Приборы для исследования скважин


Какие существуют приборы для гидродинамического исследования скважин?

Приборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых всегда имеется давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор (рис. 6.10), который состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8.

Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима фонтанной пли газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9. Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую продергивается кабель или проволока.

Глубинный прибор с присоединенной проволокой опускают в корпус лубрикатора, после чего завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока заправляется на направляющий ролик 5 и идет к барабану подъемной лебедки транспортируемой на автомашине.

После зарядки лубрикатора открывается задвижка 2, давления уравниваются; после чего прибор спускают в скважину. Длина смотанной с барабана проволоки или кабеля измеряется специальным измерительным роликом, соединенным со счетчиком, показывающим глубину спуска прибора. После

Рис. 6.10. Лубрикатор

измерений прибор извлекается в обратном порядке. Сначала он вводится в корпус лубрикатора, затем закрывается задвижка 2 и после уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор извлекается на поверхность.

Для насосной эксплуатации имеются малогабаритные лубрикаторы. Такие лубрикаторы устанавливаются эксцентрично на верхнем фланце насосной устьевой арматуры и предназначены для спуска в кольцевое пространство насосных скважин малогабаритных скважинных манометров с наружным диаметром менее 28 мм. Спуск измерительных приборов в скважины, работающие с дебитом более 300 - 400 т/сут (зависит еще и от газового фактора), обычно вызывает затруднения, так как встречный поток жидкости из-за гидравлических сопротивлений, вызываемых наличием прибора, препятствует его спуску. В подобных случаях к глубинным приборам подвешивают грузовую штангу. При очень больших дебитах, перед спуском прибора, прикрытием выкидной задвижки или регулируемого штуцера дебит уменьшают до такого, при котором спуск прибора становится возможным. После спуска прибора ниже башмака НКТ, где скорость восходящего потока мала, работу скважины снова переводят на прежний режим.

Рис. 6.11. Принципиальные схемы геликсного (а) и поршневого (б) скважинных манометров

Скважинные исследования большей частью заключаются в измерениях забойных давлений с помощью манометров. Существует много типов скважинных манометров, но наиболее простым и распространенным является манометр скважинный геликсный (МГН-2) с автономной регистрацией (рис. 6.11, а). Чувствительным элементом п этом манометре является многовитковая пустотелая плоская пружина-геликс 1, заполненная под вакуумом легким маслом. При давлении внутри пружины каждый виток, как и в обычном манометре, разворачивается па некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушенный виток поворачивается па угол, равный сумме углов поворота всех витков. На верхнем витке укреплено легкое царапающее перо 2, угол поворота которого пропорционален давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщается с сильфоном 3 (эластичная металлическая гармошка), исполняющим роль разделителя жидкостей. Сильфон также заполнен маслом. Он омывается скважинной жидкостью, давление которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.

Регистрирующая часть состоит из следующих элементов. Часовой механизм 4 приводит во вращательное движение ходовой винт 5, который сообщает регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. Поэтому вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора.

Все детали манометра, за исключением сильфона, заключены в прочный герметичный корпус 7, внутри которого сохраняется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие с наружной средой. Обычно в нижней части прибора в специальной камере помещается обыкновенный максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и внесения температурных поправок в показания манометра.

На внутренней стороне каретки (стакана) укладывается бланк из специальной бумаги, на которой острие царапающего пера оставляет тонкий след при ничтожно малом трении. Перо пишет дугу, пропорциональную давлению, при непрерывно перемещающейся каретке. Таким образом, на бумажном бланке остается запись в координатных осях Р и t (давление и время). Расшифровка записи, т. е. измерение ординат (Р), осуществляется на оптических столиках с микрометрическими винтами.

Скважинные манометры должны иметь малый диаметр и практически неограниченную длину. В то же время они должны обладать большой точностью измерений, так как не так важно знать точное абсолютное давление, как важно точно знать изменение этого давления при измерении, например, депрессии пли при снятии КВД.

Дифференциальный манометр предназначен для более точного измерения давления в скважине, начиная с заданной величины, зависящей от давления зарядки измерительной камеры прибора. В принципе это тот же поршневой манометр, в верхней камере которого не атмосферное давление, а давление зарядки. Очевидно, если давление зарядки сделать 10 МПа, то шток начнет перемещаться только при давлениях, превышающих 10 МПа. Таким образом, весь полезный ход штока останется для записи давления, превышающего 10 МПа.

Малогабаритные манометры. Существует большое число так называемых малогабаритных скважинных приборов для гидродинамических исследований в скважинах. Внешний диаметр таких приборов 18 - 22 мм. Длина от 0,7 до 2 м. Эти приборы созданы для измерений через кольцевое

students-library.com

ПРИБОРЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.

Поиск Лекций

Повседневное, целенаправленное проведение исследований работы нефтяных скважин и их анализ позволяют своевременно вносить коррективы в разработку месторождений.

Дебиты жидкости замеряют на ГЗУ, а газа – с помощью газовых расходомеров. Пласто-вое и забойное давление измеряют с помощью глубинных манометров. На промыслах приме-няют глубинные манометры и дифманометры следующих типов: геликсные, пружинно-пор-шневые, дифференциальные.

Забойные давления в глубинно-насосных скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров. Глубинно-насосные скважи-ны, оборудованные ЭЦН, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров.

Для определения профиля притока в добывающих скважинах применяют глубинные де-битомеры. Прибор спускается в работающие скважины и регистрирует распределение вели-чин дебита по разрезу пласта. Общая величина дебита измеряется на ГЗУ.

Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, спускае-мыми в скважину на электрическом кабеле.

Глубинные отборы проб продукции проводятся с помощью глубинных пробоотборни-ков.

Спуск глубинных измерительных приборов через НКТ в фонтанных и газлифтных скважинах осуществляется с помощью специального герметизирующего сальникового устройства – лубрикатора.

За изменением динамического уровня в скважинах, оборудованных ШГН, наблюдают с помощью эхолота. Эти исследования основаны на принципе измерения скоростей распро-странения звуковой волны в газовой среде, отраженной от уровня жидкости в мужтрубном пространстве.

СИАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯМИ НЕФТЯНЫХ

СКВАЖИН.

Станции управленияпредназначены для управления работой и защиты электро-двигателей нефтяных скважин и могут работать в ручном и автоматическом режимах. Стан-ции оснащены необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевоз-можными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и уста-новка отключается. Станции управления выполнены в металлическом ящике, могут устана-вливаться на открытом воздухе, но часто размещаются в специальных будках.

НЕФТЕГАЗОСЕПАРАТОРЫ.

Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. На нефтяных месторождениях наиболее распространены горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными.

В настоящее время выпускаются двухфазные горизонталь­ные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС. Наряду с двухфазными сепараторами органи-зовано производство и трехфазных сепараторов, которые помимо от­деления газа от нефти служат также для отделения и сброса свободной воды. К трехфазным сепараторам относятся уста­новки типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве техноло-гического оборудования централь­ных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).

В тех случаях, когда на месторождении или группе место­рождений пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до ЦПС, применяются сепарацион-ные установки с насосной откачкой или ДНС.

Наибольшее применение нашли сепарационные установки с насосной откачкой типа БН.

Сепараторы типа НГС (рис. 41) широко применяются при обустрой­стве нефтяных ме-сторождений и предназначаются для отделе­ния газа от продукции нефтяных скважин на пер-вой и после­дующих ступенях сепарации нефти, включая горячую сепара­цию на последней ступени.

Рис. 41. Нефтегазовый сепаратор типа НГС: 1-горизонтальная емкость; 2-входной патрубок; 3-распределите-льное устройство; 4, 5-дефлекторы; 6-вертикальный каплеотбойник; 7-патрубок для выхода нефти; 8-горизон-тальный каплеотбойник; 9-диск; 10-патрубок для выхода нефти.

В настоящее время выпускается нормальный ряд сепарато­ров НГС пропускной спосо-бностью по жидкости 2000— 30000 т/сут.

Сепаратор типа НГС состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы рас­пределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлек­торы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6сетчатые отбойники. Кроме того, ап-парат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматиче­ско-го регулирования режима работы.

Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной па­трубок 2, изменяет свое на-правление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным га­зом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделивши-йся из нефти газ проходит сна­чала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от ка­пельной жидкости (эффек-тивность свыше 99 %), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Вы­делившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рис. не показаны) поступает в газо­сборную сеть.

Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 на­правляется на следующую ступень сепарации или, в случае ис­пользования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности во-ронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти уста-навлива­ется диск 9.

Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами местной автоматики, а сред-ства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом. Комплекс приборов и средств автоматизации должен обе-спечивать:

1) автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазо­вой смеси в сепараторе;

2) автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепа-ратор) при:

а) аварийном повышении давления в сепараторе;

б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе.

3) сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.

Рекомендуемые страницы:

poisk-ru.ru

8.2.4.Глубинные приборы, применяемые при исследованиях

скважин

Из всего разнообразия глубинных приборов, применяемых при исследованиях скважин, выделяются две большие категории, различающиеся способом преобразования и передачи информации.

Приборы с местной регистрацией (или автономные приборы), у которых преобразование и запоминание информации осуществляется непосредственно в глубинном снаряде, находящемся в скважине; спуск их в скважину производится на проволоке.

Дистанционные приборы: преобразование измеряемой величиныосуществляется непосредственно в глубинном снаряде, а регистрация вторичным прибором, установленным на поверхности; спуск глубинного снаряда в скважину и передача информации на поверхность производятся при помощи специального геофизического кабеля.

В соответствии с назначением глубинные приборы для измерения давления можно разделить на три основные группы.

1)Механические манометры, предназначенные для измерения абсолютного значения давления.

2)Механические дифманометры, предназначенные для измерения приращений давления.

3)Электронные манометры — дистанционные и с местной регистрацией; высокая разрешающая способность и широкий диапазон измерения и приращений давлений одновременно.

Для измерения температуры в скважине используются термометры, отличающиеся друг от друга как по принципу действия, так по конструктивному и схемному исполнению. Условно, глубинные термометры можно разделить на три группы.

1)Приборы с местной регистрацией - в них обычно применяются манометрические и дилатометрические датчики. Такие термометры обладают большой тепловой инерционностью, используются для измерения установившихся тепловых процессов и в относительно небольшом интервале глубин.

2)Дистанционные термометры сопротивления, принцип действиякоторых основан на изменении сопротивления чувствительного элемента при изменении его температуры. К этой группе относитсябольшинство глубинных термометров, применяемых при геофизических исследованиях.

3)Дистанционные частотные термометры, принцип действия которых основан на изменении частоты колебательного контура в зависимости от температуры окружающей среды. Высокая чувствительностьи малая тепловая инерционность термометров этой группы позволяют использовать их как при точечных измерениях, так и при непрерывном продвижении глубинного прибора вдоль ствола скважины [8].

8.3.Промыслово-геофизические методы

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью при­боров, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются:

  • электриче­ские свойства пород (электрокаротаж),

  • радиоактивные (радио­активный каротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи),

  • акустические (акустический каротаж),

  • механические (кавернометрия) и т. п.

Промыслово-геофизиче­ские исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, ли­тологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного котакта (ГНК) и их про­движения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить ра­ботающие интервалы пласта, установить профили притока и по­глощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (каче­ство цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудова­ния, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.).

studfiles.net

Добыча нефти и газа

Контрольные, курсовые и дипломные работы! От лучших авторов!

Рейтинг:   / 3

  Для исследования скважин  используются глубинные приборы, а также эхолоты для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве и динамографы для снятия параметров работы, как отечественных, так и импортных производителей.

Используются глубинные приборы отечественного производства  типа МГН2 и  МСУ1 с максимальным рабочим измеряемым давлением 400 атм. Главный недостаток этих приборов – малое время действия заводки часов, приводящих в движение каретку с бланком, и как следствие повторные спускоподъемные операции и в дальнейшем возможная погрешность в расчетах. В отличие от российских приборов, немецкие приборы типа «LEUTERT» имеют наиболее лучшие рабочие качества. Эти приборы, программируемые с персонального компьютера на достаточно длительное время, необходимое для снятия кривых давлений без лишних спускоподъемных операций. Вместо часов используется автономный аккумулятор, устанавливаемый в корпусе прибора. Результаты исследований легко поддаются обработке. Недостатком является высокая цена.

1.       Эхолот (УГВ – 120 + кардиограф) имеет существенный недостаток и погрешность в измерениях из-за  присутствия в кардиографе механической  лентопротяжной  части. Лента имеет возможность проскальзывать на валиках.

2.       Последний, поступивший на вооружение ЦНИПР, прибор «Микон – 04» (производство Набережные Челны ). Легок, удобен в использовании, не имеет механических частей во вторичном приборе. Имеется возможность произвести контроль за качеством исследования. Прибором можно сделать полное исследование УШСН ( динамограмма + уровень ). Вся информация записывается  в память и после переписывается на персональный компьютер, где можно обработать исследования.

3.        Deltax– прибор канадского производства. Динамограф используется на скважине только с персональным компьютером, эхолот неудобен в последующей обработке данных исследований, так как отражение сигнала и отображение ее на термоленте происходит от каждой муфты НКТ. Для этого надо точно знать длину трубы НКТ и конструкцию скважины.

4.       Sonologимеет те же недостатки что и эхолот Deltax, но он ещё является очень громоздким и тяжелым, волномер сложен в сборке. И Deltax, и Sonologво вторичном приборе (самописец) имеют механическую часть лентопротяжного механизма.

Калькулятор расчета монолитного плитного фундамента тут obystroy.com Как снять комнату в коммунальной квартире здесь Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

oilloot.ru


Смотрите также