Учебное пособие - Свабирование - файл n1.doc

Учебное пособие - Свабирование
Скачать все файлы (2056 kb.)

Доступные файлы (1):
n1.doc2056kb.30.03.2014 07:20скачать

n1.doc

  1   2   3   4


ЗАО ПГО «Тюменьпромгеофизика»


ПРАКТИКУМ

По освоению технологий ГИС




Рабочее пособие для стажера



СВАБИРОВАНИЕ

Мегион 2002

Содержание




  1. Теоретические основы метода 3




  1. Применяемая аппаратура и оборудование 4




  1. Метрологическое обеспечение аппаратуры 9




  1. Технология проведения работ 11




  1. Домашнее задание 15




  1. Лабораторная работа на тренажере 16




  1. Практическая работа на скважине 23




  1. Оценка качества измерений 24




  1. Аттестация на допуск к работе 25

Теоретические основы метода



Свабирование нефтяных скважин с использованием геофизического оборудования производят с целью освоения скважины, увеличения дебита действующей скважины, понижения уровня жидкости в скважине или только в НКТ. В последнем случае недропользователь оборудует низ НКТ временным заколонным пакером, перекрывающим пространство между НКТ и обсадной колонной.

Итак, свабирование применяется:

  1. Для удаления бурового раствора из скважины.

  2. Для удаления продуктов распада после кислотной обработки.

  3. После проведения гидроразрыва пласта.

  4. Перед ПВР (снижение уровня перед перфорацией).

  5. После ПВР для увеличения притока.

  6. Выявление динамического положения уровня жидкости в скважине- определение глубины установки насоса.

  7. Замена жидкостей в скважине.

  8. Запуск скважин путем создания перепада давления.

  9. Определение наличия какого-либо притока жидкости.

  10. Разгрузка газовой скважины и удаление жидкости, которая снижает или полностью останавливает добычу газа.

Для контроля процесса свабирования скважины и получения данных для построения кривых снижения и повышения уровня жидкости свабирующее устройство оснащают датчиками для измерения давления жидкости над свабом, содержания воды в нефти (влагомер), удельной электрической проводимости скважинной жидкости (резистивиметр), температуры жидкости, нагрузки (натяжения кабеля) на сваб и ускорений сваба (акселерометр), которые располагают непосредственно над свабом и подсоединяют к кабелю.

В НКТ ниже заданного уровня понижения жидкости устанавливают на якоре автономный манометр с термометром, который опускают и извлекают с помощью геофизического кабеля, оснащенного разъемным кабельным наконечником.

Для свабирования используют технические средства, отвечающие следующим условиям:

Свабирование и сопровождающие его геофизические исследования выполняют согласно наряд-заказу и плану работ, согласованным между недропользователем и производителем работ.

Применяемая аппаратура и оборудование




Наземное оборудование:

Манометры:

Устьевое оборудование включает в себя цифровые манометры КРТ-01 и поплавковый уровнемер ПУ-01, которые работают совместно с каротажной станцией «Мега». Цифровые манометры КРТ-01 подают непрерывные цифровые данные о давлении на бортовой компьютер каротажной станции, где происходит их регистрация в реальном времени. Манометры КРТ-01 подсоединяются к стандартному штуцеру на выкидной и затрубной линии. Информация об изменении во времени буферного и затрубного давления очень важна при исследовании скважин при их освоении компрессором или в фонтанирующих скважинах, где имеет место избыточное давление. В мерной емкости устанавливается поплавковый уровнемер ПУ-01, обеспечивающий непрерывную цифровую регистрацию в реальном времени уровня жидкости в мерной емкости, и, как следствие, мгновенного дебита на устье. В нагнетательных и фонтанных скважинах также применяется накладной акустический расходомер ДНЕПР-7, устанавливающийся на выкидной линии и не требующий ее демонтажа.

Оборудование включает: сальниковое устройство, лубрикатор, насос высокого давления, тройник-разрядник, противовыбросовый превентор и быстро-разъемные соединения (рис.1).

Сальниковое устройство:

Очистка кабеля, троса от нефти, воды за счет обжима, предотвращение разбрызгивания и загрязнения подъемных установок и прискважинной зоны.
Лубрикатор (камера для скважинного оборудования, длина и размеры зависят от типа применяемого оборудования для свабирования, лифта скважины, возможна работа как манжетами 3Ѕ, 2⅞ и 2⅜, так и манжетами меньшего размера (при необходимости).
Противовыбросовый превентор позволяет перекрывать ствол при спущенном геофизическом кабеле, тросе.
Быстро-разъемное соединение (БРС) с уплотнительным кольцом внутри. С помощью молотка легко отсоединить (подсоединить) лубрикатор от противовыбросового превентора.
Тройник-разрядник. Проходное отверстие тройника по вертикали 3, отверстие горизонтального отвода 2. На горизонтальном отводе тройника устанавливается четверть-поворотный шаровый кран, с противоположной- кран высокого давления с манометром.
Сальниковые манжеты (типа «Н»):

Манжеты в летнем и зимнем исполнении отечественная промышленность не выпускала. Эти уплотнения поступали в Россию из США.

ПГО «Тюменьпромгеофизика» понадобилось почти 2 года, чтобы совместно с ведущими научно-исследовательскими институтами разработать тепломорозостойкую резину для манжет, которая имеет низкую степень истираемости и высокую степень пластичности.

Манжеты, разработанные в Корпорации, в соотношении цена/качество, существенно лучше манжет типа «Н».

Летние сальниковые манжеты – более плотные, пригодны для работы при температуре –15 градусов по Цельсию.



Рис.1. Оборудование, используемое при свабировочных работах.

Зимние сальниковые манжеты – мягкие, пригодны для работы при температуре –45 градусов по Цельсию.

«Интервал» 7.5 кг

«Состав» 7.0 кг

«Поток» 3 кг

Лубрикаторы

Лубрикаторы предназначены для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле без разгерметизации устья скважины. Их устанавливают на буферной задвижке фонтанной арматуры действующих скважин.

Лубрикатор должен содержать снизу вверх следующие основные функциональные элементы:

Переходник должен быть оборудован фланцем, параметры и размеры которого соответствуют размерам фланца буферной задвижки фонтанной арматуры скважины.

Превентор представляет собой цилиндр с размещенной в нем парой цилиндрических плашек с торцевыми уплотнениями для герметизации скважины. Перемещение плашек при закрытии или открытии превентора осуществляется вручную при помощи резьбовой пары винт-гайка или дистанционно при помощи цилиндра с гидравлическим приводом. В зависимости от условий применяют одинарные превенторы с одной парой плашек и многорядные – с двумя и более рядами плашек, размещенных в разных корпусах или в одном корпусе.

Сигнализирующее устройство (ловушка) снабжено поворотной заслонкой с ручным или гидравлическим приводом для обеспечения пропуска прибора в скважину при выходе его из лубрикатора. Заслонка автоматически пропускает прибор в лубрикатор при подъеме и затем перекрывает входное отверстие.

Камера для размещения прибора с грузами состоит из секционных труб, свинчиваемых между собой с помощью накидных гаек с трапецеидальной резьбой. Длина набора секционных труб должна быть на 1 метр больше длины спускаемого прибора и набора грузов, которые устанавливают над кабельным наконечником для преодоления выталкивающей силы, пропорциональной давлению в скважине и площади поперечного сечения кабеля.

Уплотнительное устройство при работе с геофизическим кабелем представляет собой комбинацию уплотнителей нескольких типов. По принципу действия различают уплотнители: контактные – действующие за счет обжатия кабеля резиновой втулкой при помощи гидравлического цилиндра с гидроприводом; гидродинамические (газодинамические), в которых герметизация кабеля создается за счет гидродинамических (газодинамических) потерь и снижения давления на выходе из уплотнителя при протекании отводимого в дренажную систему флюида, заполняющего скважину, через зазоры между кабелем и калиброванным отверстием; гидростатические, в которых герметизация осуществляется подачей в зазор между кабелем и калиброванным отверстием уплотняющей смазки под давлением, превышающем устьевое, специальной станцией подачи смазки.

Типоразмеры лубрикаторов определяются набором основных параметров, главными из которых являются давление на устье скважины и условное проходное сечение камеры для размещения приборов. Оптимальный параметрический ряд главных значений устьевого давления – 2, 10, 14, 35, 70, 105 МПа; а параметрический ряд числовых значений условного проходного сечения – 50, 65, 80, 100 мм.

Лубрикаторы эксплуатируют в комплекте с верхними и нижними направляющими роликами для пропуска кабеля. Верхний ролик устанавливают на уплотнительном устройстве лубрикатора и при помощи поворотного кронштейна или закрепляют на автономном грузоподъемном устройстве. Нижний ролик закрепляют на фонтанной арматуре скважины либо на автономном грузоподъемном устройстве.

Монтаж и демонтаж лубрикатора на устье скважины осуществляют, пользуясь грузоподъемной лебедкой, которую устанавливают на фонтанной арматуре или на мачте (стойке) лубрикатора, либо с помощью специального грузоподъемного устройства (например, геофизической вышки).

После установки лубрикатора на фланец буферной задвижки фонтанной арматуры проверяют его на герметичность путем постепенного повышения давления скважинного флюида.

Эксплуатацию лубрикаторов, в том числе их гидравлические испытания и опрессовку, осуществляют в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и эксплуатационной документации.

Автономный манометр АМ-1

Назначение и область применения

Автономный манометр-термометр АМ-1 предназначен для регистрации давления и температуры при гидродинамических исследованиях бурящихся, эксплуатационных и нагнетательных скважин. Запись информации осуществляется в электронную память скважинного прибора, имеющего автономное батарейное питание, через равные временные интервалы с привязкой начала измерений к текущему времени. Имеется возможность программируемого запуска прибора с задержкой по времени или превышению заданного порога давления.

Технические данные

- В прибор встроены 4 батарейных модуля, подключающиеся по мере разрядки

предыдущего.

Принцип работы


Скважинный прибор АМ-1 содержит тензопреобразователь - датчик давления, термопреобразователь - датчик температуры, блок обработки аналоговых сигналов, микропроцессор, электрически программируемую память, приемопередатчик RS-232, источник питания +5В, источник питания -5В, коммутатор питания, батарейный блок.

Указанные устройства обеспечивают в автономном режиме питание тензо- , термопреобразователя и других составных частей электронного блока, первичную обработку информации, поступающей от датчиков Р и Т, преобразование ее и запись в электрически программируемую память EEPROM.

Измерение давления осуществляется с помощью тензопреобразователя, который представляет собой тензометрический мост и производит пропорциональное преобразование воздействующего на него скважинного давления в выходной электрический сигнал (напряжение постоянного тока). Этот аналоговый сигнал усиливается, нормируется, преобразуется в двенадцатиразрядный параллельный двоичный код и записывается в ППЗУ прибора.

Измерение температуры осуществляется при помощи резистивного температурного датчика, обеспечивающего пропорциональное преобразование температуры окружающей среды в электрическое напряжение постоянного тока, которое усиливается, нормируется, преобразуется в двенадцатиразрядный двоичный код и записывается в ППЗУ прибора.

При извлечении скважинного прибора на поверхность информация может быть переписана на жесткий диск компьютера. Информация извлекается с помощью программы обслуживания автономных манометров, которая работает в среде Windows.

Наземные цифровые датчики давления КРТ

Устройство и принцип работы


Конструктивно преобразователь выполнен в цилиндрическом корпусе, на котором закреплена табличка с указанием параметров. На одном торце преобразователя расположен штуцер с резьбой М20х1,5-8g и уступом под ключ 27 для присоединения к линии измеряемого давления, на другом - электрический соединитель для подсоединения электрических цепей. В центре штуцера имеется отверстие для подвода измеряемой среды к тензопреобразователю, герметично встроенному в штуцер. В отверстии штуцера выполнена резьба М4-7Н для установки потребителем гидравлического дросселя (при необходимости). На крышке преобразователя имеются закрытые винтами отверстия для доступа к корректору нуля и корректору диапазона. Корректор нуля предназначен для подстройки выходного тока преобразователя на верхнем пределе давления измеряемой среды и используется только при настройке преобразователя на предприятии-изготовителе или при поверке.



Во входной полости преобразователя расположена двухслойная титано-сапфировая мембрана, на сапфировом слое которой размещена тензочувствительная полупроводниковая схема, состоящая из 4 кремниевых тензорезисторов, соединенных в мост Уитстона. Под воздействием измеряемого давления мембрана деформируется, что вызывает изменение сопротивления тензорезисторов (разбаланс тензомоста). Изменение сопротивления тензорезисторов преобразуется в электрический сигнал напряжения, пропорциональный измеряемому давлению.

Выходной сигнал тензомоста преобразуется с помощью электронного устройства в аналоговый выходной сигнал преобразователя - токовый или напряжения. В процессе преобразования проводится раздельная термостабилизация нулевого значения и диапазона выходного сигнала, для чего используется термозависимость входного и выходного сопротивлений тензомоста.

  1   2   3   4
Учебный текст
© perviydoc.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации