Электронные системы диагностирования скважин

В нефтепромысловой практике большое распространение получили электронные системы диагностирования механизированных скважин. Они позволяют производить следующие виды исследований:

- определение уровня жидкости в скважине;

- измерение затрубного давления;

- снятие рабочих динамограмм;

- тест клапанов глубинного насоса и контроль утечек;

- потребление электроэнергии;

- формирование и энергонезависимое хранение отчета о проведенных исследованиях;

- построение и графическое отображение снятых динамограмм и эхограмм на экране дисплея;

- ввод отчетов в персональный компьютер с целью их дальнейшей обработки.

Наличие в составе электронных систем персональных компьютеров типа NoteBook или микропроцессоров, а также применение микропринтеров дает возможность проводить полную обработку информации в полевых условиях с выдачей рекомендаций по оптимизации режима эксплуатации скважин.

В табл.8 приведены общие характеристики наиболее известных диагностических систем.

Глава 3

ЗВУКОМЕТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Основным способом определения давления на забоях механизированных добывающих скважин продолжает оставаться звукометрический. Давление в скважине рассчитывается при известной высоте столба жидкости Н и его плотности р как

На практике высоту столба жидкости, например, до кровли пласта, определяют как разность между отметкой кровли пласта и расстоянием от устья скважины до уровня жидкости в ней.

Расстояние до уровня жидкости в скважине определяют при звукометрических исследованиях волнометрированием или эхометрированием. Они отличаются друг от друга техникой создания звуковой волны. Но и в том, и в другом случае определяется время прохождения звуковой волны от устья до уровня жидкости в скважине. Произведение скорости распространения звуковой волны в газовой среде на время прохождения и дает расстояние до уровня жидкости.

Скорость распространения звуковой волны зависит от показателя адиабаты, температуры, плотности и состава газа, которые в свою очередь зависят от давления газа в затрубном пространстве.

Поэтому не случайно изучению скорости распространения звуковой волны посвящено большое число исследований.

В нефтепромысловой практике для определения скорости звука в нефтяном газе применяют экспериментальные и расчетные методы. Некоторые из них следует рассмотреть более подробно.

1."Трубный" метод [9,22]. При "трубном" методе к волномеру дополнительно подсоединяют трубу (например, НКТ) или шланг высокого давления с запорным устройством на концах и производят замену воздуха затрубным газом (рис.1). Длина трубы тщательно измеряется. При закрытой затрубной задвижке, после возбуждения волномером акустического импульса, в трубе устанавливается затухающая стоячая волна, близкая по форме к синусоидальной. На длине трубы укладывается половина длины волны, период волны определяется длиной трубы. Сразу же после возбуждения акустического импульса включается регистратор и производится запись установившейся акустической волны (рис.2).

Далее, определив период одного колебания (при известной скорости лентопротяжного механизма регистратора), вычисляют скорость звука:

где λ - длина акустической волны в трубе, м;

t - период колебания волны, с;

l - длина трубы, м.

Указанным способом были определены скорости звука в восьми скважинах НГДУ "Ямашнефть" (табл.9); измерения производились в несколько циклов при ступенчатом снижении давления газа в трубе, при этом фиксировалась температура газа в трубе и отбирались пробы газа из затрубного пространства скважин для хроматографического анализа (табл.10).

2. Метод реперов. При этом методе затрубное пространство скважины оборудуется специальными отражателями - реперами, глубина установки которых точно известна. Для получения надежного отраженног~ сигнала от репера сечение межтрубного пространства должно быть перекрыто на 60 ... 70 %. Конструктивно реперы представляют из себя отрезки трубы несколько большего диаметра, нежели НКТ, и устанавливаются на муфтах НКТ при подземном ремонте скважин. Скорость звука определяется как

где Н_реn - глубина установки репера, м;

t - измеренное регистратором время прохождения сигнала до репера, с.

Данным способом произведены измерения скорости звука в четырех скважинах НГДУ "Ямашнефть" (табл.11), из двух из них отбирались пробы газа для хроматографического анализа. Давление ступенчато снижалось от начального затрубного до атмосферного.

3. Метод эмпирических зависимостей. Для значений скорости распространения звуковой волны в газовой среде межгрубного пространства скважин, эксплуатирующих девонские терригенные отложения республики Татарстан, известны следующие зависимости (рис.3) (табл.12):

На практике можно пользоваться обеими зависимостями, так как отклонение в определении глубины уровня жидкости для разумных условий эксплуатации скважин не превышает 2 %.

4. Расчетный метод. Скорость звуковых волн в газах при условиях, близких к нормальным, с достаточной точностью может быть рассчитана по формуле, применимой к идеальным газам:

где γ = Ср / СV – показатель адиабаты;

R = 0,082 (л*ат)/(град*моль) - универсальная газовая постоянная;

T - температура, К;

М - молекулярная масса газа, г/моль;

Ср, СV - теплоемкости газа, ккал/(кг·град).

Пользуясь этим уравнением, можно получить значения скорости звука как для отдельных газов, так и для их смеси с той лишь разницей, что для смеси газов (коим является нефтяной попутный газ) в уравнение следует подставлять следующие значения [13]:

где γсм – показатель адиабаты смеси;

CPсм, CVсм – теплоемкость смеси;

CPi, CVi – теплоемкость отдельных газов;

Mсм – молекулярная масса смеси;

Mi – молекулярная масса отдельных газов;

gi – весовая доля газа в смеси;

ri – объемная доля газа в смеси.

В табл.13 приведены результаты хроматсграфического анализа и необходимые для расчетов параметры отдельных составляющих попутного нефтяного газа, отобранного из затрубного пространства скв.1323 Ямашинского месторождения.

С целью определения температуры газа в затрубном пространстве нефтяных механизированных скважин были проведены измерения дистанционным термометром в СКВ.1323. Измерения проводились точечным способом при избыточном затрубном давлении (рис.4), геотерма восстановлена исходя из средних значений геотермических параметров, характерных для нефтяных месторождений Татарстана: температура нейтрального слоя 6 ... 8 0с, градиент температуры - около 0,01 ... 0,017 ОС/м.

Как видно из рис.4, температура газа в затрубном пространстве нефтяной скважины, работающей с дебитом ~ 10 т/сут, близка к геотермической. Поэтому при подсчете скорости звука в уравнение ( • ) следует подставлять значение температуры, равное средней геотермической, т.е. значение геотермы на глубине порядка половины расстояния до уровня жидкости в скважине.

В табл.11 приведены значения скорости звука, рассчитанные по уравнению ( • ) для двух скважин, в которых проводились также измерения методом реперов.

Для проверки применимости уравнения ( • ) для нефтяного газа были подсчитаны также скорости звука при проведении исследований "трубным" методом (табл. 9). Как видно из сравнения величин, полученных расчетным путем, и измеренных непосредственно на скважине, ошибка в определении скорости звука составляет около 1%.

При выборе метода определения скорости звука в нефтяном газе необходимо иметь в виду несколько важных моментов.

Отсутствует явно выраженная зависимость от давления. На рис.5 представлены в графическом виде результаты измерений методом реперов и "трубным" методом. Колебания и скачки на графиках объяснимы изменением состава и температуры газа при заполнении трубы газом и стравливании его в атмосферу для создания акустического импульса.

В исследованном диапазоне давлений соотношение компонентов газа для данной скважины остается практически постоянным, однако их количественное содержание меняется от скважины к скважине. Поэтому для повышения точности звукометрических исследований желательно для каждой скважины индивидуально определять скорость звука экспериментальным методом, или компонентный состав газа - для последующих расчетов. Игнорирование этого требования приводит к росту погрешностей при измерениях до 10 %. На рис.6 приведены в графическом виде средние значения скорости звука для вышеуказанных скважин в зависимости от изменения соотношения компонентов газа в них, т.е. в зависимости от изменения величины γ/М, характерной для каждого газа.

Скорость звука в газе при прочих одинаковых условиях зависит от температуры. На рис.7 приведены средние значения скорости звука, определенные при "трубном" методе, в зависимости от температуры газа. Как видно из рисунка, кривая на графике существенно и монотонно растет с увеличением температуры, поэтому при использовании "трубного" метода необходимо проводить теплоизоляцию трубы и не допускать значительных утечек или поступлений газа, приводящих к изменению его температуры. Таким образом, для повышения точности звукометрических измерений необходимо создавать такие исследовательские комплексы, которые бы позволяли определять скорость звука индивидуально в каждой скважине или на поверхности с соблюдением условий, характерных для каждой скважины.

Требования, сформулированные выше (учет состава газа, его температуры, сохранение давления в пробе газа равным давлению в скважине), наиболее полно и достаточно просто реализуются в прямом методе измерения скорости звука в газе затрубного пространства любой скважины с применением датчиков на основе газовых акустических резонаторов.

Акустический резонатор представляет собой трубу постоянного сечения, закрытую с обоих концов жесткими стенками. Период резонансных колебаний газа в такой трубе определяется временем прохождения звуковой волны со скоростью V_зв от одного торца до другого и обратно. При длине трубы l для n-ной гармоники резонансная частота f равна

При заполнении трубы газом затрубного пространства скважины скорость звука, определенная по приведенной выше формуле, будет учитывать реальные свойства газа для данной скважины, а погрешность измерения будет определяться влиянием окружающей среды (температуры, влажности) и конструктивными особенностями самих резонансных датчиков. Существующая теория газовьгх акустических резонаторов позволяет достаточно полно компенсировать составляющие погрешности и достичь высокой точности измерения скорости звука с учетом реальных свойств среды затрубного пространства при малых габаритах устройства измерения.

На основе акустического резонатора научно-производственным предприятием "Сигма" (г.Казань) по инициативе авторов создано портативное устройство "Резонанс", позволяющее производить прямое высокоточное измерение значения скорости звука в газе, заполняющем затрубное пространство добывающей скважины.

Устройство контроля скорости звука "Резонанс" имеет следующие технические характеристики:

- диапазон измеряемой скорости звука, м/с 300...400

- температура контролируемой среды, 0С ... 0...50

- основная приведенная погрешность измерения

давления и температуры контролируемой среды,% 1,5
- погрешность измерения скорости звука, % 0,5

- выходная информация.............................................Цифровая на табло

- электропитание..........................................................Аккумулятор, В -12

- температура окружающей среды, 0С.......................-30 ... +40

- габариты, мм..............................................................480 х 100 х 106

- масса, кг ....................................................................10

Глава 4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ
ПРИ ИЗВЕСТНЫХ УРОВНЯХ