Внутренний диаметр нкт: 1 - 76,0 мм; 2 - 62,0 мм; 3 - 59,0 мм; 4 - 50,3 мм; 5 - 40,3 мм
Подтверждение места утечки проводится механическими расходомером на подъеме со скоростью, незначительно превышающей скорость потока до места утечки и привязывается по глубине колонны НКТ локатором муфт.
При наличии акустического шумомера дополнительное уточнение места утечки из НКТ проводится измерением интенсивности шумов выше и ниже места нарушения герметичности по точкам и регистрацией непрерывной шумограммы на частоте не ниже 2 кГц.
Поточечная регистрация проводится в области низких (50< f < 250 Гц) и высоких частот ( f > 2 кГц). Место нарушения герметичности на акустическом поле отмечается резким изменением амплитуды шумов в области нижних и верхних частот. Малые утечки ( Q2 I0 м3 /сутки), находящиеся вблизи от места подвески ЭЦН на общем фоне акустических шумов проявляются слабо и практически не выделяются.
Тепловой режим работы ЭЦН определяется, исходя из превышения температуры потока в НКТ над геотермической температурой окружающих пород в месте подвеса насоса. При отсутствии информации об абсолютных температурах горных пород на месторождении, за точку отсчета может быть взята температура, зарегистрированная над насосом на фоновой термограмме. В этом случае погрешность определения величины перегрева увеличивается, но возможность диагностировать предаварийное состояние ЭЦН сохраняется.
Ориентировочная величина перегрева жидкости на выходе из насоса определяется из графика (рис.5.37) по потребляемой мощности насосной установки, глубине подвески и производительности ЭЦН.
Значительное превышение величины перегрева над расчетным, является признаком предаварийного состояния ЭЦН, причиной которого может быть наличие утечек из НКТ, засорение приемного фильтра, завышенная производительность ЭЦН для данной скважины и т.п.
Рис.5.37. Диаграмма для определения разогрева жидкости на выходе из ЭЦН.
Нподв- 1000 м, dHKT= 2,5,,, продукция - 100% воды; WH - мощность потребления ЭЦН, Q - производительнось ЭЦН измеренная на устье, разогрев жидкости в насосной установке. Пример: мощность, потребляемая ЭЦН WH = 30 кВт, дебит скважины Q=140 м3/сут, перегрев С
Наличие хаотичных флуктуаций температуры с амплитудой до 2 К, регистрируемое над насосом и выше при общем повышенном разогреве, свидетельствует о работе насоса на срыве подачи за счет снижения динамического уровня до приемного фильтра ЭЦН, что подтверждается прослеживанием темпа установления динамического уровня.
Прослеживание темпа установления динамическoгo уровня проводится путем многократных регистраций термограмм после пуска ЭЦН, ранее находившегося в простое. Регистрацию термограмм проводят на подъеме сразу по выходу первой порции жидкости, равной внутреннему объему НКТ. Следующую термограмму регистрируют через 30 минут по окончанию первой и далее через время, необходимое для заметного снижения динамического уровня в межтрубном пространстве. По графику снижения уровня и путем экстраполяции определяется окончательное положение динамического уровня.
Исследование продуктивного интервала проводится сразу после извлечения насосно-подъемного оборудования из скважины. На термограмме, регистрируемой на спуске, отмечается место повеса насоса, местонахождение динамического уровня при работающем ЭЦН и отдающие пласты.
Место подвеса насоса выделяется аномалией разогрева, нижняя граница которой соответствует нижней границе электродвигателя, а скачкообразное изменение градиента температуры выше насоса обусловлено различим коэффициента теплоотдачи от разогретой жидкости в НКТ к горным породам на границе "нефть-газ" в межтрубъе при работающем ЭЦН.
Все работающие пласты отмечаются аномалией дроссельного разогрева, постепенно затухающей по мере установления гидростатического равновесия в системе скважина-пласт. Дополнительную информацию о границах притока жидкости дает кондуктивный термоиндикатор (СТИ). Использование акустического шумомера оправдано лишь в отдельных случаях из-за малой депрессии на пласт и, соответственно, низкого уровня акустического сигнала.
Технология исследований ЭЦН-скважин
Технологическая карточка проведения исследований.
Подготовка скважины к исследованиям, установка устьевого оборудования, спуск прибора на точку начала исследований.
Регистрация фонового распределения температуры в НКТ.
Долив из коллектора, контроль герметичности сливного клапана.
Регистрация распределения температуры в процессе долива скважины.
Пуск ЭЦН и ожидание смены объема жидкости в НКТ.
Регистрация температуры в работающей скважине.
Контрольный замер.
8, 9. Повторные замеры на подъеме с интервалом 30-60 минут.
Подтверждение места утечки по РГД.
Акустическая шумометрия по точкам в интервале нарушения.
Контроль температурного режима работы насосной установки.
Примеры решения задач
Отбивка и прослеживание уровня в межтрубном пространстве
Примеры прослеживания динамического уровня в межтрубном пространстве приведены на рис.5.38 и 5.39.
В скважине № 118 замер №1 проведен через 15 мин после пуска насоса на подъеме, №2 - через 37 мин на спуске, №3 - через 2 ч 20 мин на подъеме, №4 - через 3 ч 15 мин на спуске, №5 - через 5 ч 30 мин на подъеме.
На приведенных диаграммах (рис.5.38) хорошо отмечается положение динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве на момент исследования.
На градиент-термограммах кроме динамического уровня прослеживается положение нефтеводораздела (НВР). По результатам временных замеров строится график установления динамического уровня, позволяющий путем экстраполяции установить окончательное положение границы раздела нефть-газ и рассчитать депрессию на пласт.
В скважине № 6137, эксплуатируемой установкой ЭЦН-160, динамический уровень после выхода на режим был отбит на глубине 240 м. (рис.5.39a). После смены ЭЦН на установку ЭЦН-250 вновь были проведены исследования с целью прослеживания темпа установления динамического уровня. Исследования проводились прибором "ДСТ" с каналом градиента температуры. (рис.5.39б). Как видно из рисунка, при сопоставлении результатов исследований канал градиента температуры позволяет более точно прослеживать точку слома термограммы. На рис.5.39в приведены графики изменения динамического уровня во времени и окончательное положение уровня после выхода в рабочий режим, полученное путем экстраполяции.
Рис.5.38. Прослеживание темпа установления динамического уровня и НВР в межтрубье. (Скв. 118, ЭЦН – 80).
а б в
Рис. 5.39. Отслеживание динамического уровня при эксплуатации скважин различными ЭЦН. Скв. 6137 Юсуповская. а - установка ЭЦН - 160, приборы “НАПОР”; б - установка ЭЦН - 250, прибор “ДСТ”, в - темп установления уровня до (а) и после (б) смены ЭЦН.
Поиск мест нарушения герметичности колонны НКТ
Исследования в скважине № 6030 проводились с целью определения причины уменьшения дебита с 100 м3 /сутки до 30 м3 /сутки (рис.5.40). После отключения насоса и перекрытия коллектора давление в НКТ упало до нуля, что является признаком негерметичности НКТ или обратного клапана.
Замеры №I и №2 проведены через 3 и 55 мин после остановки ЭЦН на спуске и подъеме соответственно.
Рис.5.40. Негерметичность НКТ ниже интервала исследований. Скв.6030 пл.Юсуповская, ЭЦН-80..1,2- скважина остановлена; 3- долив из коллектора; 4,5- после пуска ЭЦН.
На термограммах №4 и№5, зарегистрированных через 25 и 95 мин после пуска ЭЦН, отмечается значительный разогрев над насосом, превышающий расчетное значение для нормальной работы насоса и отсутствие локализованных сломов термограммы (скачков градиента температуры) в интервале исследований. Итоговое заключение, сделанное по сумме замеров - наличие утечки жидкости из колонны НКТ ниже интервала исследований.
Исследования в скважине №6240 проведены с целью выяснения причины отсутствия подачи на устье (рис.5.41).
Рис.5.41. Поиск места нарушения герметичности колонны НКТ при отсутствии подачи на устье. Скв.6240 пл. Юсуповсая, ЭЦН - 40, Днкт – 2, место утечки Н=1121 м.
1 - фоновое распределение, 2 - долив из коллектора, 3 - с работающим ЭЦН.
Перекрытие коллектора без остановки ЭЦН приводит к повышению давления на устье, а уровень жидкости в остановленной скважине при исследованиях в НКТ отбит на глубине I46 м.
Фоновая термограмма №1 не выявила значительных аномалий во всем интервале исследований, а термограмма №2, зарегистрированная в режиме долива из коллектора, фиксирует повсеместное снижение температуры, связанное с перемещением столба жидкости в колонне НКТ, и незначительный азогрев выше глубины 600 м связанный с поступлением теплой жидкости из коллектора.
Термограмма №3, зарегистрированная после пуска ЭЦН, отметила резкий скачок температуры на глубине 1117,5 м, приходящийся на муфтовое соединение. Термограммы №I и №2 ограничены глубиной 1117,5 м из-за прихвата прибора на месте негерметичности. Термограмма №3 зарегистрирована на подъеме с глубины 1125 м.
Исследования спектральным шумомером отметили скачкообразное изменение характера шумов в интервале места негерметичности в диапазоне низких и средних частот.
Высокочастотная составляющая во всем интервале исследований отсутствует. Общее акустическое поле от работы насосной установки распространяется до глубины 400-500 м при полном отсутствии движения жидкости выше места утечки.
Скважина № 484 исследована в связи с резким уменьшением подачи жидкости на устье (рис.5.42).
После остановки ЭЦН и перекрытия коллектора давление в НКТ быстро снижается до нуля, а на термограмме №1, зарегистрированной в остановленной скважине, отмечается слом на глубине 550 м. Термограмма №2, зарегистрированная при доливе из коллектора, отметила значительное изменение температуры от уровня до 720 м с резким сломом на глубине 547 м, характерным для негерметичности. Замер №3 после пуска ЭЦН подтверждает
Рис.5.42. Поиск места нарушения герметичности НКТ. Скв.484 Юсуповская,
ЭЦН - 250. 1 - фон в остановленной скважине, 2 - долив из коллектора, 3 - в работающей скважине, 4 - шумомер на протяжку кГц.
предположение о негерметичности НКТ на глубине 547 и с частичным уходом жидкости в межтрубное пространство.
Исследования спектральным шумомером при измерении по точкам и на протяжке отмечают место негерметичности резким изменением характера шумов. Причем лучшую локализацию места утечки дает спектральное "окно" в области высоких частот (8 кГц). Исследования на протяжке проведены после поточечных замеров с учетом большой интенсивности высокочастотной составляющей акустических шумов, позволившей отфильтровать шумы от движения прибора.
Исследования после извлечения насосно-подъемного оборудования
На рис.5.43 приведены результаты термических исследований в скважине № 6022 через I2 часов после извлечения насосно-подъемного оборудования. По данным термометрии уверенно выделяются работающими все перфорированные интервалы, кроме интервала 1268-1270 м. В данном случае задержка в 12 часов привела практически к полному установлению гидростатического равновесия скважины с пластом, и приток жидкости незначителен, однако, учитывая, что исследуемый интервал не возмущен подъемными работами, аномалии, приуроченные к отдающим интервалам, сохранились. Повторные исследования термометром, проведенные через несколько дней после извлечения оборудования, не несут информации об эксплуатируемых пластах.
Аналогичная ситуация наблюдается в скважине № 7529 (рис.5.44), где исследование термометром проведено сразу после остановки скважины и извлечения оборудования. Ниже интервала перфорации отмечаются значительные температурные аномалии. Наиболее вероятная причина возникновения подобных аномалий - дросселирование жидкости в заколонном пространстве, поступающей с глубины.
Приведенные примеры показывают возможность оперативной диагностики интервала перфорации скважин, оборудованных установками ЭЦН при проведении ремонтных работ, связанных со сменой насоса.
Рис.5.43. Исследования после извлечения ЭЦН. Скв.№ 6022.
1 - исследования через 12 часов после остановки скважины и подъема оборудования; 2 - исследования после длительной остановки.
Рис.5.44. Исследования после извлечения ЭЦН в скв. 7529 Арланская,
Q = 60м3/сут, 73% - воды.