Министерство образования и науки РТ

Альметьевский государственный нефтяной институт

Кафедра

«Автоматизации и информационных технологий»

Курсовой проект

по дисциплине:

«АТП промысловых исследований»

на тему:

«Механическая дебитометрия в скважинах, оборудованных ШГН»

Альметьевск 2015г.

Aльметьевский государственный нефтяной институт

Кафедра АИТ

ЗАДАНИЕ

На курсовой проект

по дисциплине АТП промысловых исследований

Студент

Тема «Механическая дебитометрия в скважинах, оборудованных ШГН»

Исходные данные

Предоставить следующий материал:

1. Теория

2. Расчетная часть

3. Графическая часть

Рекомендуемая литература

1. «Автоматизация технологических процессов промысловых исследований» Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Автоматизация технологических процессов промысловых исследований» для бакалавров направлений подготовки____________________________________________________

Дата выдачи задания_________________

Дата защиты________________________

Преподаватель_______________________

Оценка______________________________

Содержание

Введение 3

1.Общие сведения 5

2.Типы расходомеров 7

3.Задачи, решаемые дебитометрией 11

3.1 Определение дебита скважин 11

3.2 Изучение профилей притока 12

3.3 Определение работающих мощностей пласта 20

4.Примеры расходомеров, используемые в механизированных скважинах, оснащенных ШГН 22

5.Факторы, влияющие на показания расходомеров 24

6.Расчетная часть 25

Заключение 26

Список литературы: 27

Введение

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 место образования трещин;

3) устанавливают характер притока жидкости из пласта в скважину (изменение притока в зависимости от забойного 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.

1. 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 5х 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 х 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, Q_пр — вес прибора.