Нефтяные скважины

Содержание

Введение

1               Методы эксплуатации нефтяных скважин и промышленное

оборудование

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Оборудование фонтанной скважины должно обеспечивать герметизацию и разобщение межтрубного пространства, спуск НКТ, направление продукции скважины замерные установки и полное закрытие скважины. Это оборудование состоит из колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Колонную головку устанавливают при бурении скважины. С ее помощью укрепляют устье бурящейся скважины и подвешивают спущенные в нее обсадные колонны. При бурении, проведении ремонтных работ на колонной головке устанавливают противовыбросовое оборудование (ПВО), при эксплуатации скважины – фонтанную арматуру (ФА). По ГОСТу ФА изготавливают на рабочее давление 7; 14; 21; 35; 70 и 105мПА. Ее изготавливают по семи схемам: четыре – тройникового типа, три – крестового. Арматура тройникового типа применяется на скважинах с невысокими устьевыми давлениями, в продукции которых имеется песок и другие механические примеси.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для подвешивания лифта НКТ и проведения работ при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Фонтанная елка служит для направления потока жидкости, в выкидную линию на замерную установку, регулирование режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Рабочие струны арматуры к нефте- или газопроводу подключают с помощью манифольда, состоящего из трех – четырех задвижек, крестовин, тройников.

Основная цель исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

1 Методы эксплуатации нефтяных скважин и промышленное

оборудование

Скважина – вертикально или наклонная горная выработка круглого сечения небольшого диаметра (75 – 350мм) глубиной от 100 – 150 до 5000 – 8000м и более. Элементы скважины:

Забой – дно;

Устье – выход на поверхность;

Ствол (стенки) – боковая поверхность.

Скважины могут быть вертикальными или наклонно-направленными. Скважины, бурящиеся с целью извлечения нефти, газа или воды из недр, а так же с целью поиска, разведки, выявления нефтегазоносных структур и т.д. делят на следующие категории: добывающие, нагнетательные, разведочные, наблюдательные и пьезометрические.

Скважины, предусмотренные для добычи нефти, газа или конденсата, называют добывающими, а предназначенные для закачки (нагнетания) в пласты воды (сжатого газа, воздуха) называют нагнетательными;

Разведочные скважины бурят на новых площадях для определения нефте-газоносности того или иного месторождения или установления границы (контура) его распространения.

Скважины наблюдательные и пьезометрические предусмотрены для проведения наблюдений и исследовательских работ по определению состояния пласта и пластовых жидкостей, по контролю за ведением процессов поддержания пластовых давлений и других методов воздействия на залежи.

Различают три основных способа добычи нефти:

Насосная добыча – наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов.

Фонтанная добыча – способ, при котором подъем жидкости или газа на поверхность происходит под действием пластовой энергии.

Газлифтная добыча – способ, при котором подъем жидкости на поверхность происходит за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа, подаваемого в скважину с поверхности.

Для обеспечения быстрого и качественного освоения скважины необходимо при вскрытии пласта в процессе бурения не допускать проникновения в пласт бурового раствора, так как при этом из него выпадают утяжелители (барит, гематит, глинистые частицы и т.д.). Это затрудняет процесс цементирования и вносит неточность в расчетную высоту подъема цементного раствора за колонной. Плотность бурового раствора должна обеспечивать необходимое противодавление на пласт, предотвращение выбросов, открытого фонтанирования и других осложнений.

              Спуск эксплуатационной колонны. После вскрытия продуктивного пласта и проведения каротажных работ в скважину спускают экс.колонну, строго центрированную. Для этой цели используют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонны обеспечивает равномерное распределение цементного раствора, исключает прорыв посторонних вод в продуктивный пласт, заколонную циркуляцию воды и газа и т.д.

Применяют различные конструкции скважин – одно-, двух- и трехколонные, со спуском заранее перфорированного хвостовика, с применением различных забойных фильтров и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами. Пласты, выраженные плотными породами (известняк, песчаник) обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем. В этом случае башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей продуктивного пласта. Затем пласт вскрывают долотом меньшего диаметра, и ствол скважины против продуктивного пласта оставляют открытым. Скважину бурят до подошвы пласта, и в нее спускают обсадную колонну. Затем выше кровли пласта клону цементируют по способу манжетной заливки. Пространство между нижней частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым. Достоинство открытого забоя – его гидродинамическая совершенность.

Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабоцементированными породами (песками), то забой скважины оборудуют фильтром. Башмак обсадной колонны спускают до кровли пласта и цементируют. Затем в скважину спускают фильтр – хвостовик с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями, верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны сальниками.

Наиболее распространены скважины с перфорированным забоем. В этом случае ствол бурят до проектной глубины. Перед спуском обсадной колонны ствол исследуют геофизическими методами для установления нефте-, водо- и газонасыщенных интервалов. После этого спускают экс.колонну, которую цементируют от забоя до необходимой высоты, а затем перфорируют в намеченных интервалах.

После спуска обсадных колонн устье скважины оборудуют специальной колонной головкой, предназначенной для обвязки спущенных обсадных колонн и герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанную арматуру или планшайбу с подвешенными насосными трубами. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, рассчитанные на рабочее давление, равное 14, 21, 35, 50 и 70 мПа. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяют колонные головки, рассчитанные на давление до 150 мПа.

Текущий ремонт скважин (ТРС) – комплекс работ по проверке, частичной или полной замены подземного оборудования, очистка стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, песка, солей, продуктов коррозии), а так же осуществляет в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их нефтеотдачи.

Цель текущего ремонта – устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, подготовка к освоению новых скважин после бурения и капитального ремонта. К основным работам при текущих ремонтах скважин относятся спуско-подъемные операции, монтаж и демонтаж устьевого оборудования.

Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово – предупредительные (профилактические) и восстановительные.

Рис.1

Планово – предупредительный – текущий ремонт скважин, запланированный заблаговременно, предусмотренный соответствующими графиками. В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического режима эксплуатации скважин – снижение их дебетов и полное прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением парафина, солей, пескопроявлением, износом.

Восстановительный – текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного режима их работы или внезапной их остановкой по разным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.)

Межремонтным периодом работы скважины (МРП) называют продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.

Различают плановый и фактический межремонтные периоды.

Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.

Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины. Отношения фактически отработанного скважиной времени календарному называется коэффициентом эксплуатации.

Таблица №2 Виды текущего ремонта скважины.

Для подвески насосных труб, направление продукции скважины в выкидные линии, герметизации устья, а так же для обеспечения отбора газа из затрубного пространства на устье скважины устанавливают специальное устьевое оборудование, которое состоит из планшайбы и тройника. Планшайбу с подвешенными на нее трубами устанавливают на колонный фланец ФА. В планшайбе есть отверстие для отвода газа из затруба и для замера уровня жидкости в скважине эхолотом. В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти. Выше тройника, для его герметизации и пропуска сальникового штока, устанавливают сальник с крышкой и пружиной. Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию. Для спуска в скважину манометра или пробоотборника через затрубное пространство применяют эксцентричную планшайбу, где отверстие для спуска скважинных приборов смещено от центра на некоторое расстояние.

Конструкция самоуплотняющегося устьевого сальника позволяет поднимать на поверхность плунжер или вставной насос без разъединения линий и снятия тройника.

Сальниковый шток подвешивают к головке балансира станка-качалки с помощью канатной подвески ПКН (подвеска канатная нормального ряда). Основными приводными механизмами штанговых насосов являются станки-качалки типа СКН или СК, которые устанавливаются на приустьевой площадке скважины.

Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме и спуске насосных штанг или НКТ; ликвидация обрыва и отвинчивание штанг; проверке и замене клапанов, посадочного конуса; смене насосов; расхаживании заклинившегося плунжера в цилиндре насоса.

Проверка и смена трубного насоса. После разборки и демонтажа станка-качалки и устьевого оборудования из скважины извлекают насосные штанги с плунжером и укладывают рядами на стеллаж. Затем вместе с цилиндром насоса и защитным приспособлением, присоединенным к его приему, извлекают насосные трубы.

После окончания подъема насоса определяют глубину уровня и забоя в скважине. Если фильтр открыт, то приступают к спуску нового насоса. Если после проверки насоса на поверхности устанавливают, что цилиндр и плунжер сильно сработаны, то их заменяют. Если же они еще пригодны для дальнейшей эксплуатации, то их промывают керосином и вновь спускают в скважину.

Вначале спускают защитное приспособление (газовый, песочный или газопесочный якорь, сепаратор, фильтр, защитную сетку), затем спускают на трубах насос на заранее намеченную глубину. После этого сажают трубы планшайбу, спускают плунжер на насосных штангах и, не допуская их на 5 – 6 метров до цилиндра насоса, заливают водой, спущенные в скважину насосные трубы. Заполнив насосные трубы водой до устья, определяют нижнее положение плунжера при максимальном наклоне головки балансира станка- качалки.

После сборки устьевого оборудования скважины и станка качалки, присоединение сальникового штока к головке балансира при помощи канатной подвески скважину запускают в работу. Так как насосные трубы до ее пуска были заполнены водой, то при первых же качаниях балансира начинается подача жидкости насосом.

Замена клапанов. Для замены клапанов штанги вместе с плунжером насоса поднимают из скважины. После смены отработанных клапанов плунжер спускают в трубы на насосных штангах. Установив плунжер в цилиндр и отсоединив приемный клапан от нижнего его конца, штанги обмывают водой. Затем спущенные в скважину трубы заполняют водой, устанавливают устьевое оборудование, монтируют станок-качалку, сальниковый шток присоединяют к канатной подвеске и пускают станок-качалку в работу.

Перед разборкой устьевой арматуры ремонтируемой скважины следует убедиться, что давление в скважине снижено до атмосферного, затем снять шпильки, соединяющие ФА с трубной головкой, кроме двух шпилек, расположенных диаметрально противоположно. После этого снять оставшиеся шпильки, поддерживая ФА в вертикальном положении, поднять ее и установить в угол рабочей площадки, прикрепив к ноге вышки или мачты.

Запрещается:

Производства ремонта скважины при переливе жидкости из нее;

Изменять положение балансира путем проворачивания клиноременной передачи вручную;

Расхаживать заклиненный плунжер глубинного насоса;

Применять клиновую подвеску при свинчивании и развинчивании штанг механическими ключами.

При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения:

Износ штанг и истирание НКТ

Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды

Поступление из пласта в скважину газа и песка

Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг.

Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины. Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. Так же применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает.

Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами:

Используют насосы с уменьшенным вредным пространством

Увеличивают длину хода плунжера

Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине

Откачивают газ из затрубного пространства

Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса:

Установка на приеме насоса песочного якоря

Регулирование отбора жидкости из скважины;

Применение трубчатых штанг.

Подготовка скважины к спуску в них погружного агрегата заключается в проверке состояния экс.колонны шаблоном, диаметр которого должен быть на 4 мм. Больше максимального наружного диаметра ЭЦН и длиной не менее 9 м. Перед спуском ЭЦН устанавливают мостки для укладки на них деталей погружной установки, монтируют подвесной ролик ко второму поясу мышки. Подвесной ролик служит для направления кабеля, сбегаемого с верхней части барабана к устью скважины. Кабеленаматыватель устанавливают в 15 – 17 м. от устья скважины.

Спуск погружного центробежного электронасоса выполняют в следующем порядке:

На устье скважины двигатель соединяют с гидрозащитой и насосом.

Надевают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки на фланец экс.колонны.

Опускают транспортировочную крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную крышку.

Соединяют двигатели с компенсатором, вывинчивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3 – 4 оборота.

Вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута на фланец экс.колонны.

Снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 кОм.

Далее с двигателя снимают верхнюю транспортировочную книжку, проверяют вращение вала шлицевым ключом, надевают хомут на протектор и поднимают над устьем скважины. Затем снимают верхнюю крышку протектора и проверяют вращение его вала, проверяют посадку шлицевой муфты на валы двигателя и протектора и соединяют двигатель с протектором.

ЭЦН приподнимают над устьем, вывинчивают пробку с компенсатором, открывают его перепускной клапан и вновь ввинчивают пробку. Затем кратковременно включают двигатели для определения правильности направления вращения вала (против часовой стрелки при наблюдении за валом сверху). После этого погружной агрегат соединяют с первой НКТ, под которой монтируют спускной клапан. Скорость спуска ЭЦН не должна превышать 0,25 м/сек.

Прежде чем приступить к работам по подъему ЭЦН из скважины, необходимо выключить установку и блок рубильник-предохранитель. Затем отсоединяют кабель, питающий двигатель, от станции управления и проверяют сопротивление изоляции. Далее демонтируют устьевую арматуру через сбивной клапан, установленный над насосом, спускают жидкость из колонны НКТ при помощи спецгруза. В результате жидкость из труб перетекает в экс.колонну. Затем в муфту верхней НКТ, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок для захвата элеватором. Разбирают сальник кабельного ввода в планшайбе и извлекают НКТ с кабелем. Скорость подъема ЭЦН не более 0,25 м/сек.

По мере подъема труб кабель освобождают от клямсев, недопуская падения их в скважину и навивают КРБК на барабан кабеленаматывателя.

После подъема ЭЦН снимают защитные кожухи плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец экс. колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верхнюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на стеллаж.

Необходимые требования по монтажу и спуску ЭЦН:

ЭЦН на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов-элеваторов. Проушины хомутов должны быть снабжены предохранительными шпильками.

Намотка и размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

Скорость спуска ЭЦН в скважину не должна превышать 0,25м/с.

При СПО не следует допускать изгибов, перегибов, перекосов и ударов кабеля, а так же его загрязнения.

Остановка барабана должна производиться только отключением электропривода. Запрещается тормозить барабан руками, досками и трубами.

После спуска центробежного электронасоса оставшийся кабель должен подвешиваться на специальном устройстве или укладываться на площадке у станции управления и ограждаться.

Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании установки ЭЦН на устье скважины.

При разработке пластов, сложенных рыхлыми породами в призабойной зоне разрушается скелет пласта. В этом случае жидкость и газ во время движения по пласту увлекают в скважину значительное количество песка. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, образуя пробку, прекращая доступ флюида из пласта. Поэтому для возобновления нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от песка. Разберем наиболее используемые способы.

Прямая промывка скважины от песчаной пробки – процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных НКТ и выноса размытой породы жидкостью через затрубное пространство скважины (затруб). Конец подвески труб оборудуют пером, фрезером, фрезером-карандашом.

Скоростная прямая промывка – при наращивании промывочных труб процесс промывки не прекращается, это исключает оседание размытого песка и прихват колонны НКТ.

Обратная промывка скважины – процесс удаления песка из скважины путем нагнетания промывочной жидкости в затрубное пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка.

Промывка скважин струйными аппаратами применяется в тех случаях, когда экс. колонна имеет дефекты. Установка для промывки состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и поверхностного оборудования (шланга, вертлюга, приспособления для подлива воды)

Очистка скважин от песчаных пробок аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом. Применяют в скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забоях рыхлых пробок. Для герметизации устья используют сальник. В качестве рабочего агента применяют аэрированную жидкость, пену, сжатый воздух. Преимущества такого способа – исключение поглощения промывочной жидкости пластом; ускорение процесса ввода скважины в эксплуатацию после очистки от пробки; возможность очистки части колонны ниже отверстий фильтра (зумпфа).

Промывка аэрированной жидкостью с добавлением ПАВ. Применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости.

Промывка скважин с поверхностно-активными веществами (ПАВ). Применяют для снижения поверхностного натяжения на границе нефть – вода. Добавка ПАВ к жесткой воде способствует снижению ее поверхностного натяжения и быстрому, почти полному удалению этой воды из призабойной зоны при освоении скважины. В качестве ПАВ используют сульфанол, сульфонатриевые соли, деэмульгаторы и др.

Промывка скважин пенами. При определенной концентрации раствора ПАВ в воде образуется стабильная пена, которую используют для промывки скважин.

Очистка скважин от пробок желонками. Метод заключается в последовательном спуске на забой желонки, заполнении ее и подъеме. Различают простые, поршневые и автоматические желонки. Несмотря на простоту, этот метод обладает рядом существенных недостатков – длительность процесса; возможность протирания экс.колонны; возможность обрыва тартального каната или проволоки; загрязнения рабочего места. При очистке скважины от рыхлых пробок и небольшой высоте столба жидкости рекомендуется использовать простые желонки, при плотных пробках – поршневые, во всех остальных случаях – автоматические.

Очистка скважин от песчаных пробок гидробурами. Песчаные пробки из скважины можно удалять и без спуска промывочных труб. Для этой цели применяют гидробур, спускаемый на канате. После удара о пробку гидробур приподнимают на 2 – 3 метра и вновь ударяют долотом о поверхность. Во время очередного подъема плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота, затем песок попадает в желонку, а жидкость – в поршневой насос. При таких ударах в несколько приемов в гидробур засасывается осевшая на забое песчаная пробка. Во избежание образования петель каната или большого его натяга и обрыва рекомендуется проводить работы на пониженной скорости подъемника.

Традиционные методы гидродинамических исследований, такие как методы восстановления давления и установившихся отборов в большинстве случаев неприменимы для исследований малодебитных скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора Приобского месторождения. Причиной этого является невозможность соблюдения технологий исследований указанными методами, в частности, невозможность создания нескольких пли хотя бы одного устойчивого режима работы добывающей скважины.

Согласно технологии центра «Информпласт» (ВНИИнефть) в течение достаточно длительного промежутка времени (2-З суток и более) производится наблюдение за режимом работы скважины. В процессе работы скважины регистрируется во времени изменение следующих параметров: забойных давления и температуры, буферного и затрубного давлений на устье скважины, а также дебита скважины на замерной установке на поверхности. Измерения на забое скважины производятся дистанционными приборами, что позволяет в процессе временных измерений определять режим работы скважины. Затем, в зависимости от режима работы выбираются методы и технология дальнейших исследований данной скважины.

Большинство скважин на месторождении, эксплуатирующихся фонтанным способом, являются периодически фонтанирующими. В аналогичном режиме работают и многие скважины, оборудованные погружными насосами. В процессе исследований определяются средние значения времени фонтанирования; времени подъема уровня до устья с момента прекращения фонтанирования; забойного давления, при котором начинается фонтани-рование и забойного давления, при котором начинается подъем уровня. Все эти характеристики периодического фонтанирования необходимо знать при обработке регистрируемой впоследствии кривой восстановления давления (КВД). Они необходимы для воссоздания истории работы скважины в последние несколько суток перед закрытием ее на КВД.

Если скважина работает в режиме периодического фонтанирования, то производится оценка участков роста давления после прекращения фонтанирования. Если на этих участках происходит рост уровня в скважине, длина участков достаточно продолжительна (не менее 10-15 часов), амплитуда изменения давления достаточно велика (не менее 15-20 ат) и кривые достаточно гладкие, то эти участки роста давления могут быть использованы для обработки по методу прослеживания уровня.

Если же эти участки роста давления не соответствуют указанным выше условиям, то для исследований скважины методом прослеживания уровня необходимо использовать компрессирование скважины. Бывают случаи, когда по каким-либо причинам невозможно использовать компрессор. Если при этом в скважине имеется высокое затрубное давление порядка 30-40 ат, то снижение уровня в стволе скважины для проведения исследований методом прослеживания уровня можно получить в результате разрядки затрубного пространства в линию.

После завершения исследований методом прослеживания уровня при периодическом фонтанировании проводится исследование методом восстановления давления. При постоянном фонтанировании согласно обычной технологии скважина закрывается на КВД после последнего режима исследований методом "установившихся" отборов. При периодическом фонтанировании скважина закрывается на КВД после подъема уровня до устья скважины, т.е. перед началом ее фонтанирования.

Так как условия, при которых проводятся измерения параметров в скважинах, существенно отличаются от условий работы измерительных приборов общепромышленного назначения, приборы для глубинных измерений следует рассматривать как отдельную группу средств измерительной техники.

Наиболее существенными являются следующие особенности работы глубинных приборов.

1. Измерения проводятся на значительном удалении от места наблюдения за показаниями приборов: глубина спуска прибора в скважину достигает 7000 м.

2. Прибор (снаряд) эксплуатируется в измеряемой, среде и подвергается действию окружающего давления, температуры и коррозионных жидкостей. В связи с увеличением глубин бурения, а также с необходимостью контроля различных процессов по интенсификации добычи нефти и газа, давление окружающей среды может достигать 1000—1500 кгс/см2, а температура до 300—400° С.

3. Прибор спускается на проволоке или кабеле в затрубное пространство или в трубы диаметром 37—63 мм.

4. При спуске прибора в скважину через трубы на него действует выталкивающая сила тем большая, чем выше скорость встречного потока жидкости или газа и меньше проходное сечение между внутренней стенкой трубы и корпусом прибора. В отдельных случаях спуск глубинного прибора в действующие скважины представляет сложную техническую задачу.

5. Во время спуска и подъема прибор подвергается ударам, а во время работы, например, в скважине, оборудованной установками погружных электронасосов, и действию вибрационных нагрузок.

6. Время пребывания прибора в месте измерения в зависимости от вида проводимых исследований и способа эксплуатации скважин составляет от нескольких часов до нескольких месяцев.

7. Среда, в которой находится прибор, как правило, представляет собою многофазную жидкость, содержащую нефть, газ, воду и механические включения (песок, шлам и т. д.) с различными физико-химическими свойствами (плотность, вязкость, наличие солей и т. д.).

В соответствии с указанными выше особыми условиями работы к конструкции глубинных приборов предъявляется ряд требований. Вследствие воздействия на них встречного потока жидкости или газа и необходимости спуска в геометрически ограниченное пространство наружный диаметр корпуса приборов в основном не должен превышать 32—36 мм, а при спуске через 37-мм трубы или в затрубное пространство — 20—25 мм. Длина его также ограничена: обычно не превышает 2000 мм, так как увеличение ее сверх этого предела значительно осложняет операции, связанные с подготовкой прибора к спуску в фонтанные скважины. Кроме того, должна быть обеспечена полная герметичность внутренней полости прибора от внешнего давления. Особые требования предъявляются также к устройствам, расположенным в глубинном приборе и эксплуатируемым в условиях повышенной температуры, ударов и вибраций.

По способу получения измерительной информации глубинные приборы делятся на:

а) автономные, результаты измерения которых можно получить только после извлечения их из скважины;

б) дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала измерительной информации по кабелю.

Выпускаемые промышленностью автономные (самопишущие) скважинные манометры широко используют для исследования добывающих и нагнетательных скважин, а также для испытаний с помощью трубных испытателей пластов.

Манометр типа МГН-2 с многовитковой трубчатой пружиной, принципиальная схема которого приведена на рис. 10.2, а, предназначен для измерения давления в добывающих скважинах.Давление в скважине через отверстие в корпусе 9 передается жидкости заполняющей внутреннюю полость разделительного и манометрической трубчатой пружине (геликсу) 8. Под действием измеряемого давления свободный конец геликса поворачивает ось 7, на которой жестко крепится пластинчатая пружина с пишущим пером 6. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку 5, линию, длина которой пропорциональна измеренному давлению.

Рис. 10.2 Схема глубинного геликсного манометра типа МГН-2 (МГИ-1М)

Рис. 10.3. Геликсный манометр типа МГТ-1

Для получения непрерывной записи давления каретка соединяется с гайкой 2, которая перемещается поступательно по направляющей 3 при вращении ходового винта 4. Равномерное вращение винта осуществляется с помощью часового привода 1.

Пружинно-поршневой манометр МПМ-4 предназначен для исследования скважин, оборудованных насосами, через затрубное пространство. Действие его основано на уравно-вешивании измеряемого давления силой натяжения винтовой цилиндрической пружины

Под влиянием скважинного давления р поршень 6 (рис. 10.4, а), уплотненный резиновым кольцом 7, деформирует винтовую цилиндрическую пружину 5 и перемещается на ход, пропорциональный измеренному давлению.

Перемещение поршня регистрируется пишущим пером 8 на бланке, вставленном в барабан 9.

Рис. 10.4 Схемы манометров с вращающимся поршнем

Внутренняя полость маноблока, где размещена винтовая пружина, заполнена жидкостью и предохраняется от загрязнения разделителем 4. В конце хода поршень садится на упор во избежание поломки пружины при дальнейшем повышении давления.

Для уменьшения трения в уплотнении поршня ему придается вращательное движение. В манометре МПМ-4 поршень жестко соединен с пишущим пером, а бланк установлен в неподвижном барабане. Вращение осуществляется с помощью электродвигателя 2, питаемого от батареи сухих элементов 1. Пишущее перо во время движения поршня чертит на диаграммном бланке винтовую линию.

Для получения четкой картины изменения давления частота вращения поршня уменьшается с помощью понижающего редуктора 3. Такое же медленное вращение поршня можно обеспечить, если вместо электродвигателя с редуктором применить усиленный часовой привод.

Автономные компенсационные манометры типа «Байкал-1» предназначены для измерения и регистрации небольших (до 2,5 МПа) давлений в скважинах.

Действие манометра основано на уравновешивании измеряемого давления натяжением винтовой цилиндрической пружины. В отличие от пружинно-поршневых манометров прямого действия (МПМ-4) трение в записывающем устройстве этого прибора не влияет на его погрешность и чувствительность, так как деформация чувствительного элемента служит только для замыкания электрической цепи питания электродвигателя, который перемещает пишущее перо на ход, пропорциональный измеренному давлению.

Конструктивно манометр «Байкал-1» (рис. 10.5) состоит из преобразователя давления I, регистрирующего устройства II и блока питания III.

В качестве чувствительного элемента использованы сильфоны 16 и 18 разного диаметра, имеющие общее дно 17, которое жестко соединено штоком 15 с винтовой цилиндрической пружиной 13. Второй конец пружины навинчен на якорь 12, выполненный в виде гайки, поступательно перемещающейся по ходовому винту 11, вращаемому с помощью электродвигателя постоянного тока 6. Вал электродвигателя одним концом соединен через понижающий редуктор с промежуточным винтом 9 и далее с основным винтом 11, а вторым концом также через понижающий редуктор — с винтом 5 регистрирующего устройства.

Рис. 10.5 Компенсационный манометр «Байкал-1»

Рис. 10.6. Преобразователь давления дифманометра «Онега-1»

Измеряемое давление через разделитель 19 воздействует на кольцевую площадь сильфона большего диаметра 18, в результате чего он деформируется и перемещает шток 16 с закрепленным на нем плечом пружинного контакта 14. При этом подвижной контакт замыкает электрическую цепь питания электродвигателя, вал которого приводит во вращение ходовые винты преобразователя давления и регистрирующего устройства. При вращении винта 11 гайка 12 деформирует пружину 13 до тех пор, пока ее натяжение не станет равным усилию, действу-ющему на сильфон 18. При равенстве усилий подвижной контакт вернется в нейтральное положение и разомкнет цепь питания электродвигателя. Частота вращения вала электродвига-теля, а следовательно, и деформация пружины будут пропорциональны измеренному давлению.

Одновременно пишущее перо 4 переместится по ходовому винту 5 на расстояние, также пропорциональное частоте вращения вала, а следовательно, измеренному давлению. Таким образом, на бланке, вставленном в барабан 3 часового привода 2, будет прочерчена линия, длина которой характеризует измеренное давление. С понижением давления подвижной контакт отклонится в другую сторону и вновь замкнет цепь электродвигателя, вал которого начнет вращаться в обратную сторону до тех пор, пока усилие, действующее на сильфон, не уравновесится натяжением пружины. В этот момент подвижной контакт снова переместится в нейтральное положение и разомкнет цепь питания электродвигателя.

Для предотвращения прибора от поломки при повышении давления служат микровыключатели 7, которые прерывают цепь питания электродвигателя в крайних положениях ползуна 8, перемещающегося по промежуточному винту 9. Электрическое питание двигателя осуществляется с помощью элементов 1, установленных в блоке питания I, а реверс двигателя - с помощью электронного переключателя 10, смонтированного в блоке электродвигателя.

Комплексные приборы ВРГД-36 и Кобра-36РВ содержат преобразователи расхода и влажности, а также пакетирующее устройство. Преобразователь влагомера, в полости которого смонтирован магнитный прерыватель датчика расхода, выполнен в виде цилиндрического конденсатора.

Емкость конденсатора зависит от его геометрических размеров и диэлектрической проницаемости среды, находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды при постоянных размерах конденсатора вызывает изменение его емкости, что позволяет определять фазовое соотношение в потоке воды и нефти по известным диэлектрическим постоянным отдельно воды и нефти.

Нижний конец преобразователя влагомера используется в качестве верхней опоры оси турбинки, на которой укреплены магниты, взаимодействующие с магнитным прерывателем тока. Последовательное расположение турбинки и проточного конденсатора способствует образованию части конденсата мелкодисперсной смеси, проходящей за счет турбулизирующего эффекта вращения турбинки.

Эти приборы снабжены пакером с электромеханическим приводом, конструкция которого унифицирована с пакерующим устройством расходомера РГД-2М или Кобра-36РВ. Выходной сигнал, передаваемый на поверхность по одножильному кабелю, несет двойную информацию: о содержании воды в нефти и частоте вращения турбинки.

Частотный сигнал, модулированный по амплитуде, по кабелю поступает на вход наземного блока, где происходит его усиление и разделение на два канала.

В первом канале происходит выделение несущей частоты, характеризующей влажность потока жидкости, во втором — модулирующей частоты, характеризующей частоту вращения турбинки

Комплексный прибор «Поток-5» предназначен для измерения четырех величин: давления, температуры, расхода и влажности жидкости. Этот прибор (рис. 11.3), опускаемый в скважину на одножильном кабеле 1, состоит из преобразователей указанных величин и пакера с электромеханическим приводом. Локатор сплош-ности, в который входят трансформаторы 2, включенные совместно, и электронный блок, обеспечивает точную привязку данных к разрезу скважины. Датчик давления состоит из геликсной пружины 8 и индуктивного преобразователя. Свободный конец геликса соединен с ферритовым полукольцом, входящим в катушку 4. С повышением или понижением давления в скважине ферритовый сердечник перемещается внутри катушки, изменяя ее индуктивность. В качестве преобразователей температуры использованы полупроводниковые элементы 6. Изменение сопротивления этих элементов, пропорциональное уменьшению или увеличению температуры окружающей среды, преобразуется в частоту. Расход измеряют с помощью датчика с заторможенной турбинкой 9. Поток жидкости, воздействуя на турбинку, вызывает закручивание струн на определенный угол, что приводит к перемещению ферритового полукольца 8 внутри катушки и изменению ее индуктивности. Содержание воды в нефти определяется с помощью емкостного датчика 10.

Катушки индуктивности датчиков давления и расхода входят в состав колебательных контуров LC-генераторов. Поэтому при изменении индуктивности изменяется частота выходного сигнала. Преобразование индуктивности в частоту происходит в электронных блоках 5 и 7. Датчики подключаются к наземной аппаратуре последовательно посредством вызова сигнала или автоматически через 10-12 с. При подключении по вызову время измерения неограниченно. В автоматическом режиме работы время измерения составляет 2-3 с.

Пакерующее устройство состоит из пакера, образованного металлическими пластинами 12, пары винт—гайка 15 и электродвигателя 17. Пластины пакера, образующие каркас, закреплены во втулках в два ряда. Нижняя подвижная втулка 14 соединена с гайкой, перемещающейся по ходовому винту 13, который через редуктор 16 соединен с валом электродвигателя. При открытии пакера по сигналу с поверхности гайка вначале совершает движение по винтовой линии, перемещаясь по пазу со скосом.

Пластины 12 каркаса изгибаются и прижимают надетую на них оболочку к стенкам скважины. В конце хода гайка перемещается поступательно по пазу, параллельному осевой линии, в результате чего усиливается прижатие пластин к стенкам скважины. При движении гайки по винтовой линии пластины каркаса, закрепленные шарнирно на втулке 14, поворачиваются под углом к образующей. Закрытие пакера происходит в обратном порядке. Диаметр корпуса прибора составляет 40 мм при длине 2800 мм. Предел измерения давления 25 МПа, погрешность ±1,5%. Диапазоны измеряемых расходов могут быть 1—60 или 2—150 т/сут. Предел измерения температуры -100 °С с погрешностью ±1,5%. Масса глубинного прибора не более 15 кг.

При измерениях в скважинах глубиной свыше 1500 м применяют только механизированные глубинные лебедки. Для спуска приборов в скважины (с избыточным давлением на устье) на фонтанной арматуре должен быть установлен лубрикатор 1 (рис. 9.1), представляющий собой полый цилиндр и имеющий в верхнем торце сальник для прохода проволоки или кабеля, манометр 2 и кран 4 для сообщения лубрикатора с атмосферой. К корпусу крепится направляющий и оттяжные ролики 3 для прохода проволоки или кабеля 5.

Рис. 9.1. Оборудование фонтанной скважины для глубинных измерений.

Установка с лебедкой располагается примерно в 25—40 м от устья. Установку ставят таким образом, чтобы вал барабана лебедей был перпендикулярен направлению движения проволоки от скважины до середины барабана.

Для подготовки глубинного прибора 6 к спуску конец проволоки от лебедки 7 пропускают через сальник лубрикатора, вывинтив его предварительно из корпуса.

Закрепив конец проволоки в подвесной части прибора, его помещают в корпус лубрикатора и

завинчивают сальник. Сальник затягивают так, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом обеспечить возможность движения ее через сальник.

Лебедка Азинмаш-8 (Азинмаш-8А и Азинмаш-8Б) монтируется на автомашине ГАЗ-66.

Она предназначена для спуска и подъема в скважину измерительных приборов на глубину до 6000 м (глу- бинные манометры, термометры), а также для измерения глубины скважин и уровня жидкости в них. Привод ее осуществляется от коробки передач автомашины через карданный вал и узел цепной передачи. Для ручного подъема приборов предназначена рукоятка, смонтированная на барабане лебедки.

Техническая характеристика лебедки:

Диаметр бочки барабана, мм165

Длина бочки барабана, мм200

Диаметр проволоки, мм1,6-1,8

Габаритные размеры, мм:

длина1195

ширина895

высота892

Габаритные размеры агрегата, м:

длина6,1

ширина2,1

высота2,8

Масса, кг:

агрегата4320

лебедки (без проволоки) 323

Для точного отсчета глубины спуска прибора лебедка оборудована мерительным аппаратом: мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счетчика, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.

Мерительный аппарат позволяет определить глубину положения прибора с точностью до 0,1 м. Лебедка управляется рычагами.

Заключение

Обслуживание нефтяных скважин включает исследование нефтяных скважин, анализ их работы и устранение неисправностей газлифтнои установки.

Целью исследования является определение параметров пластов, пластовых жидкостей и призабойной зоны для оценки рационального расхода рабочего агента (газа) по критерию максимума добычи нефти или минимума удельного расхода газа.

Основной метод исследования нефтяных скважин — метод пробных откачек. Забойное давление при этом определяется глубинным манометром или расчетом по давлению нагнетаемого газа.

Существует много методов исследования скважин н технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий.

Список использованной литературы

1. Справочник по добыче нефти/В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. 2000. - 374 с.: ил.

2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.

Заканчивание скважин 2000г.

4. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Назаров А, Г.

Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/Под ред. МД. Валеева. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003.

5. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие / Под ред. Р.С. Яремийчука. - М.: ООО "Недра-Бизнеспентр", 1999.

6. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.

7. Лысенко В.Д., Грайфер В.И.

Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. 2001.

8. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998.

9. Басарыгин Ю.М. , Будников В.Ф., Булатов А.И.

Теория и практика предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: в 6 т. -

М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.

4