубним простором. При спуску глибинного манометра в свердловину він своїм конусом опирається на сідло суфлера, відтискаючи одночасно підпружинений повзун вниз і відкриваючи доступ через спеціальні отвори до затрубного простору, а, отже, і вимір та запис тиску в ньому.

Обладнання колони НКТ суфлерами, як і всяке інше ускладнення конструкції підземного свердловинного обладнання, не завжди доцільне, і, як правило, рідко використовується в зв’язку із зменшенням надійності роботи обладнання в цілому, можливою появою втрат рідини через негерметичність в окремих вузлах і т.д.

Тому існують і застосовуються менш точні розрахункові методи визначення тиску на прийомі глибинних насосів та на вибої свердловин. В свердловинах, обладнаних ЕВН, можна використати наступний метод їх досліджень. З допомогою глибинного манометра, опущеного в колону НКТ, вимірюють тиск на викиді насоса P _вн (або напір H _вн в метрах стовпа рідини) при його нульовій подачі, тобто після закриття засувки на викидній лінії. При відсутності подачі тиск, який створює відцентровий насос P _н, є максимально можливий і залежить від його типорозміру. Сумарний тиск на викиді із насоса повинен дорівнювати:

, (5.10)

де P _пр – тиск на прийомі насоса, який залежить від висоти динамічного рівня рідини в затрубному просторі.

Допускаючи, що цей рівень за порівняно невеликий час проведення досліджень не змінюється і, знаючи паспортну характеристику насоса, можна визначити тиск на прийомі насоса P _пр, при цьому тиск P _н потрібно вираховувати як гідростатичний в колоні НКТ, тобто

, (5.11)

де H ₀ – паспортний напір насоса на нульовій подачі, м; r_с – густина газорідинної суміші, кг/м³, яку можна визначити за відомими стандартними методиками шляхом побудови кривої розподілу тиску в колоні НКТ методом “зверху – вниз”. Оскільки широке застосування електровідцентрових насосів можливе в свердловинах з порівняно низькими газовими факторами, то з достатньою точністю густина газорідинної суміші може бути визначена і за емпіричними залежностями, наприклад, формула Крилова.

Існує ще один простий, але найменш точний метод дослідження видобувних свердловин, обладнаних ЕВН. Він полягає в тому, що в свердловині кілька разів змінюють режим роботи або її дебіт шляхом зміни протитиску на викиді і після встановлення усталеної фільтрації на кожному режимі закривають на деякий час викидну лінію та вимірюють величину буферного тиску зразковим манометром.

Враховуючи, що напір, який розвиває електровідцентровий насос на режимі нульової подачі, є однаковим, та допускаючи рівність густини рідини в колоні НКТ та затрубному просторі, можна отримати наступну наближену формулу для визначення коефіцієнта продуктивності свердловини K ₀

, (5.12)

де Q₁ і Q₂ – дебіт свердловини (подача насоса) на двох режимах її роботи,

P _б1 і P _б2 – відповідні значення буферного тиску.

Точність у визначенні K ₀ розглянутим методом відносно невелика, але дозволяє виявити його зміну і зробити певні висновки про стан привибійної зони свердловини.

Рис. 5.5 - Схема виміру тиску на прийомі насоса з допомогою суфлера