Скрепирование скважин это

4.1 Переезд бригады

Первая учебно-производственная практика началась с переезда бригады № 6 на скважину №744, куст №187 Шагирто-Гожанского месторождения. Основной задачей при переезде бригады является безопасная погрузка и разгрузка оборудование и инструмента бригады, буксировка жилых вагонов и расстановка их на новом месте.

Очень важной задачей при приезде бригады является грамотное и правильное расстановка оборудование, технологической емкости, промывочного мерника, приемных мостков и подъемного агрегата согласно нормам и требованиям техники безопасности и охраны труда. Все расстояния должны быть четко соблюдены согласно схемам расстановки оборудования (рис. 11).

Рисунок 11 Схема расстановки оборудования при КРС

4.2 Глушение скважины

Глушение скважины является основным процессом перед ремонтом скважины. В целях предупреждения открытого фонтанирования перед производством текущего, капитального ремонта или освоения скважин следует создать противодавление на забой скважины (эксплуатируемый или вскрываемый пласт) с помощью задавочной жидкости.

Задавочная жидкость должна обладать следующими свойствами:

· иметь достаточный удельный вес для создания необходимого давления на забой;

· вслучае эксплуатации скважины механизированным способом иметь содержание механических примесей не более 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - не более 0,5 г/л;

· не иметь в своем составе растворенного газа.

Удельный вес задавочной жидкости рассчитывается по формуле: У = (Рпл + 0,1Рпл) 10/Н, где Рпл – пластовое давление, кгс/см² , Н – расстояние от устья скважины до эксплуатационного пласта.

В качестве задавочной жидкости используют растворы технического хлористого натрия, хлористого кальция, хлористого магния и других солей, а так же инвертноэмульсионные, гидрофобные растворы (ИЭР, ГФР). Удельный вес и объем задавочной жидкости определяется конкретно для каждой скважины геологической службой.

Технология глушения скважин зависит от способа ее эксплуатации. Общие требования при закачке жидкости в скважину по техническим условиям давления на экс.колонну:

- D – 168мм допускается не более 10мПа;

- D – 146мм – не более 12мПа;

- D – 140мм – не более 15мПа.

Пред началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Башмак НКТ находится в непосредственной близости от интервала перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ. В случае, если лифт НКТ запарафинен или загидрачен и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство скважины на максимальной скорости ЦА – 320 по возможности непрерывно. При этом давление закачки не должно превышать максимально допустимого на экс.колонну.

Если приемистость скважины недостаточна и давление поднимается выше допустимого, для колонны следует производить порционную закачку жидкости с перерывами между циклами 15 – 30мин и стравливанием газа на факел перед закачкой очередной порции. В связи ввыбросом части задавочной жидкости на факел при разрядке, объем ее берется 1,5-кратном объеме скважины. При интенсивном поглощении задавочной жидкости пластом первую порцию солевого раствора объемом 8 – 10-м³ добавляется 5% КНЦ.

Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.

При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкидных линий, их после глушения, от скважины до замерной установки промывают дизтопливом или продувают воздухом.

4.3 Подъём ГНО

После расстановки оборудования и глушения скважины производится разборка арматуры скважины, демонтируется полированный шток с СУСГ-ом, устанавливается ППШ, опрессовывается ППШ на 4 Мпа. После опрессовки производится подъем насосных штанг с плунжером НН-44. После подъёма ППШ демонтируется.

Далее производится демонтаж планшайбы с подвесным патрубком и установка ППШР. После установки ППШР его нужно опрессовать на 10 Мпа, путем до спуска в скважину пакера ПРО-ЯМО ЯГ на 5 НКТ. После опрессовки ППШР производится ГНО на НКТ. Все поднятое оборудование оценивается на степень загрязнённости и производится пропарка оборудования.

4.4 Спуск-подъем пера с шаблоном

Шаблонирование эксплуатационной колонны с последующей промывкой до жесткого забоя проводится в первую очередь для, проверки проходимости эксплуатационной колонны оборудования нужного диаметраи беспрепятственного спуска в них глубинного оборудования и инструмента., и для определения ее целостности, наличия сужения, коррозии.

Корпус шаблона (рис. 12) изготовляют цельным без фасок на нижнем и верхнем торцах. Шаблон имеет сквозное продольное отверстие для промывки и предотвращения скопления механических примесей при спуско-подъемных операциях

Рисунок 12 Шаблон.

Послу спуска шаблона на забой производится промывка скважины, после подъёма шаблона, начинается терморежим 24 часа. По истечению 24 часов производится геофизическое исследование скважины( АКЦ, СГДТ-2) с целью определения качества цементирования и интервала установки оборудования.

4.5 Перфорация

После проведения геофизического исследования и получения данных по скважине, проводилась перфорация в интервалах 955-954 м. 10 отверстий; 947.5-945.5 м. 20 отверстий; 943.5-942.5 м. 20 отверстий. Прострелянные ранее интервалы остались не изолированы ниже.

Кумулятивная перфорацияхарактеризуется большой пробивной способностью в твердых и плотных преградах и не вызывает повреждений обсадных колонн и цементного кольца. Поэтому кумулятивную перфорацию целесообразно применять при твердых породах, в условиях наиболее трудного сообщения ствола скважины с пластом.

Кумулятивная перфорацияосуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км / с и создает давление на преграду до 0 15 - 0 3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм.

4.6 Скреперование

После проведения перфорации в заданных интервалов должно проводится скреперование эксплуатационной колонны в местах посадки пакеров, механическим скрепером СК-146 мм (рис 13).

Рисунок 13 СК-146

Скреперование должно проводится, в интервалах не менее 20 метров выше посадки пакеров и 20 метров ниже посадки пакера. После проведения скреперования скважина промывается обратной промывкой.

4.7 Спуск 2-х пакерной компоновки для проведения кислотной обработки.

После проведения скреперования заданных планом работ интервалов, бригада готовится к проведению кислотной обработки. Для проведения кислотной обработки разных интервалов по отдельности необходимо спускать 2-х пакерную компоновку (рис. 14).

Рисунок 14 Схема 2-х пакерной компоновки

2-х пакерная компоновка обеспечивает раздельную кислотную обработку отдельных интервалов перфорации. Кислотная обработка проводится силами подрядной организации ООО «КРИЗОЛ», раствором НПС-К.

Кислотная обработка скважин - эффективный метод очистки продуктивного пласта от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне в процессе вскрытия бурением, цементажа обсадной колонны или при эксплуатации скважины.

Дебит скважины во многом зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его призабойной зоны – ПЗП), которая всегда меняется в процессе заканчивания и эксплуатации скважины. Коллекторские свойства неизбежно ухудшаются вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола, гидратации пород, размножения сульфатвосстанавливающих бактерий. Методы восстановления, а порой и улучшения фильтрационных характеристик коллектора в ПЗП приобретают особое значение. Кроме того, после снижения кольматации (процесс естественного и искусственного проникновения мелких, главным образом глинистых и коллоидных частиц в поры и трещины горных пород) солями жесткости (привносимыми закачиваемой водой) повышается приемистость нагнетательных скважин в терригенных коллекторах.

4.8 Освоение скважины методом свабирования.

После проведения кислотной обработки, закачки кислотного раствора в пласт и ожидания падения избыточного давления, т.к. данный раствор закачивается без реакции, наступает следующий этап разработки продуктивного пласта это- свабирование.

Свабированиепредставляет собой наиболее простой и довольно эффективный способ освоения скважин.

Свабированиеосуществляется свабом( поршнем), снабженным обратным клапаном. Сваб спускается на канате в насосно-компрессорные трубы ( НКТ) под уровень жидкости, клапан при этом открыт. При движении вверх клапан закрывается, и сваб выталкивает на поверхность столб жидкости, расположенной выше. Глубина погружения сваба зависит от мощности лебедки, агрегата в целом и прочности каната. Свабирование скважин, с АВПД производится с установкой на устье лубрикатора. К преимуществам данного метода относятся плавность создания депрессии, осуществление процесса вызова притока без привлечения дополнительных технических средств; к недостаткам - повышенная взрывоопасность ( трение каната создает условия искрообразования), аварийность ( обрыв каната, заклинивание сваба) и низкая производительность.

Свабирование производится отдельно с каждого интервала на посаженных пакерах, с отбором проб. Пробы отобранные для анализа отправляются на анализ заказчику, там их проверяют на обводненость, наличие кислотной смеси, а так же проверяют удельный вес. Только после получения положительного результата от заказчика, происходит перепасадка на другой интервал.

После того как был отработан поочередно каждый интервал, производится срыв пакеров и производится свабирование с общего интервала, оценивается приток жидкости из пласта, и ее состав. После получения положительного результата, происходит демонтаж геофизического оборудования, обмен жидкости в скважине на рабочую и подъём 2-х пакерной компоновки. В ином случае если по результатам свабирования жидкость получаемая из скважины не удовлетворяет заказчика или приток не достаточен для нормальной работы скважины производятся дополнительные работы по повышению отдачи нефтяного пласта.

4.9 Сварочные работы и РИР.

После завершения работ по освоению новых продуктивных интервалов, вышла необходимость смены арматуры скважины, т.к. скважина должны была выходить на отдельно-раздельный способ эксплуатации (ОРЭ). А так установленная на данной скважине арматура не подходила под данный способ эксплуатации ее необходимо было заменить на новую

После оформления мастером все необходимых нарядов и допусков у заказчика, было произведено спуск ПРО-ЯМО с муфтой проглушкой и фильтром на НКТ 2.5 на глубину 50 метров, и посадка пакера. После посадки произвели долив затрубного пространства и НКТ до устья скважины. Так как по регламентам на сварочные работы установлено то что подъемный агрегат должен быть демонтирован, произвели его демонтаж.

После смены устьевой арматуры на новую, смены ложной муфты и колонного патрубка и наращивания кондуктора, по плану работ произвели опрессовку устьевой арматуры. По результатам опрессовки получили падение давления от 10 Мпа до 3 Мпа за 30 минут, и водопроявления и кондуктора.

По согласованию с заказчиком было принято решения о поиске интервала утечки от 50 метров до устья. Был произведен монтаж подъемного агрегата и рабочей площадки. Далее производился подъём НКТ 2.5 с ПРО-ЯМО с поинтервальной опрессовкой через каждые 10 метров. Опрессовка показала не герметичность эксплуатационной колонны в интервале от 5 метров до 1 метра.

По результатам данной опрессовки, было принято решения о проведении ремонтно-изоляционных работ, а именно цементажзаколонного пространства в интервалах от 270 метров до 0 метров, а именно заполнения кондуктора цементом.

Работы производились по следующему плану:

· сварочные работы, герметизация кондуктора на устье с монтажом патрубка и быстросъёмным соединением;

· спуск на НКТ 2.5 и посадка с отворотом ПВМ на глубину 480 метров;

· засыпка песчаной пробки выше ПВМ на 10метров и подъём НКТ 2.5;

· спуск ПРО-ЯМО-ЯГ на НКТ 2.5 и посадка на глубину 270 метров и опрессовка эксплуатационной колоны на 10 МПа- герметично, подъем ПРО-ЯМО-ЯГ;

· спуск ПГМ-146 на НКТ 2.5 на глубину 280 метров, перфорация эксплуатационной колоны, вызов циркуляции, подъем ПГМ-146;

· закрытие скважины на шибер, цементаж кондуктора, ОЗЦ -24 часа;

· спуск НКТ 2.5(открытый конец) с отбивкой кровли цементного моста на глубине 260 метров, опрессовка на 10 Мпа- герметично, подъем НКТ 2.5;

· спуск Д-98,бурение цементного моста с глубины 260 метров до глубины 300 метров, подъем Д-98;

· спуск НКТ 2.5 с промывкой до глубины 480 метров, наворачивание ПВМ, срыв ПВМ, подъём ПВМ.

Ремонтно-изоляционные работы дали свой положительный результат, по результатам опрессовки эксплуатационной колоны на 10 Мпа, получили положительный результат.

Дальнейшие работы на скважине проводились по плану утвержденному заказчиком, было спущено оборудование для отдельно раздельной эксплуатации, вызвана подача, скважина была сдана по акту заказчику ЦДНГ-3 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Прохождение первой учебно-производственной практики было не посредственно связано с моей трудовой деятельности. Помощником бурильщика капитального ремонта скважины я работаю уже на протяжении 4 лет. Данную работу я считаю очень сложной и трудоемкой, в ней важна не только физическая сила, но и глубокие знания и понимания своего дела. Должно быть обязательным выполнение всех требований регламента проведения капитального ремонта скважин, так как даже не большое отклонение от плана может привести к аварии, и понести за собой огромные убытки как и своему предприятию так и заказчику.

Так же самым главным в работе при капитальном ремонте скважин, должно быть беспрекословное соблюдение техники безопасности и охраны труда. Работа помощником бурильщика связана с многими опасными для жизни производственными факторами, это и передвижение больших и тяжелых железных предметов, это и в первую очередь опасность возникновения ГНВП.

Обучения и сдача экзаменов по ГНВП происходит ежегодно, а инструктажи и учебно-тренировочные занятия, регулярно на рабочем месте. Помощник бурильщика должен знать причины возникновения и методы борьбы с ГНВП. Ведь как показывает практика, все крупные аварии случившиеся в бригадах КРС, возникают из-за недостаточной обучености персонала, что приводит к крупным авариям и человеческим жертвам.

Работа помощником бурильщика капитального ремонта скважин это огромный трудовой опыт. Приобретённый знания, во время работы в бригаде, у старших опытных коллег это богатый опыт знания и понимания производства изнутри, который без сомнения пригодится в моей будущей трудовой деятельности.

СПИСОК ИСТОЧНИКОВ

· В. А. Блажевич, В. Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.— М.: Недра, 1985, 208 с.

· В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела. –Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский государственный университет. 2004 год, 720 страниц.

· http://www.ngpedia.ru

ОТЗЫВ

О прохождении учебно-производственной практике

на студента 2 курса( специальность 210310 «Нефтегазовое дело»)

Удмуртского государственного университета

Шипилова Вячеслава Анатольевича

Студент Удмуртского государственного университета Шипилов Вячеслав Анатольевич проходил практику на базе филиала ООО АРГОС «ЧУРС» в период с 27.06.2016 по 10.07.2016 года, целью которой являлась систематизация, закрепление и расширение теоретических знаний и практических навыков, применение их при решении производственных задач.

За время прохождения практики Шипилов Вячеслав Анатольевич проявил себя как грамотный студент, прилежно относящийся к поставленным задачам практики, в полном объеме выполнил установленную программу.

В процессе прохождения практики студент показал хороший уровень теоретических знаний, и закрепил их практическими навыками с большей долей самостоятельности в работе, принимал активное участие в работе предприятия.

Студент коммуникабелен, прилежен, дисциплинирован, добросовестно исполнял указания руководителя практики от предприятия.

Заместитель начальника цТКРС-1

ведущий инженер Лапшин Л.А.

_____________________

Читайте также:

Рекомендуемые страницы:

Поиск по сайту

poisk-ru.ru

Скреперные работы

СКРЕПЕРНЫЕ РАБОТЫ (а. scraping; н. Schrappern, Schrapperbetrieb; ф. travaux de scrapage, travaux de raclage; и. transporte соn cuharon de arrastre, trabajos de scrapers) — совокупность выемочно(загрузочно)-транспортных работ, выполняемых скреперами или скреперными установками. Включают операции: резания мягких пород (в массиве) или черпания мелкоразрыхлённых (механических или буровзрывным способом) скальных пород; загрузки ковша скрепера и транспортирования горных пород до места доставки; разгрузки ковша и возвращения скрепера в забой. На открытых разработках скреперные работы осуществляются скреперами в забоях, которыми служат горизонтальные или слабонаклонные поверхности разрабатываемого горизонта. В первом случае выемка породы производится горизонтальными слоями, во втором — наклонными. При подходе скрепера к забою ковш опускается, а передняя его заслонка поднимается. При движении по забою скребок срезает слой (стружку) в мягких и песчаных породах до 500 мм, в плотных и разрушенных — до 150 мм.

Геометрические параметры забоев и рабочих площадок зависят от крепости пород и способов их подготовки к скреперным работам, типоразмера (вместимости ковша) скрепера, технологии скреперных работ, обеспечивающей безопасные и наиболее экономичные условия работы. Длина забоя (выбирается из условия обеспечения эффективного использования скрепера) больше или равна длине пути набора породы при полном использовании вместимости ковша машины. Для большегрузных скреперов (с ковшом вместимостью 25-30 м³) значение этого параметра равно 30-50 м. Ширина рабочей площадки в скальных и полускальных породах 50-55 м, в мягких породах 35-40 м.

В зависимости от характера скреперных работ различают технологические схемы с использованием скрепера в качестве основного, дополнительного, вспомогательного оборудования. Схему, где скреперы служат основным оборудованием, применяют на вскрышных и добычных работах при разработке пологих пластообразных залежей угля, фосфоритов (рис.1) и других полезных ископаемых, а также на россыпных месторождениях.

Отвалы вскрышных пород при этой схеме располагают как за пределами карьерного поля, так и в выработанном пространстве. Как самостоятельное оборудование скреперы выступают при проведении капитальных траншей небольшой глубины. На глубоких траншеях они применяются в комбинации с экскаваторами. В качестве дополнительного оборудования к основному скреперы используют, когда мощность вскрытия больше предельной глубины черпания экскаватора или допустимой высоты уступа. В этом случае скреперы применяют для вскрышных работ на верхнем вскрышном уступе. В качестве вспомогательного оборудования скреперы используют при необходимости зачистки кровли пласта полезных ископаемых и подошвы уступов, при сооружении дамб, устройстве дорог и планировке площадок для строительных объектов, производстве рекультивационных работ и др.

Существенное влияние на эффективность скреперных работ оказывают схемы движения скреперов (рис. 2).

Выбирают их с таким расчётом, чтобы расстояние перемещения, число поворотов и подъёмы в грузовом направлении были минимальными. Схема движения скрепера по эллиптической траектории применяется при поперечном перемещении вскрышных пород (вскрыша любой мощности) и параллельном подвигании фронтов вскрышных и отвальных работ примерно с одинаковой скоростью; схему движения по восьмёрке используют при возможности поперечного перемещения породы с укладкой её в отвал параллельно фронту работ. При поперечной и продольной разработках забоя применяется челночная схема, при разработке узких участков большой длины и значительной мощности вскрыши — схема движения зигзагами. Движение скрепера по спирали используют при расположении резервов с обеих сторон отвала, ширине последнего, равной пути разгрузки скрепера, и при разности отметок отвала и карьера не более 2,5-3 м.

Термин "скреперные работы" однозначно применим лишь на открытых разработках. На шахтах, используя скреперные установки, выполняют скреперование — перемещение отбитой горной массы из очистных забоев или на горизонте выпуска руды, куда она поступает под собственном весом. Кроме этой основной операции подобные работы включают также установку скреперных блочков и дробление (взрывное или механическое) кусков руды или породы негабаритных размеров на почве выработок скреперования. Перемещение полезных ископаемых или горных пород осуществляется по горизонтальной или слабонаклонной плоскости, реже в камерах по лежачему боку при угле падения до 30-35°. Длина доставки от 10-30 до 50-60 м и более при размере скреперной выработки по высоте не менее 1,5-1,8 м.

Скреперование выполняют как в одном, так и в изменяющихся направлениях — при последовательной доставке горной массы по двум выработкам, расположенным под прямым углом друг к другу или в широких камерах (рис. 3). Руду (или пески) доставляют в рудоспуски, в вагоны через погрузочный полок (безлюковая погрузка) или на конвейер через приёмный полок.

На шахтах за смену перемещается (одной установкой) от нескольких десятков до 300-500 иногда 600-700 т в смену.

www.mining-enc.ru

Скреперование скважины

Скребок через переводник соединяется с насосно- компрессорными трубами или бурильными трубами и спускается в скважину к интервалу очистки, как правило в нижнюю его зону. При этом лезвия ножа направлены вверх - очистка производится снизу вверх. Создается избыточное давление жидкости от 10 до 50 атм и производится подъем на длину рабочей трубы. Очистка колонны на подъем одной трубы (свечи) повторяется 3-5 раз, при этом спуск скребка вниз в первоначальное положение производится без давления.

С целью упрощения технологии и сокращения времени на очистку колонны, т.е. очистка производится как снизу вверх, так и сверху вниз путем спуска в скважину двух скребков, соединенных между собой патрубком.

Мостки, НКТ и площадка на устье скважины должны быть очищены от песка, грязи и парафина, должно быть подготовлено место для разгрузки узлов УЭЦН, в темное время освещенность устья должна быть не менее 100 лк, кабельный барабан не менее 13 лк, талевая система - отцентрирована относительно оси устья скважины.

Ответственность за качество подготовки и глушения скважины возлагается на мастеров бригад производящих глушение и ремонт скважины.

• Доставка УЭЦН на скважину производится только на специально оборудованном транспорте, с обязательным закреплением узлов всеми предусмотренными приспособлениями.

• Разгрузка/погрузка УЭЦН на скважине осуществляется совместно бригадой ТКРС и монтажником «ЭПУ-Сервис» с использованием грузоподъемных устройств спецтехники, доставившей установку.

• Разгрузка узлов УЭЦН производится на очищенные от нефтепродуктов и песка приемные мостки бригады ТКРС, а барабан с кабелем выгружается непосредственно на автонаматыватель.

При отсутствии подъездов к мосткам или к автовымотке монтаж не производится.ъ

• При разгрузке необходимо оберегать узлы УЭЦН и кабель от ударов и повреждений.

• Автонатыватель (см. схему расстановки оборудования на кусте) размещается не менее 15 м от устья скважины в зоне видимости бригады. Продольная ось барабана автонаматывателя должна быть перпендикулярна поперечной оси барабана проведенной через ось скважины. Кабель должен сходить с верхней части барабана. Между устьем скважины и автонаматывателем через 2-3 метра должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 5-6 м, радиус ролика должен быть не менее 420 мм. Оси вращения кабельного ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии.

Запрещается производить монтаж УЭЦН при температуре ниже -35°С и силе ветра более 10 м/сек, при осадках в виде мокрого снега и дождя (если нет защитного укрытия зоны монтажа от прямого попадания осадков).

• Монтажник «ЭПУ-Сервис» передает бригаде исправные и проверенные хомуты для монтажа УЭЦН. На применяемые монтажные хомуты должен иметься паспорт и акты освидетельствования.

• Бригада ТКРС самостоятельно устанавливает (и снимает) хомуты на головки узлов УЭЦН, а также поднимает узлы над устьем скважины после готовности монтажника «ЭПУ-Сервис» к выполнению операций, разматывает и прокладывает погружной кабель от автовымотки до устья скважины. При этом не допускается попадание песка, грязи на узлы УЭЦН, кабель. Во время спуско-подъемных операций монтажник должен быть удален из зоны работы подъемника.

• По окончании монтажа бригада ТКРС возвращает монтажнику чистые и исправные хомуты.

• Монтаж УЭЦН производится в соответствии с технологическими инструкциями на производство работ, согласованными с ОАО “ТН”. В процессе монтажа мастер ТКРС (бурильщик, ст. оператор): сверяет соответствие привезенной установки заказанной и номеров узлов записанным в паспорте; контролирует опрессовку токоввода двигателя ПЭД (3 кгс/см^2*10 минут - падение давления, течь масла и отпотевание не допускаются), установку шлицевых муфт и легкость вращения валов; проверяет сопротивление изоляции установки в сборе (не менее 5 МОм), наличие маркировки и фазировки на конце кабеля; расписывается в экслуатационном паспорте УЭЦН, подтверждая, что оборудование к спуску принято, после этого заполненный паспорт остается в бригаде до окончания спуска. Резьба и состояние используемого при монтаже крепежа УЭЦН должны быть проверены на базе «ЭПУ-Сервис».

• Ответственность за качество монтажа возлагается на монтажника и начальника цеха проката «ЭПУ-Сервис», ответственность за безопасное производство работ на скважине несет мастер бригады ТКРС. В случае нарушения монтажником технологии монтажа, мастер бригады ТКРС имеет право приостановить производство работ с отметкой об этом в паспорте УЭЦН и немедленным извещением диспетчерской службы «ЭПУ-Сервис». Окончательное решение о необходимости замены оборудования в этом случае принимает руководство «ЭПУ-Сервис».

studfile.net

Послеприток — Википедия

Послеприток — приток жидкости из пласта в скважину после её остановки.

Понятие о коэффициенте послепритока[править | править код]

После закрытия скважины, хотя объем флюида в стволе и не меняется, его количество в весовом отношении увеличивается. С течением времени, по мере роста давления в стволе, интенсивность влияния ствола (послепритока) уменьшается (рис. 1.)

Эффект влияния ствола сопровождает не только остановку скважины, но и любую смену режима эксплуатации (пуск, изменение дебита и пр.). Количественной мерой эффекта влияния ствола является коэффициент влияния ствола скважины:

где ΔV — изменение объема флюида, приведенного к термобарическим условиям в стволе в начале притока, ΔР — изменение давления.

Если известен коэффициент влияния ствола, по темпу изменения давления на забое скважины во времени можно рассчитать изменение во времени дебита послепритока:

Данное соотношение используют для оценки коэффициента влияния ствола. Для этого наиболее благоприятен интервал времени, соответствующий началу переходного процесса. В частности, для цикла КВД коэффициент послепритока равен отношению предшествующего расхода скважины Q_0 = const к темпу изменения давления в начальный момент — P’=ΔP/Δt|t=0 (геометрически — тангенсу угла наклона к КВД в декартовых координатах) (рис. 2.)

Соотношение для оценки коэффициента послепритока, обусловленного исключительно сжимаемостью флюида (например, при остановке фонтанирующей скважины), можно получить из следующих соображений.

Из формулы для расчета коэффициента сжимаемости заполняющего ствол флюида с начальным объемом V

Общее соотношение для коэффициента послепритока в стволе действующей скважины с динамическим уровнем можно получить исходя из следующих соображений. Вначале преобразуем соотношение, заменив объем флюида его плотностью:

Решение этого уравнения имеет вид

где γнач- плотность при начальном давлении Pнач• Если P>Pнач, то γ>γнач (то есть с увеличением давления плотность возрастает).

Если пренебречь весом столба газа выше уровня, а также изменением плотности по глубине ниже уровня, то давление на забое Рзаб определяется соотношением

где hyр — глубина уровня, hзаб — глубина измерения давления (на забое), Ру- давление на устье. Объем жидкости выше глубины измерения давления:

где S — площадь сечения трубы. Дебит послепритока,

Первое слагаемое определяет изменение дебита за счет подъема динамического уровня, второе — за счет сжимаемости флюида. Далее, преобразуя предыдущее выражение, определив величину плотности с помощью уравнения для нахождения γ, получим окончательное выражение для дебита послепритока:

Для несжимаемого флюида β=0, когда послеприток обусловлен исключительно подъемом уровня жидкости.

Диагностика переменного послепритока по результатам ГДИС[править | править код]

Допущение о постоянном коэффициенте послепритока вполне приемлемо и успешно используется при анализе результатов ГДИС при фильтрации жидкости. Характер влияния послепритока на результаты ГДИС можно увидеть из рисунка. В начальной стадии цикла исследования коэффициент послепритока оказывает преобладающее влияние на поведение давления по сравнению с базовыми гидродинамическими параметрами (фильтрационными свойствами, скин-фактором и пр.). Причем чем больше коэффициент послепритока, на большем отрезке времени ощутимо это влияние.

Для газа необходимо дополнительно учитывать существенное влияние на его свойства термобарических условий, которые, в свою очередь, существенно зависят от режима работы скважины. В этом случае при больших перепадах температуры и давления коэффициент послепритока уже нельзя считать постоянным. Но главным фактором, определяющим нестабильный послеприток, является сложный состав заполняющей ствол смеси. При одновременном наличии в стволе нескольких компонентов или фаз, отличающихся по плотности, происходит их перераспределение по глубине. Вес столба флюида выше точки измерения давления меняется во времени. В этих условиях зависит от времени и коэффициент послепритока.

Существуют два принципиально различных способа описания переменного послепритока. Первый способ предполагает, что этот параметр меняется постепенно непрерывным образом. Одной из наиболее известных моделей, описывающих непрерывное изменение послепритока во времени, является модель Fair. Она предполагает, что интенсивность перераспределения фаз в стволе меняется во времени t по экспоненциальному закону:

Где С — постоянная (стандартная) составляющая коэффициент после притока; Qат — расход в стандартных условиях. Модель Hegeman отличается лишь способом расчёта показателя экспоненты:

Где t* — псевдовремя, а — аналог параметра τ, но нормированный в масштабе псевдовремени. Наряду с рассмотренными в практике ГДИС используются модели, предполагающие изменение коэффициента послепритока дискретным образом. Как правило, различные коэффициенты послепритока в этом случае соответствуют временным интервалам, отличающимся режимом работы скважины. Характер влияния переменного послепритока на логарифмическую производную поясняет схема. На рисунках приведены зависимости изменения производной во времени для нескольких отличающихся друг от друга постоянных коэффициентов послепритока. Они выступают в качестве своеобразной масштабной шкалы описываемого эффекта. Производная для переменного послепритока последовательно пересекает несколько таких зависимостей в соответствии с характером изменения во времени коэффициента послепритока (С). Если коэффициент растёт, производная пересекает сначала кривые с малыми значениями С, а затем с большими. Если коэффициент падает, производная пересекает кривые в обратном порядке.

Примеры влияния переменного послепритока на результаты ГДИС[править | править код]

Переменный послеприток может быть вызван самыми разными причинами. При резком падении давления на забое в процессе запуска нефтяной скважины на отбор (технология КСД) увеличивается газосодержание продукции. Вследствие этого растёт сжимаемость поступающей из пласта смеси, что вызывает рост интенсивности послепритока во времени, подобный пример приведен на рисунке.

Другой часто встречающейся причиной переменного послепритока является нестационарный процесс накопления на забое скважины тяжелой фазы (пластовой воды). В процессе эксплуатации вода выносится на устье потоком поступающего из пласта флюида. При остановке скважины (исследования по технологии КВД, КВУ) вынос воды прекращается. Она осаждается, скапливаясь на забое. Одновременно может происходить приток воды из вскрытых пластов или, наоборот, её поглощение. В совокупности перечисленные процессы могут быть причиной самой различной динамики изменения содержания воды на забое и вызывать как рост, так и падение коэффициента послепритока во времени. Так, ГДИС, представленные на рис. 3.2, 3.3, характеризуются послепритоком с интенсивностью, падающей во времени. Рис. 3.4, 3.5 соответствуют случаю, когда интенсивность послепритока, наоборот, увеличивается во времени. На рисунках реальные результаты измерений сопоставлены с гипотетическими кривыми, которые наблюдались бы при постоянной интенсивности послепритока. Результаты интерпретации полученных материалов с учетом переменного послепритока приведены на рис. 3.6.

Темп изменения послепритока настолько существенен, что в начальной фазе КВД наблюдается локальное падение давления. Это соответствует рассмотренным ранее теоретическим представлениям (рис. 2.2). На кривой логарифмической производной этому временному интервалу соответствует зона неопределенных значений

В данной скважине были выполнены измерения изменения профиля давления по глубине в режиме фонтанирования (рис. 3.7а) и в статике (рис . 3.7б), отражающие изменение по глубине плотности заполнителя ствола. Анализ этих материалов подтверждает факт осаждения воды на забое после остановки скважины и высокое газосодержание заполнителя ствола, что в совокупности и обеспечило ярко выраженный переменный послеприток.

• М. И. Кременцкий. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. — 2-е изд. — Мир, 2012. — С. 200-320.

ru.wikipedia.org

опробование (скважины) - это... Что такое опробование (скважины)?

опробование (скважины)

Тематики

• нефтегазовая промышленность

Синонимы

• опробовать
• разведочная скважина

Справочник технического переводчика. – Интент. 2009-2013.

• опробование
• продуктивные интервалы

Смотреть что такое "опробование (скважины)" в других словарях:

• опробование скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN well testing …   Справочник технического переводчика

• опробование скважины методом снизу вверх — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN up the hole test …   Справочник технического переводчика

• первичное эксплуатационное опробование скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN prepilot mining test …   Справочник технического переводчика

• последовательное опробование скважины снизу вверх — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN up the hole testing …   Справочник технического переводчика

• Опробование пластов —         (a. testing of producing horizon, seam testing; н. Forderhorizonttest; ф. essai des horizons productifs, test des niveaux productids; и. invegastion de propiedades de niveles productivos, estudio de propiedades de niveles productivos,… …   Геологическая энциклопедия

• ОПРОБОВАНИЕ ПО БУРОВЫМ СКВАЖИНАМ — отбор проб при бурении. А. При колонковом бурении полноценной пробой является керн при его выходе не менее 70% и отсутствии избирательного истирания. Материал берется раскалыванием керна или резанием керна вдоль оси. В пробу чаще отбирается… …   Геологическая энциклопедия

• ОПРОБОВАНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД — гидрогеол. исследования, заключающиеся в отборе проб для определения хим. и газового состава, физ. и др. свойств воды, а также в определении дебита водопункта (источников, колодцев, скважины), положения статического ур. подземных вод и др.… …   Геологическая энциклопедия

• Опробование новых нефтяных и газовых пластов — ► formation testing В поисковых разведочных скважинах может производиться: ■ в процессе бурения скважин по мере встречи нефтяных и газовых пластов (сверху вниз) при помощи соответствующей конструкции пакеров или спуска специальной промежуточной… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

• Гидрогеологическое опробование —         (a. hydrogeologic sampling; н. hydrogeologisches Proben; ф. essai hydrogeologique; и. desmuestres hidrogeologicos) совокупность полевых и лабораторных исследований водоносных горизонтов, зон или водоносных комплексов с целью определения… …   Геологическая энциклопедия

• Освоение скважины — 5.5.1. Под освоением скважины понимается вызов притока жидкости из пласта или опробование нагнетания в него рабочего агента в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приемистостью) пласта... Источник: Правила разработки нефтяных и газонефтяных… …   Официальная терминология

technical_translator_dictionary.academic.ru

Смотрите также

• 
  Зимний водопровод из скважины на даче под ключ
• 
  Бурение на обсадной колонне
• 
  Очистка скважины перекисью водорода
• 
  Бурение скважин на воду в кызыле
• 
  Окоф артезианская скважина 2017
• 
  Как закрыть замочную скважину снаружи
• 
  Параметры режима бурения
• 
  Бурение с понтона
• 
  Глубинный манометр для скважин
• 
  В замочной скважине застрял ключ
• 
  Пьезометрическая скважина назначение