Оборудование исследование скважин


Оборудование и приборы, применяемые при исследовании скважин и пластов

               

Для спуска глубинных приборов в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным (когда в скважину насосное оборудование спущено на колонне НКТ) способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины). Лубрикатор представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В

верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных — до забоя.

Измерение давления осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого давления.

Геликсный манометр (рис. а). Измерительная часть его представлена сильфоном 1 и геликсной пустотелой многовитковой плоской пружиной 2, заполненных жидким маслом. Сильфон установлен в нижней изолированной части корпуса манометра 3. Эта часть через отверстие 4 сообщается со скважиной. Измеряемое давление действует на сильфон и передается геликсной пружине, последний заглушённый виток которой (считая от сильфона) поворачивается на определенный угол, пропорциональный давлению. На верхнем витке геликсной пружины закреплено специальное царапающее перо 5, которое также поворачивается на тот же самый угол, на который поворачивается и последний виток геликсной пружины. Регистрирующая часть манометра состоит из каретки 6, которая посажена на ходовом винте 7, а тот соединен с часовым механизмом 8. Часовой механизм вращает ходовой винт, а тот сообщает каретке 6 поступательное движение. Перед спуском манометра в скважину заводится часовой механизм; каретка при этом находится в верхней части. Начиная с этого момента, каретка перемещается вниз на расстояние, пропорциональное времени с начала работы часового механизма. В нижней части манометра в специальном кармане устанавливают максимальный термометр 9. Внутри корпуса манометра давление равно атмосферному. Регистрация давления осуществляется на специальном бланке в координатах «давление Р—время t», который закрепляется на внутренней стороне каретки.

Поршневой манометр (рис. б). Измерительная часть его представлена поршнем 1, один конец которого соединен с растягивающей пружиной 2, закрепленной в нижней камере В корпуса манометра 3. В камере В имеется отверстие 4, сообщающее эту камеру со скважиной. Поршень уплотнен в корпусе манометра сальником 5, который и делит корпус на две камеры: нижнюю В и верхнюю А. В верхней камере давление равно атмосферному. На верхнем конце поршня 1 закреплено специальное перо 6. Регистрирующая часть состоит из каретки 7, которая соединена с часовым механизмом 8. При работе часового механизма каретка поворачивается. На внутренней поверхности каретки закрепляется специальный бланк. Давление в нижней камере В воздействует на нижний торец поршня, вследствие чего поршень движется вверх, а перо при этом прочерчивает на бланке вертикальную линию, равную перемещению штока и пропорциональную давлению в нижней камере. Не останавливаясь на преимуществах и недостатках каждого из манометров, отметим, что они должны иметь небольшой диаметр. Для специальных исследований, например, через затрубное пространство, применяются малогабаритные манометры, диаметр которых не превышает 22 мм

Кроме глубинных манометров, при исследовании скважин применяются глубинные термографы, глубинные расходомеры, а также глубинные комбинированные приборы типа аппарата «Поток».

Современные механизированные установки для добычи нефти содержат в погружном агрегате встроенную постоянно действующую измерительную систему, передающую информацию на поверхность. При этом фиксируемые параметры измеряются на глубине спуска погружного агрегата, а не на забое.

ДЕБИТОМЕРЫ:

Простейшим глубинным дебитомером-расходомером является прибор, фиксирующим элементом которого служит турбинка, скорость вращения которой пропорциональна дебиту (расходу). Число оборотов турбинки преобразуется, например, в электрические импульсы с частотой «и», передаваемые на поверхность измерительному комплексу по электрическому кабелю, на котором дебитомер-расходомер спускается в скважину.

В измерительном комплексе, например, промысловой автоматической исследовательской станции «АИСТ», электрические импульсы фиксируются счетчиком импульсов и запоминаются. Одновременно на поверхности фиксируется и перемещение глубинного прибора. Как правило, глубинные дебитомеры оборудованы специальными легкими пакерами зонтичного типа, которые управляются электрическими импульсами с поверхности и в раскрытом положении перекрывают кольцевой зазор затрубного пространства (зазор между наружным диаметром дебитомера и внутренним диаметром обсадной колонны). К таким многофункциональным дистанционно управляемым с пакерующим устройством комплексным глубинным приборам относится прибор «Поток».

students-library.com

1.3 Комплекс оборудования для исследования скважин

1.3.1 Самоходный подъемник

Для безопасного и экологически чистого исследования комплекс должен включать следующие составные части:

- скважинное оборудование;

- устьевое оборудование;

- средства контроля;

- передвижной подъёмный агрегат

1-самоходный каротажный подъемник; 2-барабан лебедки; 3-гефизический кабель; 4-силовой трансформатор; 5-силовой кабель; 6,7-нижний и верхний ролики; 8-лубрикатор; 9-сливной кран; 10-сальниковоеустройство; 11-штанга; 12-серьга; 13-прибор для исследования; 14-заземляющий провод; 15-станция управления и защиты;16-блок управления внутренних потребителей; 17-НКТ; 18-дренажный шланг; 19-емкость; 20-отложения; 21-перегородка;22-прожектор; 23-опора штанги; 24-опора верхнего ролика;25-крепление опоры штанги

Рисунок 1.2. Схема расположения оборудования при исследовании скважины канатной техникой

В состав данного оборудования( в соответствии с рисунком 1.2.) входят: самоходный подъемник 1, на барабан 2 лебедки которого намотано 1000-1100 м семижильного или трехжильного геофизического кабеля 3; силовой трехфазный трансформатор 4, соединенный с трансформаторной подстанцией четырехжильным кабелем 5; нижний 6 и верхний 7 ролики; лубрикатор 8 с переводником 9; узел герметизации кабеля 10 (сальниковое устройство); штанга 11 с удерживающей серьгой 12; нагреватель 13; заземляющий провод 14; блок управления и защиты 15 электрической цепи кабель-нагреватель; блок управления и защиты 16 электрических цепей бытовых приборов; дренажный шланг 18; емкость для сбора жидкости 19.

Спуск и подъем кабеля с нагревателя в скважину для растепления отложений производится с помощью специального спускоподъемного оборудования с приводом от двигателя автомобиля, на шасси которого это оборудование смонтировано. Обычно для этих целей используются самоходные каротажные подъемники, применяемые для геофизических исследований скважин. Среди этих подъемников наибольшее применение нашел подъемник типа ПКС-5, смонтированный на шасси автомобиля «УРАЛ» с дизельным двигателем, обладающего высокой проходимостью по бездорожью. Кузов подъемника фургонного типа разделен перегородкой на две части: лебедочное отделение и кабина машиниста. Кинематическая схема самоходного каротажного подъемника ПКС-5 приведена ( в соответствии с рисунком 1.3).[8]

Лебедка с барабаном 7, укладчиком кабеля 9 и маслонаполненным коллектором 8 приводится в действие двигателем 1 автомашины через коробку перемены передач 2, раздаточную коробку 3, коробку отбора мощности (КОМ) 4, вспомогательный карданный вал 5 и двухскоростной редуктор 6, с которым барабан лебедки соединен четырехрядной цепью 11.Автоматический укладчик кабеля 9 имеет ручную корректировку.

1-двигатель; 2-коробка передач; 3-раздаточная коробка; 4-коробка отбора мощности (КОМ); 5-вспомогательный карданный вал; 6-двухскоростной редуктор; 7-лебедка; 8-коллектор; 9-укладчик кабеля; 10-цепь привода укладчика; 11-цепь привода барабана лебедки

Рисунок 1.3. Кинематическая схема самоходного каротажного подъемника ПКС-5

Механизм управления лебедкой находится в кабине машиниста. Здесь же установлены рукоятка укладчика кабеля, ручной тормоз лебедки, ручка для пневматического торможения лебедки, рычаг для переключения скорости редуктора, рычаг дублера переключения скоростей коробки

перемены передач, дублер сцепления, дублер газа, блок управления и защиты электрической цепи кабель- нагреватель, блок управления и защиты электрических цепей бытовых приборов, пульт управления и контроля за работой подъемника, электрообогреватели кабины машиниста, отопитель. Кроме этого, в кабине машиниста имеются огнетушители, кошма и два дивана, в ящики которых укладываются запасные части и инструмент.

Рычаг (или тумблер) включения коробки отбора мощности находится в кабине водителя автомобиля.

В лебедочном отделении в задней части у стенки кузова со стороны коллектора установлен силовой трансформатор, а на противоположной стенке кузова на кронштейнах вывешивается силовой кабель. В лебедочном отделении располагаются два противооткатных упора, заземляющие провода, нижний и верхний ролики, штанга с серьгой, инструмент и приспособления, необходимые для монтажа оборудования и работы на скважине. На верхней части одной из створок дверей лебедочного отделения установлен прожектор.

Основными узлами лебедки является сварная рама, установленная в кузове подъемника и закрепленная стремянками, и барабан лебедки. Последний изготовлен из немагнитного металла и закреплен на раме в подшипниках, состоит из двух ступиц стального литья, сваренных с бочкой, двух полуосей, на одной из которых закреплено цепное колесо привода. По периферии тормозных шайб проточена выемка, в которую уложены стальные ленты с тормозными колодками. Тормоз управляется с помощью рычага со стопорной гребенкой и дублируется пневмоприводом. Одновременная работа тормозных лент обеспечивается регулировкой тормозных стяжек и наличием тормозного балансира. Это достигается только тогда, когда ось коромысла балансира будет строго параллельна оси барабана лебедки. Между упорными винтами рамы и балансиром должны быть зазоры 5-7 мм.

Вращение барабана осуществляется цепной передачей от двухскоростного редуктора. Перед торможением барабана необходимо включить сцепление автомобиля (желательно с некоторым интервалом времени для того, чтобы погасить инерцию привода) и только после этого пользоваться тормозом. Это не относится к случаю свободного спуска кабеля, когда привод вообще выключен.

Автоматический кабелеукладчик устанавливается на раме лебедки. Основными частями кабелеукладчика являются направляющие, ходовой винт и каретка. Передвижение каретки осуществляется от барабана лебедки через цепную передачу, редуктор и ходовой винт.

Двухскоростной редуктор состоит из конической пары, трех пар цилиндрических шестерен, муфты переключения, звездочки цепной передачи, двух валов и механизма переключения. Шестерни редуктора работают в масляной ванне. Уровень масла контролируется через контрольную пробку. Смена масла производится одновременно со сменой масла в раздаточной коробке автомобиля. Переключение скоростей двухскоростного редуктора производится при остановленной и заторможенной лебедке и выключенном сцеплении автомобиля.

Рычаг переключения скоростей двухскоростного редуктора включается только во время работы лебедки. Во всех остальных случаях он должен находиться в положении «Выключено» так же, как и рычаг (тумблер) включения коробки отбора мощности. В противном случае при включенной коробке отбора мощности барабан лебедки будет вращаться во время движения автомобиля, что является недопустимым. Для передачи электрической энергии на токопроводящие жилы каротажного геофизического кабеля, намотанного на барабан лебедки, служит коллектор (в соответствии с рисунком 1.4.). [8]

1-муфта зацепления; 2- соединительные подвижные клеммы жил кабеля; 3-корпус; 4-соединительные неподвижные выходные клеммы жил силового кабеля

Рисунок 1.4. Коллектор лебедки

Предназначен для проведения геофизических исследований действующих скважин и для выполнения взрывных работ.

Спускоподъемный агрегат предназначен для проведения спуско-подъемных операций на геофизическом кабеле.

Подъем и удержание лубрикатора в вертикальном положении осуществляется при помощи мачты. Мачта служит также для изменения направления перемещения кабеля.

Гидравлическая система комплекса обеспечивает привод спуско-подъемного агрегата, вспомогательных лебедок, гидроцилиндров, гидродомкратов.

Особая роль принадлежит системе управления, размещающейся в кабине оператора.

Система обеспечивает оперативное изменение и поддержание скорости движения кабеля, автоматическое отключение привода и тормозной системы при стопорении прибора или кабеля в стволе скважины.

На пульт управления выводится индикация показателей величин натяжения, скорости движения кабеля и глубины, на которой находятся приборы.

Насосная установка предназначена для дистанционного управления уплотнителем лубрикатора.

Лубрикатор обеспечивает герметизацию устья скважины, свободный спуск в нее приборов и гарантирует отсутствие выбросов скважинного флюида.

Для подачи напряжения 220В используется автономный источник энергопитания мощностью 8 кВт.

Комплекс монтируется на автомобиле высокой проходимости.

Таблица 1.1 - Технические характеристики

Максимальная глубина исследования, м

5000

Максимальное рабочее давление в лубрикаторном устройстве, МПа

10

Диаметр геофизического кабеля, мм

6,3; 9,4; 10,2

Максимальный диаметр перфоратора, мм

43

Максимальное тяговое усилие на первых двух рядах намотки кабеля на барабан, кН

20

Диапазон скоростей движения кабеля, м/ч

100-3000

Напряжение питания, В

24; 220

Грузоподъемность мачты, кН

40

Высота мачты, м

10

Диаметр проходного отверстия лубрикатора, мм

50

Типы уплотняемых кабелей

КГ 1-30-180-1, КГ 1-55-90-1, КГ 3-60-90-1, КГ 3-40-90-1.

studfiles.net

Оборудование для газогидродинамических исследований газовых скважин

Схемы обвязки устья скважины могут быть различны в зависимости от конструкции скважины, характеристик месторождения, целей исследования и т.д. Однако в любой схеме необходимо предусмотреть измерение дебита газа, конденсата и воды, давления и температуры на устье скважины (в фонтанных трубах и за трубном пространстве), а также возможность наблюдения за потоком газа с целью определения содержания в газе твердых частиц, воды, конденсата, глинистого раствора и т.д.

Исследование газовых скважин можно проводить как с подачей газа потребителю в газопровод, так и с выпуском его в атмосферу. Последний способ связан с потерями газа, но при отсутствии потребителя, особенно при исследовании разведочных скважин, пробуренных на необустроенных месторождениях, приходится исследовать скважины с выпуском в атмосферу.

В процессе исследования газовых и газоконденсатных скважин применяют различные способы измерения давления и дебита газа.

Давление на устье скважины измеряют обычными пружинными манометрами. Пластовое и забойное давления измеряют глубинными манометрами, но зачастую эти давления приходится определять по устьевому давлению расчетным путем.

Наиболее точно дебит газа можно определить по методу сужения при помощи указывающих и регистрирующих приборов - дифференциальных манометров; с помощью диафрагменного измерителя критического течения ДИКТ или пневмометрической трубки первого и второго типов.

На рисунке 2.6 показана схема обвязки устья скважины при исследовании ДИКТ, называемого также прувером. На фонтанной арматуре устанавливают манометры и термокарманы для измерения давления и температуры в затрубном пространстве и на головке скважины, породоуловитель для качественной оценки выносимых из скважины примесей и ДИКТ, позволяющий измерить дебит скважины при различных диаметрах установленной в нем диафрагмы. Этот прибор применяют при исследовании газовых скважин для измерения больших расходов газа, когда скорость его истечения равна скорости критического течения. Дело в том, что увеличение расхода газа с ростом перепада давления до отверстия в диафрагме (или в , не достигнет определенного значения . При дальнейшем штуцере) и после него происходит только до тех пор, пока уменьшении этого отношения расход через отверстия стандартной диафрагмы не изменяется.

Для различных газов имеет следующие значения: воздух- 0,528; метан- 0,55; этан- 0,567. Для природных газов принимается .

Для измерения расхода газа применяют две конструкции ДИКТ: диаметрами 50 и 100мм. Измеритель диаметром 50мм представляет собой цилиндр длиной 305мм, на одном конце которого нарезана стандартная резьба под фланцы или муфты, а на другом - резьба под прижимную гайку. Для установки диафрагмы предусмотрена выточка глубиной 33 мм и диаметром, равным наружному диаметру диафрагмы. Между диафрагмой и торцевой поверхностью ставится прокладка. Температуру газа измеряют термометром, установленным в стакане.

Для разрядки давления при использовании диафрагм небольшого диаметра предназначены ниппель с вентилем, а для измерения расхода газа, содержащего механические примеси, - специальный штуцер.

Дебит газа определяют по формуле:

(2.22)

где Q - дебит газа ( тыс.м3/сут) , приведенный к 20о С и 760мм рт.ст.;

c -коэффициент расхода, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы и диаметра прибора;

С- давление газа перед диафрагмой, МПа;

р- относительная плотность газа;

z - коэффициент сверхсжимаемости.

Коэффициент C принимают постоянным для данной диафрагмы и независимыми от давления и температуры.

Пневмометрическая трубка первого типа применяется для измерения расхода газа при выпуске его в атмосферу через ее открытый конец. Трубка имеет V -образную форму с отверстием, направленным навстречу потока.

Если давление в V - образном манометре не превышает 640 мм.рт.ст., расход газа определяют по формуле:

(2.23)

Если скоростной напор велик, вместо ртутного манометра принимают пружинный. Тогда расход газа определяют по формуле:

(2.24)

где Q - расход газа, м3/сут;

D - диаметр трубопровода, мм;

Mрт - высота столба ртути в манометре, мм;

p - измеренное давление, МПа;

s - относительная плотность газа;

Т - абсолютная температура газа, К.

Пневмометрическая трубка второго типа применяется для измерения расхода, когда его абсолютное давление близко к атмосферному. Способ определения расхода газа с помощью этой трубки основан на определении скоростного напора по разности полного и статического напоров Нрт. В этом приборе обычная трубка первого типа сочетается с трубкой, воспринимающей статическое давление в трубопроводе.

Конец напорной трубки устанавливают на расстоянии 1/3 D от стенки трубопровода. Расход газа определяют по формуле

(2.25)

где - абсолютное давление газа в трубопроводе, мм. тр. ст.

При ориентировочных определениях расхода газа рассмотренными выше способами температура его принимается равной 293 К.

Устьевая аппаратура «Испытатель» предназначена для измерения температуры и давления перед сужающим устройством и преобразования их в унифицированные частотные электрические сигналы для передачи информации по кабелю в измерительные регистрирующие или вычислительные устройства. Эти данные используют для расчета дебита газа на устье скважин с применением ЭВМ.

Аппарат состоит из датчика дебита с набором диафрагм, преобразователя давления и температуры, блока питания и комплекта кабелей.

Конструктивно датчик дебита представляет собой толстостенную трубу, имеющую резьбу на обоих концах, На один конец наворачивается фланец для соединения с устьевой арматурой скважин, на другом конце предусмотрена накидная гайка для крепления сменных диафрагм. В средней части установлен вентиль для сброса газа в атмосферу перед сменой диафрагм, имеющий раструб на повторной втулке для направления потока сбрасываемого газа.

Давление и температура перед диафрагмой измеряются потенциометрическим датчиком давления и чувствительным элементом термометра сопротивления, помещенного в защитный корпус. В датчик предусмотрены: штуцер для присоединения манометра, и карман для установки ртутного термометра.

Режимы испытания скважин изменяются заменой диафрагм, имеющих различные диаметры отверстий. Для этого закрывают задвижку на скважине, на которой установлен датчик, открывают продувочный вентиль на датчике и крепят диафрагму накидной гайкой.

Информация о температуре и давлении в выходных электрических сигналах аппаратуры «Испытатель» представлена периодами следования импульсов. Температура газа на устье скважины определяется по формуле:

(2.26)

где Т- температура газа, С*;

П- период следования импульсов на выходе преобразователя температуры, мкс.

Давление на устье определяется по одной из приведенной формуле:

(2.27)

В аппаратуре «Испытатель» используются датчики трех модификаций с предельными давлениями: 10; 25 и 40 МПа.

Скважинный глубинный прибор «Пласт» позволяет измерять давление до 40 МПа в газовых скважинах. Чувствительный элемент- мембрана, связанная с кольцевым струнным преобразователем. Таким образом, изгиб мембраны преобразованный в изменение частоты колебаний струны, возбуждаемых генератором глубинного прибора. Получаемый частотный сигнал по кабелю передается во вторичную аппаратуру, расположенную на устье скважины, где измеряемый параметр регистрируется в цифровой форме. Диапазон рабочих температур глубинного прибора «Пласт» от -10 до 1500С, погрешность измерения давления 0,4 %.

Глубинный прибор «Метан»- первый серийно выпускаемый в СССР прибор для определения дебита и профиля притока газа в газовых скважинах. «Метан» позволяет при спуске или подъеме прибора в скважине определить места и интенсивность притока газа, а также оценивать относительный дебит работающих интервалов по известному дебиту скважины. Прибор включает измеритель скорости потока вертушечного типа и герметизированный контакт (герком), переключаемый магнитом, насаженным на валу вертушки. Таким образом, частота переключений контакта соответствует частоте вращения вертушки, т.е. измеряемой скорости потока газа.

Глубинный прибор связан со вторичной аппаратурой на устье скважины одножильным бронированным каротажным кабелем, который используется для спуска прибора в скважину. Диапазон рабочих температур от -10 до 100о С.

vuzlit.ru

Разработка конструкции устройства для исследования скважин

ВВЕДЕНИЕ

Фонтанный способ эксплуатации нефтяной скважины возможен лишь при высоком пластовом давлении. Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей.

Исследование фонтанных скважин - очень важная часть промыслового исследования скважин. Исследование фонтанных скважин - весьма ответственный, многоплановый, непростой процесс, требующий применения современного оборудования и наличия у специалистов глубинных знаний в соответствующих областях науки и техники и большого опыта работы.

Промысловые исследования скважин проводятся на добывающих и нагнетательных скважинах эксплуатационного фонда. В процессе таких исследований решаются следующие задачи:

- технологический контроль работы скважины;

- контроль над выработкой пластов при вытеснении нефти или газа;

- оценка состояния продукции скважины в стволе работающей скважины;

- технический контроль состояния скважины.

Задачей исследования фонтанной скважины является установление оптимального режима ее работы, т.е. режима, позволяющего получать большее количество нефти при минимальных затратах на добычу. При этом получают зависимости дебитов нефти, от депрессии, определяют коэффициент продуктивности.

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.

Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала; степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации закачкой отобранной нефти и др.

Ответы на перечисленные вопросы могут быть получены с помощью дебитометрических исследований скважины опускаемым на кабеле скважинным прибором - дебитомером для добывающих и расходомером для нагнетательных скважин. При перемещении такого прибора вдоль вскрытого интервала скважины получается информация о распределении интенсивностей притока или поглощения вдоль перфорированного участка пласта.

Дебитометрические исследования достаточно просто производить в фонтанных и газлифтных скважинах, в которых внутреннее сечение НКТ открыто и глубинный прибор беспрепятственно может быть спущен в фильтровую часть обсадной колонны.

1. Техническая часть

1.1 Цели и виды исследования скважин

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.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины.

Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на:- промыслово-геофизические, - дебито- и расходометрические,- термодинамические- гидродинамические.

При измерениях в скважинах глубиной свыше 1500 м применяют только механизированные глубинные лебедки. 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 к спуску конец проволоки от лебедки 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.

1.2 Анализ конструкций оборудования для исследования скважин

На основании проведенных теоретических исследований, опытно-конструкторских и промысловых работ по исследованию скважин, выполнено обобщение опыта по исследованию скважин другими предприятиями, изучены зарубежные технические средства и определены требования к техническим средствам, необходимым для реализации данного способа применительно к условиям нефтяных месторождений с учетом области применения (освоение скважин после бурения и ремонта, удаления продуктов после обработок призабойной зоны хим. реагентами, гидроразрыва пласта, очистки забоя, обработки призабойной зоны импульсами давления, другими способами стимуляции скважин и т. д.).

А - буферный фланец под лубрикатор; Б - нерегулируемый дроссель; В - подвеска НКТ в трубной головке (на муфте) 1 - кондуктор; 2 - техническая колонна; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - колонна НКТ (лифтовая)

Рисунок 1.1. Типовая схема устьевого оборудования

1.3 Комплекс оборудования для исследования скважин

1.3.1 Самоходный подъемник

Для безопасного и экологически чистого исследования комплекс должен включать следующие составные части:

- скважинное оборудование;

- устьевое оборудование;

- средства контроля;

- передвижной подъёмный агрегат

1-самоходный каротажный подъемник; 2-барабан лебедки; 3-гефизический кабель; 4-силовой трансформатор; 5-силовой кабель; 6,7-нижний и верхний ролики; 8-лубрикатор; 9-сливной кран; 10-сальниковоеустройство; 11-штанга; 12-серьга; 13-прибор для исследования; 14-заземляющий провод; 15-станция управления и защиты;16-блок управления внутренних потребителей; 17-НКТ; 18-дренажный шланг; 19-емкость; 20-отложения; 21-перегородка;22-прожектор; 23-опора штанги; 24-опора верхнего ролика;25-крепление опоры штанги

Рисунок 1.2. Схема расположения оборудования при исследовании скважины канатной техникой

В состав данного оборудования( в соответствии с рисунком 1.2.) входят: самоходный подъемник 1, на барабан 2 лебедки которого намотано 1000-1100 м семижильного или трехжильного геофизического кабеля 3; силовой трехфазный трансформатор 4, соединенный с трансформаторной подстанцией четырехжильным кабелем 5; нижний 6 и верхний 7 ролики; лубрикатор 8 с переводником 9; узел герметизации кабеля 10 (сальниковое устройство); штанга 11 с удерживающей серьгой 12; нагреватель 13; заземляющий провод 14; блок управления и защиты 15 электрической цепи кабель-нагреватель; блок управления и защиты 16 электрических цепей бытовых приборов; дренажный шланг 18; емкость для сбора жидкости 19.

Спуск и подъем кабеля с нагревателя в скважину для растепления отложений производится с помощью специального спускоподъемного оборудования с приводом от двигателя автомобиля, на шасси которого это оборудование смонтировано. Обычно для этих целей используются самоходные каротажные подъемники, применяемые для геофизических исследований скважин. Среди этих подъемников наибольшее применение нашел подъемник типа ПКС-5, смонтированный на шасси автомобиля «УРАЛ» с дизельным двигателем, обладающего высокой проходимостью по бездорожью. Кузов подъемника фургонного типа разделен перегородкой на две части: лебедочное отделение и кабина машиниста. Кинематическая схема самоходного каротажного подъемника ПКС-5 приведена ( в соответствии с рисунком 1.3).[8]

Лебедка с барабаном 7, укладчиком кабеля 9 и маслонаполненным коллектором 8 приводится в действие двигателем 1 автомашины через коробку перемены передач 2, раздаточную коробку 3, коробку отбора мощности (КОМ) 4, вспомогательный карданный вал 5 и двухскоростной редуктор 6, с которым барабан лебедки соединен четырехрядной цепью 11.Автоматический укладчик кабеля 9 имеет ручную корректировку.

Механизм управления лебедкой находится в кабине машиниста. Здесь же установлены рукоятка укладчика кабеля, ручной тормоз лебедки, ручка для пневматического торможения лебедки, рычаг для переключения скорости редуктора, рычаг дублера переключения скоростей коробки

перемены передач, дублер сцепления, дублер газа, блок управления и защиты электрической цепи кабель- нагреватель, блок управления и защиты электрических цепей бытовых приборов, пульт управления и контроля за работой подъемника, электрообогреватели кабины машиниста, отопитель. Кроме этого, в кабине машиниста имеются огнетушители, кошма и два дивана, в ящики которых укладываются запасные части и инструмент.

1-двигатель; 2-коробка передач; 3-раздаточная коробка; 4-коробка отбора мощности (КОМ); 5-вспомогательный карданный вал; 6-двухскоростной редуктор; 7-лебедка; 8-коллектор; 9-укладчик кабеля; 10-цепь привода укладчика; 11-цепь привода барабана лебедки

Рисунок 1.3. Кинематическая схема самоходного каротажного подъемника ПКС-5

Рычаг (или тумблер) включения коробки отбора мощности находится в кабине водителя автомобиля.

В лебедочном отделении в задней части у стенки кузова со стороны коллектора установлен силовой трансформатор, а на противоположной стенке кузова на кронштейнах вывешивается силовой кабель. В лебедочном отделении располагаются два противооткатных упора, заземляющие провода, нижний и верхний ролики, штанга с серьгой, инструмент и приспособления, необходимые для монтажа оборудования и работы на скважине. На верхней части одной из створок дверей лебедочного отделения установлен прожектор.

Основными узлами лебедки является сварная рама, установленная в кузове подъемника и закрепленная стремянками, и барабан лебедки. Последний изготовлен из немагнитного металла и закреплен на раме в подшипниках, состоит из двух ступиц стального литья, сваренных с бочкой, двух полуосей, на одной из которых закреплено цепное колесо привода. По периферии тормозных шайб проточена выемка, в которую уложены стальные ленты с тормозными колодками. Тормоз управляется с помощью рычага со стопорной гребенкой и дублируется пневмоприводом. Одновременная работа тормозных лент обеспечивается регулировкой тормозных стяжек и наличием тормозного балансира. Это достигается только тогда, когда ось коромысла балансира будет строго параллельна оси барабана лебедки. Между упорными винтами рамы и балансиром должны быть зазоры 5-7 мм.

Вращение барабана осуществляется цепной передачей от двухскоростного редуктора. Перед торможением барабана необходимо включить сцепление автомобиля (желательно с некоторым интервалом времени для того, чтобы погасить инерцию привода) и только после этого пользоваться тормозом. Это не относится к случаю свободного спуска кабеля, когда привод вообще выключен.

Автоматический кабелеукладчик устанавливается на раме лебедки. Основными частями кабелеукладчика являются направляющие, ходовой винт и каретка. Передвижение каретки осуществляется от барабана лебедки через цепную передачу, редуктор и ходовой винт.

Двухскоростной редуктор состоит из конической пары, трех пар цилиндрических шестерен, муфты переключения, звездочки цепной передачи, двух валов и механизма переключения. Шестерни редуктора работают в масляной ванне. Уровень масла контролируется через контрольную пробку. Смена масла производится одновременно со сменой масла в раздаточной коробке автомобиля. Переключение скоростей двухскоростного редуктора производится при остановленной и заторможенной лебедке и выключенном сцеплении автомобиля.

Рычаг переключения скоростей двухскоростного редуктора включается только во время работы лебедки. Во всех остальных случаях он должен находиться в положении «Выключено» так же, как и рычаг (тумблер) включения коробки отбора мощности. В противном случае при включенной коробке отбора мощности барабан лебедки будет вращаться во время движения автомобиля, что является недопустимым. Для передачи электрической энергии на токопроводящие жилы каротажного геофизического кабеля, намотанного на барабан лебедки, служит коллектор (в соответствии с рисунком 1.4.). [8]

1-муфта зацепления; 2- соединительные подвижные клеммы жил кабеля; 3-корпус; 4-соединительные неподвижные выходные клеммы жил силового кабеля

Рисунок 1.4. Коллектор лебедки

Предназначен для проведения геофизических исследований действующих скважин и для выполнения взрывных работ.

Спускоподъемный агрегат предназначен для проведения спуско-подъемных операций на геофизическом кабеле.

Подъем и удержание лубрикатора в вертикальном положении осуществляется при помощи мачты. Мачта служит также для изменения направления перемещения кабеля.

Гидравлическая система комплекса обеспечивает привод спуско-подъемного агрегата, вспомогательных лебедок, гидроцилиндров, гидродомкратов.

Особая роль принадлежит системе управления, размещающейся в кабине оператора.

Система обеспечивает оперативное изменение и поддержание скорости движения кабеля, автоматическое отключение привода и тормозной системы при стопорении прибора или кабеля в стволе скважины.

На пульт управления выводится индикация показателей величин натяжения, скорости движения кабеля и глубины, на которой находятся приборы.

Насосная установка предназначена для дистанционного управления уплотнителем лубрикатора.

Лубрикатор обеспечивает герметизацию устья скважины, свободный спуск в нее приборов и гарантирует отсутствие выбросов скважинного флюида.

Для подачи напряжения 220В используется автономный источник энергопитания мощностью 8 кВт.

Комплекс монтируется на автомобиле высокой проходимости.

Таблица 1.1 - Технические характеристики

Максимальная глубина исследования, м

5000

Максимальное рабочее давление в лубрикаторном устройстве, МПа

10

Диаметр геофизического кабеля, мм

6,3; 9,4; 10,2

Максимальный диаметр перфоратора, мм

43

Максимальное тяговое усилие на первых двух рядах намотки кабеля на барабан, кН

20

Диапазон скоростей движения кабеля, м/ч

100-3000

Напряжение питания, В

24; 220

Грузоподъемность мачты, кН

40

Высота мачты, м

10

Диаметр проходного отверстия лубрикатора, мм

50

Типы уплотняемых кабелей

КГ 1-30-180-1, КГ 1-55-90-1, КГ 3-60-90-1, КГ 3-40-90-1.

1.4 Составные части комплекса оборудования и их назначение

Рассмотрим состав и назначение составных частей комплекса оборудования, как в наибольшей степени отвечающего требованиям, предъявляемым к оборудованию для исследования скважин, согласованному и рекомендованному к серийному производству.

Комплекс оборудования (в соответствии с рисунком 1.5). состоит из следующих составных частей:

- передвижного подъёмного агрегата;

- устьевого оборудования;

- скважинного оборудования;

- средств контроля;

- системы управления сальником.

1- первичный блок контроля технологических параметров; 2 - система управления сальником; 3 - вторичный блок контроля технологических параметров; 4 - комплект устьевого и скважинного оборудования; 5 - указатель глубины; 6 - превентор

Рисунок 1.5. Комплекс оборудования для исследования скважин в транспортном положении

1 - сальник; 2 - переводник; 3 - ниппель-гайка; 4 - переводник; 5 - корпус датчика; 6 - превентор; 7 - лубрикатор.

Рисунок 1.6.Устьевое оборудование комплекса

В качестве передвижного подъёмного агрегата используется агрегат для подземного и капитального ремонта скважин типа АзИНМАШ_37 без полиспастной системы.

В состав устьевого оборудования входит (в соответствии с рисунком 1.6.):

- устьевой сальник;

- лубрикатор;

- корпус датчика сигнализации входа сваба в лубрикатор;

- быстроразъемное соединение ниппель-гайка;

- превентор плашечный.

Устьевой сальник (в соответствии с рисунком 1.7) герметизирует подвижный тяговый элемент (стальной канат) при выполнении рабочих операций. Управление уплотнительным элементом сальника осуществляется подачей давления в полость А или Б. При наличии между уплотнителем и канатом или корпусом утечек они собираются в полости В и отводятся через штуцер 14.

1, 2 - корпус; 3 - тяговый орган; 4 - уплотнитель;5 - поршень; 6 - толкатель; 7 - направляющие; 8 - втулка; 9 - кольца стопорные; 10, 11, 14, - штуцер; 12 - манжета; 13 - прокладка.

Рисунок 1.7. Сальник

Лубрикатор с датчиком сигнализации подхода сваба в соответствии с рисунком 1.8. обеспечивают возможность извлечения (спуска) скважинного оборудования из подъемного лифта без разгерметизации скважины. При подходе скважинного оборудования к лубрикатору, в процессе его извлечения из подъемного лифта, срабатывает концевой выключатель 6 и привод лебедки отключается. [13]

1 - лубрикатор; 2 - муфта; 3 - ниппель; 4 - гайка 5 - корпус; 6 - выключатель; 7 - кулачок; 8 - ось; 9 - флажок; 10, 11 - трубопроводы; 12 - кольцо 063-073-58; 13 - кольцо 009-013-025.

Рисунок 1.8. Лубрикатор

1 - корпус; 2 - плашка; 3 - уплотнительный элемент; 4 - винт управляющий; 5 - рукоятка; 6 - перепускной клапан; 7 - хвостовик; 8 - шарик

Рисунок 1.9. Плашечный превентор

Превентор (в соответствии с рисунком 1.9) необходим для герметизации устья при возникновении аварийных ситуаций: обрыве каната, неисправности устьевого оборудования комплекса при наличии избыточного давления на устье скважины.

1 - тяговый канат; 2 - корпус; 3 - сухарики; 4 - втулка; 5 - стопорное кольцо.

Рисунок 1.10.Узел крепления каната

Сваб( в соответствии с рисунком 1.11) обеспечивает перекрытие сечения подъемного лифта при ходе вверх и подъем жидкости (над свабом) из скважины.

Узел крепления каната (в соответствии с рисунком 1.10). обеспечивает крепление скважинного оборудования к канату.

В состав скважинного оборудования входят:

- сваб;

- узел крепления каната;

- грузы;

- клапан всасывающий;

- ловитель (совмещенный с яссом);

- шаблон.

1 - мандрель; 2 - корзинка

Рисунок 1.11. Сваб корзинчатый

Грузы предназначены для обеспечения хода вниз в подъемном лифте сваба и ловителя.

Всасывающий клапан выполнен съемным. Для обеспечения спуска по подъемному лифту глубинных приборов на забой скважины, закачки технологических агентов и т. д. клапан снимается с седла и извлекается из скважины.

Ловитель (в соответствии с рисунком 1.12.) предназначен для съема с седла и извлечения из скважины всасывающего клапана.

Ясс облегчает съем клапана с седла.

Датчик сигнализации, кроме отключения привода лебедки, визуально указывает о входе скважинного оборудования при его подъеме в лубрикатор.

1 - захват; 2 - корпус; 3 - бобышка; 4 - шток; 5 - упор; 6 - втулка; 8 - гайка.

Рисунок 1.12..Ловитель с ясом

Шаблон служит для контроля проходного сечения насосно-компрессорных труб и устьевого оборудования перед спуском труб в скважину и обвязки устья скважины. [13]

Контроль проходного сечения позволяет предотвратить застревание в процессе спуско-подъемных операций оборудования, спускаемого в подъемный лифт.

1 - щека; 2 - ролик мерный; 3 - ролик оттяжной;4 - ролик направляющий; 5 - опора подвижная.

Рисунок 1.13. Первичный блок контроля технологических параметров

1 - ролик; 2 - ось; 3 - стойка; 4 - крышка; 5 - мембрана; 6 - корпус; 7 - толкатель; 8 - винт; 9 - диск.

Рисунок 1.14. Датчик натяжения каната

1, 3 - корпус; 2 - крышка; 4, 14 - рычаг; 5 - шток; 6 - уплотнительный элемент; 7 - грундбукса; 8 - шарик; 9 - штуцер; 10 - гайка; 11 - тройник; 12 - манометр; 13 - винт

Рисунок 1.15. Система управления сальником

Указатель глубины, установленный в кабине оператора в соответствии с рисунком 1.5 и механически связанный с одним из роликов первичного блока контроля технологических параметров (в соответствии с рисунком 1.13), через который пропущен тяговый элемент, указывает положение скважинного оборудования в подъемном лифте при выполнении технологических операций. [13]

Датчик натяжения каната (в соответствии с рисунком 1.14), связанный с подвижной опорой первичного блока контроля технологических параметров, указывает о нагрузке на тяговый элемент.

Система управления сальником (в соответствии с рисунком 1.15), обеспечивает поджим уплотнительных элементов сальника из кабины оператора. Оборудование, входящее в комплекс, при соблюдении требований, изложенных в инструкции по его эксплуатации, и соблюдении требований к технологии, изложенных в настоящем руководстве, позволит безопасно проводить исследование скважин различных категорий.

1.5 ЛКИ - ГИС лебедка консольная для гидродинамических исследований скважин

Лебедка ЛКИ ГИС каротажная с консольным барабаном предназначена для подъема и спуска исследовательских приборов в стволы скважин при гидродинамических, геофизических исследованиях нефтяных и газовых скважин, а также для скребкования (депарафинизации) удаление АСПО. [23]

Лебедка работает в условиях умеренного и холодного микроклиматических районов по ГОСТ 16350-80 при температуре окружающего воздуха от -40 до +50 °С по ГОСТ 15150-69 (исполнение УХЛ-3).

Комплектация и особенности:

- Наличие комплекта съемных барабанов на одной лебедке позволяет вести замер давления глубинными манометрами одновременно в нескольких скважинах.

- Плавная регулировка сцепления, передающего крутящий момент к барабану лебедки, устраняет аварийные ситуации, связанные с обрывом проволоки, на которой опускается прибор.

- Наличие фрикционного тормоза позволяет производить спуск приборов при отключенном механическом и ручном приводах.

- Счетчик глубины позволяет точно отслеживать метраж глубины скважины.

- Электромеханический датчик аварийного натяжения - обеспечивает своевременное оповещение о перегрузе и последующий останов привода, тем самым предотвращает разрыв.

- Храповой (стояночный) тормоз.

- Механический тормоз барабана (колодочный).

- Количество сменных барабанов - по желанию заказчика.

- Органы управления.

Лебедка имеет несколько видов привода (везде дополнительный ручной привод):

- Лебедка с механическим приводом - передача крутящего момент к барабану лебедки осуществляется от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности.

- Лебедка с гидравлическим приводом - передача крутящего момент к барабану лебедки осуществляется от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, посредством гидростатической трансмиссии.

- Лебедка с приводом от автономного ДВС - более экономичный расход топлива по сравнению с приводом от ДВС автомобиля, менее шумная работа, а также продляет ресурс автомобиля.

- Лебедка с регулируемым электроприводом - передача крутящего момента к барабану лебедки осуществляется от электродвигателя мощностью от 2,2 до 5 кВт (в зависимости от тягового усилия, глубины скважины и веса приборов), наличие частотного регулятора позволяет плавно регулировать диапазон частоты вращения барабана, скорость спуск-подъема прибора от 0 до 5 м/с.

Питание электропривода:

- От стационарного источника питания

- От автономной дизель (бензин) электростанции

- От генератора, установленного на выходной вал КОМ

Технические характеристики:

- Максимальная грузоподъемность, кг, не более (без учета веса проволоки) - 300

- Скорость подъема прибора наибольшая, м/сек - 2-6

- Время подъема прибора вручную с глубины 1200м, мин. - 18-20

- Укладка проволоки - автоматическая, механическая

- Габаритные размеры, мм, не более: длина - 840, ширина - 650, высота - 700

- Вес лебедки, кг, не более (без учета веса проволоки и барабанов) - 180

- Диаметр проволоки, мм - 1.8-2.5

- Материал проволоки - Проволока канатная (скребковая) ГОСТ 7372-79

- Вес проволоки длиной 3500 м, кг, не более - 105

- Емкость барабана, м, не менее - 5000.[23]

1.6 Устьевой лубрикатор для исследования скважин

1.6.1 Назначение и область применения

Лубрикаторы предназначены для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле или проволоке без разгерметизации устья скважины, а также для герметизации устья при проведении геофизических исследований в прострелочно-взрывных работ в действующих нефтяных и газовых скважинах. Их устанавливают на буферной задвижке фонтанной арматуры действующих скважин.

Лубрикатор должен содержать снизу-вверх следующие основные функциональные элементы:

- переходник для соединения с буферной задвижкой;

- превентор для аварийного перекрытия скважины с кабелем;

- сигнализирующее устройство (ловушку) для индикации входа прибора в лубрикатор при подъеме и предотвращения падения прибора в скважину в случае его аварийного отрыва от кабеля в лубрикаторе;

- камеру для размещения прибора с грузами;

- уплотнительное устройство для герметизации кабеля (проволоки).

Переходник должен быть оборудован фланцем, параметры и размеры которого соответствуют размерам фланца буферной задвижки фонтанной арматуры скважины. [27]

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 гидроцилиндра 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 м 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, превышающим устьевое, специальной станцией подачи смазки. [27]

При работе с проволокой применяют только контактный уплотнитель.

Таблица 1.2 - Технические характеристики

Максимальное рабочее давление, МПа

35

Диаметр проходного отверстия, мм

65-80

Максимальная высота приемной камеры, м

12,5

Давление на выходе станции подачи густой смазки, МПа

45

Диаметр геофизического кабеля, мм

6,3; 9,4; 10,2

Диапазон рабочих температур, град. С

-40-+40

Для эксплуатации в различных условиях предлагаются три различных модификации. Виды исполнений:

- базируется на автомобиле-фургоне высокой проходимости. Фургон разделен на лабораторно-бытовой и производственный отсеки. В первом смонтирована система управления станцией подачи густой смазки и обеспечен минимум бытовых удобств для обслуживающего персонала. В производственном отсеке размещаются транспортируемые узлы лубрикатора, станция подачи густой смазки, грузоподъемное устройство и слесарный верстак.

- в утепленном контейнере, оснащенном аналогично самоходному варианту и дооборудованному, в зависимости от условий работы, дизельной установкой питания гидравлической станции, 8-киловаттным генератором или электроприводом.

- узлы лубрикатора размещаются на специальной платформе, обеспечивающей их надежное крепление при перевозке любым транспортным средством.

Привод станции подачи густой смазки в зависимости от эксплуатационных возможностей осуществляется дизелем или электродвигателем.

Конструкция лубрикатора обеспечивает быстрый и надежный монтаж узлов на устье скважины.

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 верхним и нижним направляющими роликами для пропуска кабеля (проволоки).

Верхний ролик устанавливают на уплотнительном устройстве лубрикатора при помощи поворотного кронштейна или закрепляют на автономном грузоподъемном устройстве. [27]

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.

Лубрикаторное оборудование предназначено для проведения канатно-проволочных работ при спуске и подъеме внутрискважинных приборов в колонну НКТ диаметром 89 мм и 114 мм.

Лубрикаторное оборудование, материалы и комплектующие должны быть поставлены с учетом эксплуатационной безопасности, требований технологического процесса, условий окружающей среды, опасных зон, нормативных требований, унифицированности оборудования, его работоспособности и ремонтопригодности.

Условия эксплуатации оборудования скважин:

- добываемая продукция - нефть, газ попутный нефтяной и газ газовой шапки, пластовая вода;

- содержание pS в продукции скважин - отсутствует;

- содержание С02 в продукции скважин (попутном газе), массовое, % - 0,64;

- содержание парафина, массовое, % - 9,0;

- начальное пластовое давление, МПа -17,0;

- максимальное давление на устьевой арматуре эксплуатационных скважин при закрытой задвижке, МПа -17,5;

- максимальное давление на устьевой арматуре газонагнетательной скважины для обратной закачки газа в пласт, МПа -18,0;

- начальная пластовая температура, °С - +80;

- максимальная температура на устьевой арматуре скважин, °С - +65;

- нагрузка на колонную обвязку от противовыбросового оборудования (ПВО), кН - 700;

- температура окружающей среды, °С - от минус 28 до плюс 35;

- относительная влажность воздуха, % - 80.

Устьевое лубрикаторное оборудование располагается на открытом пространстве категории взрывоопасное - 2 по «Правилам безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе» ПБ 08-623-03.

1.6.2 Требования к маркировке, упаковке и транспортировке

После заводских испытаний, для обеспечения транспортировки любым видом транспорта, лубрикаторное оборудование должно быть демонтировано на отдельные узлы минимального объема. На лубрикаторном оборудовании должны быть установлены заводские таблички из коррозионностойкого материала, на которых должны быть указаны:

-товарный знак завода-изготовителя;

- заводской номер и дата изготовления;

- обозначение типа оборудования;

-основные характеристики;

- масса.

Перед упаковкой в тару лубрикаторное оборудование, материалы, инструмент для монтажа, а также запасные изделия должны быть законсервированы для транспортировки и хранения в течение 12 месяцев. В тару должен быть вложен упаковочный лист, заверенный Поставщиком. [27]

Упаковка и транспортное крепление узлов должны обеспечивать их сохранность в процессе транспортировки любыми видами транспорта. Упаковка должна обеспечивать хранение лубрикаторного оборудования в сухих неотапливаемых помещениях при температуре воздуха от минус 30°С до плюс 40°С и относительной влажности воздуха 75% при температуре плюс 15°С.

Лубрикатор является элементом устьевого оборудования скважины и предназначен для ввода и извлечения из скважины, находящейся под давлением, различных приборов и устройств в процессе ее эксплуатации.

Лубрикатор (в соответствии с рисунком 1.16) включает в себя трубу лубрикатора 1, которая посредством резьбы соединена с фланцем 2. К трубе лубрикатора приварен патрубок 3 для присоединения к нему крана для стравливания давления.

а)-обычной конструкции; б)-для скважины, эксплуатирующейся плунжер-лифтным способом; 1-труба лубрикатора; 2-фланец; 3-патрубок для присоединения крана

Рисунок 1.16. Лубрикатор

Лубрикатор крепится своим фланцем 2 к верхнему фланцу буферной задвижки фонтанной арматуры шпильками. Герметичность соединения обеспечивается металлическим уплотнительным кольцом. При этом, в зависимости от типа фонтанной арматуры, лубрикатор должен иметь соответствующий типоразмер своего фланца.

Выпускается нормальный ряд лубрикаторов, рассчитанных на давление 7, 14, 21, 35 и 70 МПа.

Труба лубрикатора изготавливается обычно из НКТ диаметром 73 мм соответствующей группы прочности и длиной 1,2-1,4 м.

При растеплении скважин, эксплуатирующихся плунжер-лифтным способом, на арматуру скважины устанавливается лубрикатор без фланца (в соответствии с рисунком 1.16.-б0. Для этого откручивается плунжерная камера и на ее место ввертывается данный лубрикатор

Размер присоединительной резьбы трубы лубрикатора к своему фланцу меньше, чем присоединительная резьба лубрикатора для плунжер-лифтной скважины. Поэтому они не являются взаимозаменяемыми.

1.6.3 Сальниковое устройство

Сальниковое устройство предназначено для герметизации места ввода кабеля на лубрикаторе в процессе его спуска в скважину.

В конструктивном отношении сальниковые устройства выполняются двух типов: двухкамерные и трехкамерные. Трехкамерные обладают большей герметизирующей способностью в сравнении с двухкамерными. (в соответствии с рисунком 1.17) конструкция трехкамерного сальникового устройства.

Оно включает в себя нижнюю 1, среднюю 2 и верхнюю 3 герметизирующие камеры, в гнезда которых установлены уплотнительные элементы 4. Средняя камера снабжена дренажным патрубком 5.

На наружной поверхности камер выполнена резьба для их взаимного свинчивания и подсоединения к муфте лубрикатора.

Уплотнительные элементы камер поджимаются через шайбы 6,7 и 8.Поджатие уплотнительных элементов нижней и средней камер производится при взаимном свинчивании их камер, а верхней - путем закручивания втулки 9.

Сальниковое устройство устанавливается на кабель до заделки его в кабельном наконечнике.

Для облегчения его установки на кабель он сначала разбирается на составные части, которые затем надеваются на кабель по порядку, начиная со втулки 9 и заканчивая нижней камерой 1, и свинчиваются вновь.

Кольцевая проточка 10 с дренажным отверстием, выполненная в средней камере у верхнего торца шайбы 7, предназначена для разгрузки от давления уплотнительных элементов верхней камеры путем отвода наружу просочившейся через уплотнения нижней и средней камер жидкости. Наружу жидкость выводится через дренажный патрубок 5, к которому подсоединяется дренажный шланг.

1,2,3 - соответственно нижняя, средняя и верхняя герметизирующие камеры; 4 - уплотнительные элементы; 5 - дренажный патрубок; 6,7,8 - шайбы; 9 - втулка; 10 - кольцевая проточка с отверстием

Рисунок 1.17. Сальниковое устройство трехкамерное

Уплотнительные элементы 4 изготавливаются из резиновых или резинотканевых пластин толщиной 6 - 10 мм.

Наружный и внутренний диаметр уплотнительных элементов выполняется так, чтобы обеспечить их предварительный натяг при установке в гнезда камер и кабель в пределах 0,3 - 0,5 мм.

Двухкамерное сальниковое устройство отличается от трехкамерного лишь отсутствием нижней камеры.

В процессе работы по мере износа уплотнительных элементов и появления повышенной течи через дренажный шланг производится подкручивание камер по резьбе.

При этом уплотнительные элементы, деформируясь, устраняют появившиеся зазоры между ними и кабелем, и течь уменьшается.

Если в процессе работы скважинная жидкость начинает выбрасываться наружу через уплотнительные элементы верхней камеры, то это свидетельствует о том, что либо чрезмерно изношены уплотнительные элементы, либо закупорены дренажные каналы или шланг.

Сальниковое устройство предназначено для герметизации места ввода кабеля на лубрикаторе в процессе его спуска в скважину. На наружной поверхности камер выполнена резьба для их взаимного свинчивания и подсоединения к муфте лубрикатора.

Для облегчения ввода кабеля в скважину через сальниковое устройство и уменьшения износа уплотнительных элементов броня кабеля тщательно очищается от песка, грязи, снега и смазывается (например, соляровым маслом).

При нормальной работе сальникового устройства течь через верхние уплотнительные элементы отсутствует, а сила трения кабеля диаметром 12,3 мм при его вводе в скважину с давлением на буфере не более 2 МПа не превышает 0,25 - 0,35 кН. Сальниковое устройство присоединяется к лубрикатору посредством соединительной муфты.

1.6.4 Устьевое оборудование

К устьевому оборудованию, применяемому при растеплении скважин, относятся: верхний ролик, нижний ролик, штанга с серьгой и креплением опоры. В соответствии с рисунком 1.18 конструкция верхнего ролика, включающего в себя ступицу 5, к которой приварен диск ролика 6 с желобом для кабеля.

Ступица 5 установлена на оси 4 на двух шарикоподшипниках 7. С торцов к ступице прикреплены болтами 9 крышки 8.

Диаметр диска обычно составляет 320 мм. При работе ролик выточками, имеющимися на оси 4, устанавливается в пазы опоры 2.

1-ролик; 2-опора;3-штанга; 4-ось; 5-ступица ролика; 6-диск ролика;7-подшипник; 8-крышка; 9-болт

Рисунок 1.18. Верхний ролик с опорой

Конструкция нижнего ролика, (в соответствии с рисунком 1.19)., включает в себя ролик 1, смонтированный на оси 2, которая закреплена на щеках 3.

Щеки ролика осью 4 шарнирно соединены с пятой 5 и упираются в ограничитель 6, который препятствует падению щек с роликом в нижнее положение.

В качестве ролика обычно используется мерный ролик блок-баланса, применяемого при геофизических исследованиях скважин.

Стандартные мерные ролики изготавливаются так, что за один оборот по его желобу проходит два метра бронированного кабеля.

Для облегчения веса нижнего ролика при растеплении скважин взамен мерного ролика иногда устанавливают ролик меньшего диаметра, равного диаметру верхнего.

На скважине нижний ролик крепится, в зависимости от типа фонтанной арматуры, к одному из ее фланцев: либо на нижний фланец планшайбы, либо на нижний фланец крестовины.

Для этого одна из крепежных шпилек фланцевого соединения удаляется. После чего пята 5 нижнего ролика своим отверстием совмещается с отверстием фланца и крепится удлиненной шпилькой.

1-ролик; 2-ось ролика;3-щека; 4-ось щеки; 5-пята; 6-ограничитель

Рисунок 1.19. Нижний ролик

Штанга предназначена для полного освобождения лубрикатора от воздействия на него сжимающей нагрузки, а также освобождения от большей части изгибающего момента, возникающих при выполнении спуска и подъема кабеля с нагревателем в скважине.

Величина этих нагрузок в случае прихвата кабеля может достигать значительных величин.

Штанга изготавливается из НКТ диаметром 73 мм такой длины, чтобы после ее монтажа на скважину верхний ролик находился на 250-300 мм выше сальникового устройства. Это обеспечивает более удобный ввод кабеля в скважину.

Опора штанги и опора верхнего ролика имеют сварную конструкцию. Штанга соединена с опорой резьбовым соединением.

Опора же верхнего ролика свободно садится своим глухим отверстием в нижней части на штангу.

Кольца удерживающей серьги 12 соединены друг с другом стяжной муфтой, имеющей правую и левую резьбы. Этим обеспечивается возможность регулирования межосевого расстояния между лубрикатором и штангой для центрирования кабеля относительно сальникового устройства.

1.7 Канатный инструмент и оборудование для проведения работ

В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследования эксплуатирующихся пластов с целью определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта.

Исследования проводят глубинными манометрами, термометрами и другими приборами. Лубрикатором герметизируют устье скважины при спуске в нее глубинного прибора.

При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство.

Лубрикатор( в соответствии с рисунком 1.20). представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных - до забоя.

Лубрикатор состоит из корпуса, трубы , корпуса сальника , двух роликов , закрепленных на кронштейнах. Через сальник пропускают проволоку, к которой подвешивается прибор. Грундбуксой и нажимной гайкой по мере появления пропусков среды подтягивают сальник. Вентиль служит для установки на нем манометра, регистрирующего давление в скважине, и при необходимости для снижения давления через разрядную пробку .

Лубрикатор устанавливают на фонтанную арматуру в следующей последовательности. Закрывают верхнюю стволовую задвижку. Через разрядную пробку вентилем снижают давление. Отсоединяют верхний фланец с вентилем и манометром и устанавливают лубрикатор, в который предварительно вводят глубинный прибор.

1 - ролик; 2 - кронштейн; 3 - проволока; 4 - сальниковый узел; 5 - сальниковая крышка; б - труба (собственно лубрикатор); 7 - глубинный прибор; 8 - манометр; 9 - сливной кран; 10 - буферная задвижка; 11 - задвижки выкидных манометров; 12- центральная задвижка.

Рисунок 1.20. Схема лубрикатора

Проволоку, на которой подвешен прибор, пропускают через сальник.

Установленный на фонтанной арматуре лубрикатор опрессовывается, после чего при помощи лебедки, смонтированной на специальной машине, спускают глубинный прибор. Канатный инструмент - это набор инструментов и принадлежностей для различных операций, проводимых непосредственно в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате.

Все эти инструменты можно разделить на следующие категории:

- стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (механический и гидравлический яссы, грузоштанги, шарниры, замки);

- инструмент для установки и извлечения клапанов всех видов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);

- инструменты специального назначения (оправка, скребок, печать, ловильный инструмент, инструмент для открытия - закрытия циркуляционного клапана, желонка для песка и др.).

Колонный инструмент и колонные скребки предназначены для очистки внутренней поверхности обсадных и эксплуатационных колонн от слоя бурового раствора, цементных корок, заусенцев, задиров, отложений солей, парафина и шлама перед спуксом пакеров или скважинного оборудования, а также для проведения ремонтных работ. Очистка производится с одновременной промывкой ствола скважины.

Фрезер предназначен для разбуривания стационарных пакеров, пробок и скважинного оборудования при капитальных ремонтах. Фрезеры и рейберы используют для удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.

Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые приводятся в действие натяжением проволоки (каната). Их применяют вместе с грузовыми штангами, которые всегда устанавливают непосредственно над яссами. Яссы предназначены для создания динамических ударов. [5] [1]

Рисунок 1.21. Гидравлический ясс

Гидравлический ясс ЯСГ( в соответствии с рисунком 1.21) для создания ударного импульса вверх срабатывает автоматически. Он состоит из корпуса 5, выполненного в виде цилиндра с различными внутренними диаметрами.

Нижняя часть цилиндра имеет меньший диаметр, в ней помещен плунжер 10 с обратным клапаном 4. Шток плунжера проходит через верхний упор 8 и гайку 9.

Соединение корпуса с верхним упором уплотнено кольцом 6. Место выхода штока из верхнего упора герметизируется уплотнительным элементом 7. Шток через головку 11 соединяется с проволокой. Полость б над плунжером заполнена жидкостью. Нижний конец корпуса 5 заканчивается переводником 1, к которому присоединяется шток механического ясса. Между плунжером 10 и переводником 1 в цилиндре помещен плавающий поршень 3 с уплотнением 2. Полость а под плавающим поршнем через окна сообщается с колонной насосно-компрессорных труб.

Ударный импульс вверх создается яссом следующим образом. При натяжении проволоки плунжер начинает медленно перемещаться вверх. Жидкость из полости б через зазор между цилиндром и плунжером начинает перетекать в полость под плунжером. Когда плунжер достигает участка цилиндра диаметром большим, чем диаметр плунжера, скорость его резко возрастает.

Плунжер верхней торцовой поверхностью ударяет в верхний упор. Действие удара плунжера через корпус 5 и переводник 1 передается на устройства, присоединенные к гидравлическому яссу.

По мере перетекания жидкости объемы полости б над плунжером и полости в под плунжером меняются. Плавающий поршень 3 служит для выравнивания их.

Вниз плунжер движется под действием веса грузовых штанг, при этом обратный клапан в плунжере открывается и жидкость из нижней полости цилиндра перетекает в верхнюю. Затем цикл работы ясса повторяется.

Рисунок 1.22. Механический ясс

Механический ясс ЯСМ (в соответствии с рисунком 1.22) предназначен для создания ударного импульса вверх и вниз. Он состоит из кожуха 3 с разгрузочными отверстиями для перетекания жидкости с целью снижения гидравлического сопротивления при работе ясса, поршня 2, верхнего 1 и нижнего 6 упоров, головки 4 и штифта 5 для предотвращения самоотвинчивания резьбового соединения поршня с головкой. При полном растягивании ясса заплечик на нижнем конце внутренней стороны корпуса упирается в верхний упор.

При полном закрытом положении нижний конец корпуса упирается в нижний упор. Чтобы нанести удар вверх, колонну инструментов спускают на расстояние, немного меньшее полного хода ясса, который равен 500 мм, затем быстро поднимают проволоку или канат с помощью лебедки. Для удара вниз медленно поднимают проволоку или канат на расстояние, немного меньшее полной длины хода ясса, и затем спускают с максимальной скоростью.

При малых глубинах скважин операции по встряхиванию часто проводят без использования подъемника, т. е. ручным способом.

Ясс 1ЯСМ состоит из двух вилок, вставленных крестообразно одна в другую.

Вилки могут скользить одна вдоль другой до упора друг в друга. Принцип работы ясса 1ЯСМ такой же, как и ясса ЯСМ. [5]

Рисунок 1.23.Отклонитель рычажный

Отклонитель рычажный ОР (в соответствии с рисунком 1.23) предназначен для смещения газлифтного (циркуляционного или глухого) клапана в направлении кармана эксцентричной скважинной камеры и его установки. Он состоит из стержня 1, подвижных гильз верхней 3 и нижней 5, к которым шарнирно присоединены подпружиненные двухплечие рычаги 4.В сложенном положении рычаги 4 расположены вдоль стержня и не препятствуют движению набора инструментов в свободном проходе скважинной камеры. При этом положении гильзы 3 и 5 и рычаги 4 находятся в верхнем положении на стержне, где они стопорятся приливом 2. После спуска инструмента до глубины расположения скважинной камеры производят его “встряхивание”. При этом верхняя гильза 3 соскальзывает с прилива 2 и вместе с рычагами 4 и нижней гильзой 5 перемещается вниз до упора. Рычаги 4 раскрываются под действием пружины 6 и отклонитель разворачивается в плоскости большой оси эллипсообразного поперечного сечения скважинной камеры и направляет клапан и инструмент для съема или посадки клапана в карман.

stud.wiki


Смотрите также