Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

курсовая работа

7. Контроль за работой скважин осложненных формированием АСПО и эмульсией (примеры динамограмм скважин с осложненными условиями эксплуатации)

Работы по диагностированию скважин, оборудованных установками штанговыми глубинными насосами, могут быть, как плановые (с целью уточнения режима работы), так и внеплановые, в тех случаях, когда наблюдается [12]:

существенное снижение производительности работающей установки
или её полное отсутствие;

значительный разброс замеров дебитов, получаемых в короткий временной промежуток.

Основной задачей диагностирования является оперативное и точное выявление возможных причин неоптимальной работы системы «скважина-ГНО». Диагностирование проводится на основе интерпретации результатов комплексного исследования, включающего замер дебита, снятие гидродинамических параметров пласта скважины и рабочих характеристик ГНО с обязательным условием согласованности их значений по времени.

Диагностирование, как один из видов промысловых исследований, включает в себя полевые и камеральные работы:

полевые работы проводятся специально подготовленными работниками;

камеральные работы проводятся по результатам полевых исследований, анализа текущей эксплуатации скважины, проведённых ремонтов и других архивных данных инженером-технологом ЦДНГ.

До начала работ на скважине работники, занимающиеся диагностированием, должны знать:

время и предварительную причину простоя (остановки) скважины;

последние достоверные данные - динамического (Ндин) и статического (Нст) уровней, соответствующее этим значениям давление в затрубном пространстве (Рзат), линейное давление (Рбуф), обводнённость, наличие обратного клапана;

динамику изменения дебита по ГЗУ или другому замерному устройству в течение последней недели работы скважины;

дату и причину проведения последнего ремонта;

осложняющие факторы (АСПО, ВНЭ, соли и т.д.);

состояние и протяжённость выкидного нефтепровода;

внутренний диаметр эксплуатационной колонны (наличие «летучки») и наружный - НКТ;

типоразмеры и глубины спуска ГНО (НКТ, штанги, ГН и др.);

тип и рабочие параметры привода УШГН (число качаний и длина хода полированного штока);

Данные представляются инженером-технологом.

Порядок проведения работ по диагностированию скважины

Последовательность выполнения полевых работ представлена на схеме (рис 7.1).

Полевые работы делятся на две основные части:

проверку состояния схемы обвязки и средств контроля за работой скважины;

проверку исправности глубинно-насосного и верхнего оборудования и соответствие параметров их работоспособности добывным возможностям пласта.

Первый этап

Перед запуском установки группа по диагностированию обязана убедиться в отсутствии повреждений и исправности оборудования - ГЗУ или другого замерного устройства, станции управления, наземной части кабеля, запорной арматуры, манометров, пробоотборника, аппаратно-программного комплекса диагностики скважин, средств индивидуальной защиты.

Определить тип станка-качалки и номер технологического отверстия кривошипа (нумерация отверстий ведётся от вала редуктора) для установления истинной длины хода полированного штока.

В случае комбинированной конструкции станка-качалки, длина хода полированного штока определяется следующим образом. В нижнем положении головки балансира мелом нанести метку на полированный шток на уровне крышки верхнего сальника СУСГ. Остановить станок-качалку в верхнем положении головки балансира. Мелом нанести метку на полированный шток на уровне крышки верхнего сальника СУСГ. Замерить с помощью рулетки длину полированного штока между двумя метками. При большой длине хода полированного штока (свыше 2,5 метров) необходимо на полированный шток наносить три метки - верхняя, промежуточная и нижняя, а замер длины полированного штока производить интервалами.

Рис.7.1. Последовательность выполнения полевых работ.

Второй этап

Перед запуском установки необходимо замерить статический уровень. В случае невозможности её запуска, работы на скважине прекращаются, а информация передаётся диспетчеру ЦДНГ. Если после запуска наблюдается значительное увеличение линейного давления при открытой линейной задвижке, то это указывает на неисправность нефтепровода или его обвязки (замерзание, запарафинивание, закрыта задвижка на ГЗУ, неисправность запорной арматуры и т.д.). Дальнейшие исследования проводятся после устранения неисправности.

После запуска установки необходимо с помощью эхолота контролировать снижение динамического уровня, следить за состоянием сальникового уплотнения и одновременно за величиной Рлин. Отбивку уровней производить в зависимости от темпа откачки с интервалом не реже, чем через 10 мин.

Произвести снятие динамограммы и при возможности выполнить тестирование клапанов глубинного насоса (для определения величины утечек). Процесс регистрации необходимо производить не менее двух-трёх раз через некоторый временной интервал между отбивками Ндин до получения двух идентичных по форме динамограмм.

Дальнейшая проверка степени работоспособности установки определяется после вызова подачи путём прослеживания изменения давления на линии (Рлин) при работе насоса на закрытую задвижку на давление, превышающее рабочее давление в выкидном трубопроводе на 15ч20 атм (но не свыше 40 атм).

РопрЛин +15+20

где Ропр - давление опрессовки, атм; Рлин - давление в линии, атм.

Если падение Рлин обусловлено негерметичностью запорных задвижек (затрубной или линейной), то перед проведением работ по опрессовке проводится проверка их исправности путём стравливания Рлин до атмосферного через пробоотборный кран. В случае «пропуска задвижек» дальнейшие исследования проводятся без учёта результатов опрессовки.

Контроль за темпом роста давления осуществляется одним оператором группы диагностирования по секундомеру (часам). Второй работник в это время должен находиться около СУ для одновременной записи и отключения установки. После отключения установки, не открывая линейной задвижки, продолжить наблюдение за темпом падения Рлин в течение 5-10 мин.

По результатам опрессовки определяется темп увеличения давления Тув и темп падения давления Тпад, а также коэффициент герметичности, характеризующий величину утечек в ГНО, по формуле:

Кгер = Тув/(Тув+ Tnaд),

где Кгер - коэффициент герметичности, характеризующий величину утечек в ГНО;

Тув, Тпад - величины темпа увеличения и падения давлений, атм/мин, которые определяются по формулам:

Тув= ДРув/Д tув,

Тпад= ДРпад/Д tпад

где ДРув, - разница между величиной Ропр и Рлин, при работе СК, атм;

ДРпад - разница между величиной Ропр и Рлин, при остановленном СК, атм; tув, tпад- время замера темпа увеличения и падения давлений, мин.

Для вышеприведённого случая, имеем:

Тув = 25-10/10 = 1,5 (атм/мин),

Тпад = 25-20/5 = 1,0 (атм/мин), Кгер = 1,5/(1,5 + 1) = 0,6.

Значение данного коэффициента герметичности Кгер, характеризует общую величину утечек в ГНО (в НКТ и насосе), поэтому его необходимо учитывать при определении дебита по динамограмме.

Делись добром ;)