Введение. 
Задачи, решаемые дебитометрией в механизированных скважинах, оборудованных ШГН

Дебитометрия — один из самых основных методов изучения экспериментальных характеристик пласта. Прибор для измерения дебита скважины — глубинный расходомер.

Глубинные расходомеры являются важным средством изучения нефтяного месторождения и исследования характера работы нефтяных скважин. С помощью глубинных расходомеров на нефтяных месторождениях решают следующие задачи:

• 1) измеряют дебит каждого пласта в отдельности при одновременной раздельной эксплуатации нескольких нефтяных горизонтов одной скважиной;
• 2) определяют место и значение притока по вертикали нефтяного горизонта для выявления качества перфорации, эффективности гидравлического разрыва пласта и местообразования трещин;
• 3) устанавливают характер притока жидкости из пласта в скважину (изменение притока в зависимости от забойною давления) при гидродинамических исследованиях пласта;
• 4) определяют места нарушений герметичности эксплуатационной колонны по изменению притока по стволу скважины;
• 5) устанавливают наличие перетока жидкости из одного продуктивного пропластка в другой.

Общие сведения

Для решения многих нефтепромысловых задач расходометрия используется как самостоятельно, так и в комплексе с другими методами.

При решении большинства задач используются интегральные профили притока продукции в эксплуатационных скважинах. Кроме того, применяются кривые восстановления и затухания расхода в отдельных точках соответственно после открытия и закрытия скважины. Эти два вида первичных диаграмм, получаемых с помощью скважинных расходомеров, используются для решения многочисленных задач, возникающих в нефтепромысловой практике.

По своему назначению и техническим характеристикам приборы для измерения расходов жидкостей в стволе можно разделить на расходомеры, предназначенные для исследования: а) нагнетательных скважин, не оборудованных насосно-компрессорными трубами (НКТ); эксплуатационных фонтарирующих скважин; б) эксплуатационных компрессорных скважин (оборудованных газлифтным оборудованием); в) эксплуатационных механизированных скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН) и снабженных эксцентрической шайбой и т. д.

В таблице 1 приведены основные требования к габаритам и техническим характеристикам расходомеров для решения перечисленных задач.

Скважины, эксплуатирующиеся насосным способом, исследуют путем спуска малогабаритных приборов в пространство между эксплуатационной и насосно-компрессорными колоннами (рис. 1, а). При измерениях через затрубье НКТ смещают к одной из стенок скважины. В добывающих скважинах, эксплуатирующихся с применением штанговых глубинных насосов, НКТ должны быть подвешены на эксцентричной планшайбе. Штанговый насос должен быть оборудован хвостовиком в виде диска с эксцентричными отверстиями для прохождения скважинного прибора под корпус насоса.

Эксцентричная планшайба и хвостовик должны быть ycтановлены так, чтобы прижатие НКТ к обсадной колонне обеспечивало создание в межтрубном пространстве максимального зазора. Эксцентричная планшайба должна иметь отверстие, предназначенное дли спуска в скважину приборов, закрываемое во время работы скважины герметичной пробкой; обвязка устья скважины должна обеспечить «разрядку» межтрубного пространства до атмосферного. При проведении геофизических исследований и работ в добывающих скважинах с давлением на буфере запорной арматуры более 7 МПа, при применении приборов массой более 50 кг или при их длине более 4 м, а также при выполнении работ по свабированию па скважине должен быть установлен агрегат с грузоподъемной вышкой или мачтой, для чего оборудуется дополнительная площадка размером 5×10 м.

Скважины под давлением должны быть оборудованы фонтанной арматурой и превентором, опрессованы и подключены к сборному коллектору и выкидной линии. Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на арматуре устанавливают манометры с трехходовыми кранами.

При снятом роторном столе, когда фланец обсадной колонны более чем на 0,5 м выше пола вышки, а также при измерениях через трубы фонтанно-компрессорной арматуры, над устьем скважины необходимо оборудовать рабочую площадку размером не менее 2,5×2,5 м. Настил площадки должен находиться выше фланца колонны или установленной на ней арматуры. При работах через фонтанно-компрессорную арматуру настил площадки должен находиться выше маховика буферной задвижки не менее чем на 20 см.

В фонтанирующих скважинах прибор спускают внутрь насосно-компрессорных труб через специальное устьевое оборудование — лубрикатор.

Лубрикаторы предназначены для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле или проволоке без разгерметезации устья (рис. 1, б).

Рис. 1. Схема спуска приборов внутрь насосно-компрессорных труб (а) и в межтрубное пространство (б).

1 — направляющие ролики (блок-баланс); 2 — кабель; 3 — скважинный прибор. 4 — обсадная колоша; 5 — колонна насосно-компрессорных труб; б — фонтанная арматура, 7 — лубрикатор; 8 — сальник лубрикатора, 9 — штанга глубинного насоса; 10 — эксцентричная планшайба; 11 — отверстие для насосно-компрессорной трубы; 12 — отверстие для спуска скважинного прибора. 13 — отклонитель; 14 — порода Основные элементы лубрикатора: переходник для соединения с буферной задвижкой, превентор для аварийного перекрытия скважины с кабелем, сигнализирующее устройство для индикации входа прибора в лубрикатор (и аварийного отрыва от кабеля), уплотнительное устройство для герметезации кабеля, камера для размещения прибора с грузами. Грузы используют для предотвращения выталкивания кабеля из скважины повышенным давлением. Вес груза:

где Р — давление в скважине, S — сечение кабеля, Qпр — вес прибора.

Длина лубрикатора:

где Lпр — длина прибора, Lгр — длина грузов.

Лубрикаторы устанавливают на буферной задвижке фонтанной арматуры действующих скважин. Для пропуска кабеля используют верхний и нижний направляющие ролики (см. рис. 2). Верхний ролик устанавливают на уплотнительном устройстве лубрикатора или на автономном грузоподъемном устройстве, нижний закрепляют на фонтанной арматуре. Для сбора флюида, отводимого из сальникового устройства лубрикатора, в 5 м от устья скважины должна быть установлена емкость объемом не менее 0,2 м³.

Для проведения работ при отрицательной температуре в водонагнетательных скважинах и в добывающих скважинах с высоким процентным содержанием воды недропользователь обязан организовать постоянный обогрев устьевого оборудования и лубрикатора. При температуре ниже минус 20 °C геофизические исследования и работы в водонагнетательных скважинах проводить запрещается.

Рис. 2. Общий вид лубрикатора Л—4.

1 — основание, 2—мерный ролик, 3 — приемная камера; 4 — кронштейн; 5 — сальник; 6 — верхний ролик; 7 — кабель; 8 — червячное колесо с кронштейном для установки приемной камеры На рис. 2 изображен лубрикатор марки Л-4, установленный на фланце арматуры скважины.

В скважинах с открытым устьем ГИС могут проводиться без лубрикатора. Мерный (нижний) ролик крепят к колонному фланцу, пользуясь мостиками, а верхний ролик над устьем скважины или пользуются подвесным роликом, который подвешивается к талевому блоку грузоподъемного устройства.

По своим характеристикам и габаритам скважинные расходомеры сильно отличаются друг от друга. Но из этого многообразия можно сделать некоторые обобщения. Их можно классифицировать, во-первых, на пакерные (с управляемым и неуправляемым пакером) и беспакерные, во-вторых, на большегабаритные (с диаметром выше 42 мм) и малогабаритные. Такая классификация позволяет рассматривать каждый вид этих приборов в отдельности с точки зрения влияющих на их показания факторов, и, исходя из этого, сформулировать общие требования к их конструкции и методические особенности при их эксплуатации.

Как видно из таблицы, для исследования эксплуатационных механизированных скважин, оборудованных ШГН необходимо использовать пакерные малогаборитные расходомеры.

Малогаборитные расходомеры больше искажают эпюру скоростей в стволе скважины, чем приборы большего диаметра.

Расходомеры с управляющим пакерующим устройством в зависимости от конструкции самого прибора и степени раскрытия пакера могут работать в различных режимах, а именно: а) через чувствительный элемент проходит весь измеряемый поток (прибор с абсолютным пакером); б) через чувствительный элемент проходит определенная известная доля измеряемого потока (прибор с калиброванным отверстием на пакере); в) часть потока жидкости проходит через чувствительный элемент прибора, а часть через кольцевое пространство между пакером и обсадной колонной скважины (прибор снабжен пакером, не перекрывающим полностью колонну скважины или у прибора пакер раскрыт частично).

Таблица 1.

Основные требования к габаритам и техническим характеристикам расходомеров.