Оборудование устья скважин для исследования
Оборудование устья скважин — Студопедия
Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.
При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способахдобычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.
На устье скважин (рис. 4.47) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е).
Колонная головкапредназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головкаслужит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елкапредназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.
Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елкивходит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки(рис. 4.48) входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран), расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.
Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7,14,21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.
Манифольд- система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 4.49. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора Основные характеристики установок погружных винтовых электронасосов проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№№ 1,2,3), собираются на заводе.
Оборудование устья штанговой насосной скважинывключает (рис. 4.50) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней насосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной. В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций. Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную уста 
новку.
Станок-качалка- это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 4.51) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10. Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типоразмера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2- максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг∙м.
5 СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА К ТРАНСПОРТУ.
СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И
ГАЗА. ОСОБЕННОСТИ СООРУЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ.
НЕФТЕ И ГАЗОХРАНИЛИЩА
5.1 Сбор и подготовка нефти и газа к транспорту
studopedia.ru
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН — Студопедия
Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают прочную стальную фонтанную
 |
арматуру.
Фонтанная арматура представляет
собой соединение на фланцах различ
ных тройников, крестовиков и запор
ных устройств (задвижки или краны).
Между фланцами для уплотнения укла
дывается металлическое кольцо оваль
ного сечения (рис. 56), сделанное из
специальной малоуглеродистой стали.
Кольцо вставляется в канавки на флан
цах, и фланцы стягивают болтами.
Рис. 56. Уплотнительное ме- Фонтанная арматура состоит из
таллическое кольцо и фланец трубной головки и елки. Трубная го-
с канавкой. ловка служит для подвески подъемных
труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка предназначена для направления газожидкостной
струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля
работы скважины. '
Наиболее ответственной частью арматуры является трубная
головка, воспринимающая межтрубное давление. Это давление
может быть весьма высоким (близким к забойному) при наличии на забое скважины и в межтрубном пространстве свободного газа.
Ввиду того, что фонтанные арматуры относятся к одному изсамых ответственных видов промыслового оборудования по условиям эксплуатации, их испытывают на давление, вдвое большее паспортного рабочего давления.
Фонтанные арматуры различаются между собой по конструктивным и прочностным признакам:
1) по рабочему или пробному давлению;
2) по размерам проходного сечения ствола;
3) по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в сква
жину рядов труб;
4) по виду запорных устройств.
В соответствии с общесоюзным стандартом (ГОСТ 13846—68), отечественные заводы выпускают фонтанные арматуры на давление от 7 до 100 МПа, с диаметром прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм.
Арматуры с диаметром <1у = 100 и 150 мм предусмотрены для высокодебитных газовых скважин.
Арматуры на рабочее давление 100 МПа могут применяться на сверхглубоких скважинах или скважинах с аномально высоким пластовым давлением.
Для фонтанных скважин преимущественно применяются арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа.
По конструкции фонтанной елки фонтанные арматуры делятся на крестовиковые и тройниковые, а по числу спускаемых в скважину рядов труб — на однорядные и двухрядные.
В качестве запорных устройств в арматурах могут быть задвижки (клиновые или прямоточные) или проходные краны.
На рис. 57 представлена крестовиковая фонтанная арматура для однорядного подъемника. Подъемные трубы при этой арматуре подвешивают к переводной втулке 7 путем ввинчивания их непосредственно в нарезанный нижний конец катушки 6 или при помощи переводной втулки. В качестве запорных органов здесь применяются задвижки.
При работе скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытую центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов — правый или левый и далее по выкидному трубопроводу (на схеме не показан) в сборную или сепарационную установку.
Задвижки 9 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважины или при ремонтных работах на ней.
На фонтанной арматуре помещают два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями. Один манометр устанавливают на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины. Это давление называется затрубным. Другой
манометр устанавливают на буфере арматуры, он предназначен для замера давления на устье скважины; это давление называется буферным или устьевым.
При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно-измерительных приборов (манометров, дебитомеров) или депара-финизационных скребков вместо буфера над верхней стволовой задвижкой помещают специальный лубрикатор. Описание лубрикатора будет дано ниже.
На рис. 58 представлена схема тройниковой арматуры для двухрядного подъемника с крановыми запорными устройствами.
 |
Рис. 57. Арматура фонтанная крестови-ковая для однорядного подъемника.
I — манометры; 2 —
трехходовой кран; з —
буфер; 4,9 — задвижки;
Л — к рестовик елки; 6 —
переводная катушка;
7 —переводная втулка;
* — крестовик трубной
головки; ю — штуцеры;
II — фланец колонной
головки; 12 — буфер.
В тройниковой арматуре рабочим выкидом всегда является верхний.
В процессе работы скважины кран (задвижка) на рабочей линии должен быть полностью открыт, а на резервной линии закрыт. Струю нефти направляют из одного выкида в другой, открывая кран (задвижку) на включаемой линии и закрывая одновременно кран на выключаемой линии. Краны на стволе елки во время работы скважины должны быть полностью открыты. Пользование главным краном допускается только в исключительных случаях для аварийного закрытия скважины.
Из сравнения однотипных крестовиковой и тройниковой арматур видно, что крестовиковая арматура имеет меньшие габариты по высоте и поэтому более удобна для обслуживания. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону, это удобно для их обвязки. Кроме того, как показала практика, при эксплуатации фонтанных скважин, выделяющих большое количество песка,
крестовик фонтанной елки быстрее выходит из строя, чем тройник. Поэтому к выбору типа фонтанной арматуры в каждом отдельном случае подходят индивидуально с учетом всех особенностей данного месторождения.
 |
Рис. 58. Фонтанная тройниковая арматура с крановыми запорными устройствами для двухрядного подъемника.
Наиболее ответственным элементом в фонтанных арматурах являются запорные устройства.
Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам, — абсолютная герметичность их затворов; от их бесперебойного действия зависит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано-сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплот-нительной смазкой. Недостаток клиновых задвижек состоит в том,
Ю Заказ 2145
что они быстро теряют герметизирующую способность. Это объясняется тем, что уплотнительные поверхности затворов (клина и гнезда) при открытом положении задвижек подвергаются воздействию рабочей среды. Небольшой первоначальный пропуск приводит в дальнейшем к интенсивному износу затвора и других деталей задвижки и затем арматуры в целом. На новых фонтанных арматурах высокого давления (рраб =12,5 МПа и выше) устанавливают в основном задвижки прямоточные с уплотнительной смазкой и краны проходные с уплотнительной смазкой.
Прямоточная уплотняемая смазкой задвижка сконструирована таким образом, что в ней как в открытом, так и в закрытом состоянии рабочая среда (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, благодаря чему износ уплотняющих поверхностей в ней незначителен. Она обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей, содержащихся в рабочей среде. Задвижка эта двухстороннего действия, т. е. после износа одной стороны затвора при повороте задвижки на 180° она будет работать второй стороной затвора.
Пробковые краны имеют то преимущество перед задвижками, что у них меньше масса, они удобны при эксплуатации, особенно при автоматизации управления работой скважин.
Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с рабочей средой только в момент открытия и закрытия, что значительно уменьшает их эрозию и коррозию.
Кроме фонтанных арматур, поставляемых в виде сборок трубной головки и елки, машиностроительные заводы по требованию заказчика могут поставлять отдельные узлы арматуры.
При оборудовании неответственных фонтанных скважин (невысокое давление, отсутствие пескопроявлений) часто применяются упрощенные арматуры, собранные из задвижек, старых тройников и крестовин непосредственно на нефтедобывающих предприятиях (рис. 59). Установка фонтанной арматуры на устье скважины является важным и ответственным этапом работ, особенно если скважина пробурена на залежь с газонапорным режимом и отличается высоким давлением. Поэтому сборка фонтанной арматуры на устье скважины должна производиться весьма тщательно, с проверкой и опрессовкой собранной арматуры на двухкратное рабочее давление.
Если ожидается бурное нефтегазопроявление и возникает опасность раскачивания фонтанной арматуры, ее укрепляют анкерными болтами и растяжками.
Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются системой трубопроводов с оборудованием для сепарации и сбора нефти. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газонефтяного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного и межтрубного пространств с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. В зависимости от условий эксплуатации скважины и конструкции фонтанной арматуры обвязка выполняется по различным схемам, но в любом случае предусматривается
непрерывная работа скважины и возможность ремонта одной из выкидных линий.
В скважинах с интенсивным выносом песка, оборудованных трой-никовыми арматурами, рабочая обвязка выполняется из толстостенных труб диаметром до 150 мм, а узлы, где происходит поворот струи, •— из литых тройников, способных длительное время работать без замены.
Рис. 59. Фонтанная арматура упрощенного типа и схема ее обвязки. 1 — лубрикатор; 2 — задвижка для подключения паровой линии; з — пробоотборные краны; 4 — штуцеры; 5 — концевые задвижш.
р Обвязка фонтанных скважин, оборудованных крестовиковыми арматурами упрощенного типа и добывающих парафинистую нефть, часто выполняется по схеме, которая показана на рис. 59. Здесь предусмотрено подключение к обвязке скважины паровой передвижной установки через задвижку 2. Повороты обвязки делаются плавными, с тем чтобы уменьшить отложения парафина в застойных зонах, а трубы используются большого диаметра (114 мм), что позволяет продлить периоды между операциями по очистке обвязки от парафина.
Задвижка затрубного пространства фонтанной арматуры соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве, направляя газонефтяную смесь непосредственно в газосепаратор.
studopedia.ru
Оборудование устья газовых скважин — Студопедия
Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей: 1) колонной головки; 2) трубной головки; 3) фонтанной елки.
Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.
Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового ялитройникового типа.
Фонтанная ёлка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для: 1) освоения скважины; 2) закрытия скважины; 3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины. Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройниковой елки -тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель.
Устьевой клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе).
Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации.
Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний-рабочий, нижний - резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности), неудобна в обслуживании. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры.
Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Увеличение дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, и следовательно, диаметра фонтанной арматуры.
Во время сборки фонтанной арматуры следует обращать внимание на тщательность крепления всех соединений и в особенности соединений трубной головки, так как при ее ремонте или замене необходимы остановка и глушение скважины. Кроме того, неисправность арматуры может привести к открытому фонтанированию. Рабочее и статическое давление в скважине определяют по манометру, смонтированному на буфере, а давление в затрубном пространстве по манометру на одном из отводов крестовины трубной головки.
Для регулирования режима работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливают штуцеры—насадки с относительно небольшим проходным сечением. Конструктивно штуцеры подразделяются на два типа—с нерегулируемым и регулируемым сечениями. Штуцеры первого типа просты по конструкции, в промысловых условиях их изготавливают из стального патрубка, которому придается форма усеченного конуса. Такой штуцер можно быстро вставить в соответствующее гнездо, где он прочно закрепляется под действием одностороннего давления газа. Диаметр отверстия в штуцере может быть от 2,3 до 20 мм и более. Чем меньше отверстие, тем большее сопротивление создает штуцер на пути движения газа, тем выше будет буферное и забойное давление скважины и тем меньше, следовательно, ее дебит.
В связи с широким распространением групповой системы сбора газа местоположение штуцера и место ввода метанола с елки переносят на групповую установку. В этом случае облегчаются наблюдение за состоянием штуцера и его замена.
Рис. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:
1 - угловой регулирующий штуцер;
2 - автоматический отсекатель; 3 - стволовая пневматическая
задвижка; 4 - трубная головка
Предприятия ВПО «Союзнефтемаш» разработали комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин газовых месторождений Тюмени (рис. 7.1). Он состоит из блочной фонтанной арматуры АФБ6-150/160 х 210ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой, автоматическими отсекателями, угловыми регулирующими дросселями на боковых отводах елки; трубной головки, предусматривающей возможность подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм; манифольда фонтанной арматуры, позволяющего отбирать продукцию по одному из двух или по обоим боковым отводам одновременно и менять штуцерные насадки без остановки скважины; колонной головки ОКК1-210 для обвязки обсадных колонн диаметрами 219 и 324 мм между собой и герметизации межтрубного пространства при помощи самоуплотняющегося уплотнителя. Диаметр условного прохода ствола 150 мм, боковых отводов трубной головки 65 мм, боковых отводов елки 100 мм, температура окружающей и рабочей среды до 213 и 393 °К соответственно, давление 21 МПа.
studopedia.ru
Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками — Студопедия
Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи.
Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой шкива на валу электродвигателя. В некоторых случаях отбор можно изменить сменой размера насоса (Р), однако эта операция сложнее, так как требует осуществления спуско-подъемных работ на скважине.
При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скваукинные манометры диаметром 22 - 25 мм. Такие приборы могут быть спущены в межтрубное пространство скважины на стальной проволоке через отверстие в планшайбе при эксцентричной подвеске НК.Т на устье. Полученные таким образом данные о забойном давлении наиболее достоверны. Однако в глубоких искривленных скважинах, а также при малых зазорах в межтрубном пространстве бывают прихваты манометра и обрывы проволоки. Для предотвращения этого используются так называемые лифтовые скважинные манометры, подвешиваемые к приемному патрубку ШСН и спускаемые в скважину вместе с НКТ. Эти манометры имеют часовой механизм с многосуточным заводом и фиксируют на бумажном бланке динамику изменения давления на глубине спуска прибора в процессе трех-четырехкратного изменения режимов откачки (дебитов). Такой метод позволяет получить достаточно надежные результаты исследования, однако он связан с необходимостью осуществления спуско-подъемных операций для спуска и подъема лифтового манометра. Поэтому эти замеры приурочивают к очередным ремонтным работам на скважине или очередной смене насоса. В настоящее время лифтовые манометры по этой причине не находят применения.
К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.
Эхолот
Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы. Бумажная лента движется с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному от уровня, можно определить глубину этого уровня.
Поскольку звуковой сигнал проходит двойное расстояние от устья до уровня и обратно, то, если известна скорость распространения звуковой волны в газовой среде межтрубного пространства, глубина уровня может быть найдена из простого соотношения:
,
где S - глубина уровня; t = l / а - время от момента подачи импульса до прихода отраженного сигнала, который проходит за это время путь 2S; v - скорость звука в газовой среде межтрубного пространства; l - расстояние между двумя пиками диаграммы на бумажной ленте; а - скорость движения бумажной ленты.
Такой метод определения уровня жидкости имеет ряд недостатков.
Скорость звука v в межтрубном пространстве зависит от давления, температуры и плотности газа, заполняющего это пространство. Погрешность в определении v непосредственно влияет на определяемую величину уровня 5.
При измерении нескольких значений Si, и вычислении по ним величин ΔSi, соответствующих нескольким режимам отбора жидкости в той же скважине, погрешности уменьшаются, так как систематическая ошибка в величине v одинаково отразится на всех измеряемых значениях S.
Чтобы исключить ошибки, связанные с определением скорости звука в межтрубном пространстве, на колонне НК.Т устанавливают репер - утолщенную муфту, на 50 - 60% перекрывающую межтрубное пространство. Глубина установки этого репера S0 заранее известна. В этом случае на эхограмме получаются три пика: первый соответствует моменту подачи импульса на устье, второй - отраженному сигналу от репера и третий - отраженному сигналу от уровня. Очевидно, что расстояния между пиками эхограммы пропорциональны глубинам установки репера S0 и уровня S. Из пропорции
находим
Таким образом, установка репера исключает необходимость определения скорости звука в кольцевом пространстве. Для большей точности репер устанавливают вблизи уровня жидкости.
Рис. 10.11 Типичные эхограммы, снятые с помощью трехканального эхолота
Современные высокочувствительные эхолоты не требуют установки репера, так как фиксируют на бумажной ленте сигналы, отраженные от каждой муфты колонны НКТ. В этом случае глубина измеряемого уровня определяется подсчетом по эхограмме числа пиков до сигнала, соответствующего уровню жидкости, и умножением числа пиков на длину одной трубы.
Для создания звукового импульса и улавливания отраженных сигналов имеется «хлопушка» - специальный короткий патрубок, присоединяемый к фланцу задвижки межтрубного пространства, с ударником, производящим выстрел маломощного порохового заряда. Кроме того, в хлопушке или ее боковом отводе имеется кварцевый чувствительный микрофон. В некоторых конструкциях эхолотов вместо микрофона используют термофоны. Микрофон превращает звуковые сигналы в электрические, поступающие в усилитель. В современных эхолотах имеется электронный усилитель с трехканальным фильтром для глушения помехи и выделения измеряемого сигнала. Усилитель питается от батареи постоянного тока и не нуждается в наличии на скважине осветительной электролинии для своего питания. Усилитель имеет регулятор чувствительности и лентопротяжный механизм для обеспечения постоянной скорости движения бумажной ленты.
Три канала, устанавливаемых поворотом трехпозиционного переключателя, обеспечивают выделение (с помощью электрических фильтров) сигналов, отраженных от верхних муфт, выделение сигналов от муфт, находящихся на большой глубине, и выделение сигнала от уровня жидкости при больших глубинах (рис. 10.11).
Эхолот - переносной прибор, собран в небольшом ящике-футляре. Хлопушка присоединяется без разрядки газа из межтрубного пространства и допускает измерения при давлениях до 2,5 МПа.
Наличие вспененной жидкости в межтрубном пространстве скважины затрудняет получение четкого отраженного сигнала
от уровня и является общим недостатком измерения эхолотом. Поэтому перед измерением очень важно не производить разрядки газа из межтрубного пространства во избежание вспенивания. Однако это не всегда возможно, так как некоторые конструкции хлопушек предусматривают ее соединение через специальное отверстие в устьевой планшайбе, закрываемое винтовой пробкой. Необходимо также отметить, что для определения по уровню забойного давления, соответствующего данному отбору жидкости, надо знать среднюю плотность столба жидкости от уровня до забоя. Определение этой плотности, зависящей от обводненности и газосодержания столба жидкости, затруднительно.
В промысловой практике нашли применение так называемые волномеры, представляющие собой те же эхолоты, но вместо звукового импульса в межтрубное пространство посылается импульс давления газа. Этот импульс создается либо кратковременным впуском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа из межтрубного пространства с помощью специального отсекателя, присоединяемого к межтрубной задвижке.
Отсекатель состоит из заглушенного с одной стороны патрубка, имеющего на боковой поверхности одно или несколько отверстий. Эти отверстия перекрыты скользящей по поверхности патрубка специальной муфтой с отверстиями. При кратковременном перемещении этой муфты отверстия в патрубке и муфте на короткий момент времени совмещаются и таким образом создается импульс давления, зависящий от давления в межтрубном пространстве и от скорости перемещения муфты. Поэтому условия измерения уровня получаются нестандартизованными, а это осложняет создание регистрирующего устройства, которое могло бы избирательно регистрировать нужный отраженный сигнал с достаточной чувствительностью.
studopedia.ru
1.6 Подготовка скважин к гидродинамическим исследованиям
Во всех скважинах после завершения буровых работ, цементажа, перфорации проводится освоение. Этот процесс, имеет непосредственное отношение к предполагаемой методике испытания скважин и обработке полученных результатов.
Дебиты газа и примесей в продукции скважин в процессе продувки, устьевое, затрубное и межколонное давления и температуры, а также продолжительность продувки должны быть зафиксированы. Продувка при освоении скважины существенно влияет на форму начального участка кривой восстановления давления. Продувка скважины без предварительно оцененного значения депрессии на пласт может привести к подтягиванию к скважине конуса подошвенной воды и к обводнению скважины, к разрушению призабойной зоны и образованию гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины. Поэтому перед продувкой скважины следует детально ознакомиться с геолого-физическими, термобарическими данными пласта и скважины. В соответствии с ожидаемыми дебитами следует выбрать конструкцию забойного и устьевого оборудования, диаметр и глубины спуска фонтанных труб, диаметр диафрагмы, исходя из ожидаемого устьевого давления
Подготовка газовой скважины к газогидродинамическим исследованиям обусловливается:
Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации.
Геологическими особенностями залежи и характеристикой пористой среды и получаемой продукции, т.е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образования гидратов в стволе скважины в процессе испытания, возможным подтягиванием конуса подошвенной воды.
Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов.
Степенью освоения месторождения, т.е. наличие наземных коммуникаций по сбору и осушке газа, факторы, ограничивающие давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания, и др.
Испытание скважины проводится после ее освоения. В зависимости от ожидаемого дебита, величина которой оценивается при продувке, необходимо выбрать такую конструкцию фонтанных труб, при которой обеспечивается вынос потоком газа твердых и жидких примесей с забоя скважины на всех режимах исследования.
Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от состояния освоения месторождения, цели назначения и характеристики залежей осуществляется в основном по двум схемам (см. рисунок 1.3 а, б).
Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту перед газогидродинамическими исследованиями, оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела. Общая схема оборудования устья скважины для газогидродинамических исследований с выпуском газа через факел в атмосферу показана на рисунке 1.3а. В зависимости от намеченной программы возможны некоторые изменения отдельных узлов этой схемы.
Если в добываемом газе не ожидается значительного количества влаги и, нет необходимости спуска глубинных приборов для определения забойного и пластового давления, то эти давления определяются расчетным путем по устьевым замерам давления.
Рисунок. 1.3а Оборудование устья скважины, не подключенной к установке по подготовке газа:
1 скважина; 2 фонтанная арматура; 3 лубрикатор; 4 лебедка; 5 сепаратор; 6 емкость для замера жидкости; 7 ДИКТ; 8 факельная линия; 9 манометры; 10 термометр; 11 глубинный прибор; 12 крепление выкидной линии; 13 линия ввода ингибитора.
7
Рисунок 1.3б Схема обвязки скважины при исследовании с применением коллектора “Надым”:
1 – фонтанная арматура; 2 – манометры; 3 – термометры; 4 – емкости для жидких и твердых примесей; 5 – опоры; 6- коллектор “Надым”; 7 – измеритель расхода газа; 8 – линия ввода ингибитора; 9 – факельная линия.
Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное испытание каждой из них. Такая схема обвязки требует оборудования устья скважины лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой скважины к линии испытания. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на линии испытания. На обустроенных и введенных в разработку месторождениях необходимость подачи ингибитора в скважину предусматривается проектом разработки и, поэтому сооружать звено по подаче ингибитора не следует. Для снижения потерь газа нужно максимально использовать возможность испытания скважин с подачей газа в газопровод.
Если скважины вскрывают пласты с низким давлением, и на месторождениях на завершающей стадии их разработки исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности, что связано с небольшой разницей между давлением после сепаратора и в газопроводе, ограничивающие число режимов исследования. Поэтому для обеспечения необходимого числа режимов в схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.
Исследование скважины на стационарных режимах проводится по заранее составленной программе работ. Объем исследований по этой программе устанавливается на основании проектных решений или исходя из проведенных ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. В соответствии с программой исследования и в зависимости от обустройства промысла подготавливаются соответствующие приборы, оборудования и инструменты. Их монтируют на скважине по схемам, показанным на рисунке 1.3.
Перед исследованием скважины на стационарных режимах необходимо ознакомиться с геолого-промысловыми материалами по данной скважине и месторождения. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита и забойного давления продолжаются несколько часов и более, то следует выбрать ускоренные методы исследования скважины. Перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим Рст. Исследование нужно начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму. После фиксирования статического давления скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного (устьевого) давления и дебита. Забой скважины при испытании ее методом установившихся отборов должен быть чистым, или, если имеется столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму.
Значения забойных давлений, дебита и температуры должны быть фиксированы после полной стабилизации давления и дебита. Условия стабилизации оцениваются постоянством показаний приборов, используемых для измерения давления, перепада давлений на расходомере и температуры во времени. После снятия этих показаний на первом режиме диафрагме (штуцере) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины и стабилизации давления и дебита при этом, работа скважины на установившемся режиме, восстановления давления после закрытия скважины на данной диафрагме составляют один режим работы скважины.
Характер изменения давления на одном режиме с полной стабилизацией забойного устьевого давления и дебита, работой на режиме и с полным восстановлением давления после закрытия скважины показан на рисунке 1.4.
Рисунок. 1.4 Характер изменения давления при исследовании скважины на режиме.
При значительном количестве жидкости в продукции скважины следует пользоваться глубинными приборами с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Если забойное оборудование и коррозионно-активные компоненты затрудняют измерение забойного давления глубинными манометрами, то следует в зависимости от количества жидкости и газа, конструкции скважины, коэффициента сопротивления труб и структуры потока вывести эмпирическую формулу для достаточно точного определения забойного давления таких скважин.
studfile.net
