ИННОВАЦИИ БИЗНЕСУ

Показатели надежности методов диагностики зависят от качества (объема и достоверности) исходной информации.

Для диагностики неисправностей оборудования газлифтных скважин традиционным способом необходимо было иметь информацию, полученную на основе исследований с помощью глубинных приборов, такую как: забойное давление; пластовое давление в зоне отбора; индикаторная кривая; кривая восстановления (падения) давления; поинтервальный замер давления; поинтервальный замер температуры; акустический каротаж и пр..

Отличительной особенностью предлагаемой методики является то, что процесс диагностики неисправностей оборудования газлифтных скважин может производиться без использования глубинных приборов на основании поверхностной информации, полученной на нескольких технологических режимах или при отслеживании динамики переходных режимов, такой как: расход газа высокого давления; рабочее давление газа; динамический уровень жидкости в скважине; дебит жидкости; устьевое (буферное) давление добываемой продукции; обводненность добываемой продукции;

При проведении диагностики неисправностей оборудования газлифтной скважины возможно определить:

·негерметичность НКТ (при дисбалансе расхода газа не менее 10% от уставки);

·многоточечную инжекцию газа ВД;

·неисправность газлифтных клапанов (работа через пусковой клапан);

·отложения парафина, солей, гидратов и пр.;

·прорыв газа через башмак;

Суть метода заключается в том, при изменении расхода газа (dv) и замере изменения дебита (dq) регистрируют также динамику вышеназванных параметров (рабочего давления, динамического уровня и пр.) при переходе с одного режима на другой. После этого диагностируют глубину ввода газа в газлифтный подъемник на каждом режиме и получают зависимость dq/dv=f(v), затем выбирают оптимальный расход рабочего агента из условия равенства значения dq/dv оптимальному значению, определенному для всей группы газлифтных скважин

При оценке и контроле за продуктивностью скважин предлагается диапазонный метод последовательного уточнения продуктивности скважин. Метод не предполагает обязательного использования глубинных приборов и основан на использовании информации, полученной на поверхности, при использовании штатного замерного оборудования.

Оцениваемым параметром является забойное давление и глубина точки инжекции газа. Производится расчет распределения давления по стволу скважины по различным методикам сверху вниз, различная точность которых и определяет диапазон забойного давления, а значит и коэффициента продуктивности.

При получении дополнительной информации о динамическом уровне уточняют глубину точки инжекции газа и производится пересчет уровня на забойное давление по различным методикам с учетом барботажа газа.

Имея забойное давление, задаваясь коэффициентом продуктивности и пластовым давлением в зоне отбора, определяют расчетный дебит для призабойной зоны скважины.

Кроме этого при обработке динамического уровня производится оценка расчетного дебита по лифту в зависимости от различной глубины точки ввода газа.

Сравнивая расчетный дебит для различных элементов скважины (подъемник, призабойная зона) с непосредственными замерами дебита,

например с использованием замерных установок «Спутник», делаются корректировки исходных данных для физико математической модели скважины и тем самым снимается неопределенность таких важных характеристик как точка инжекции газа, коэффициент продуктивности, пластовое давление в зоне отбора и пр.Таким образом, ориентация при проведении инженерных расчетов на диапазоны значений вместо конкретных величин исходных данных позволяет минимизировать риск принятия ошибочных решений, а совместное использование различных источников исходных данных позволяет производить последовательное адаптивное уточнение диапазонов значений параметров.

На рисунке, на примере газлифтной скважины № 1527, показан случай определения коэффициента продуктивности путем сопоставления расчетных характеристических кривых и фактических замеров дебита.