Экзамен на удостоверение оператора ДНГ. 1. Общие сведения о физикохимических понятиях пластовых флюидов (нефть, газ, вода, конденсат). Классификация нефти по химическому и фракционному составу, содержанию аспв
 Скачать 0.78 Mb.
|
|
10. Понятие о статическом и динамическом уровнях, принцип их измерения. Ключевые слова: Статический и динамический уровень Основная мысль: Статический уровень устанавливается в неработающей скважине, динамический уровень устанавливается в работающей скважине(обычно всегда ниже статического) Текст: Статический уровень устанавливается в скважине после простоя без откачки в течение более одного часа. Суть такого статичного положения скважины в том, что забойное давление, то есть давление столба жидкости внутри скважины, уравновешивает пластовое давление, под которым находится вода в водоносном слое. Таким образом, возникает равновесие, и уровень перестает подниматься. Динамический уровень воды в скважине устанавливается во время откачки, и может меняться в зависимости от производительности насоса. Динамический уровень устанавливается, когда приток жидкости в скважину становится равен оттоку, т.е. когда её дебит равен производительности работающего насоса. Динамический уровень при разном потреблении определяют в ходе опытной откачки жидкости после бурения скважины. Величина статического и динамического уровня определяется расстоянием от устья скважины до положения уровня жидкости в её стволе и измеряется уровнемерами. 11. Приборы для 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 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.  Рис. 6.10. Лубрикатор  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 в 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. 12. Пластовое давление и температура. Пластовым давлением называется давление, под которым находятся жидкость и газ, насыщающие поровые пространства пластов в нефтяном месторождении. Измеряется глубинным манометром. Величина начального пластового давления находится в зависимости от глубины залегания нефтесодержащей породы. В нефтяном месторождении пластовое давление зависит от гидростатического напора воды, подпирающей залежь. Можно считать, что с увеличением глубины на 10 м давление увеличивается примерно на одну атмосферу. Пластовая температура - это температура, под которой находится жидкость или газ, насыщающие породы пласта. С ростом давления растет и температура. Она повышается на 1 градус после каждой геотермической ступени. Эта ступень принята равной 33-34 м глубины. Для различных месторождений земного шара она не одинакова. Температура в пластах измеряется глубинными термометрами. Число метров погружения в глубь земли соответствующее повышению температуры на 1 градус, называется геотермической ступенью. Знание пластового давления и температуры необходимо для подсчета запасов нефти и газа. Чем выше эти показатели, тем продуктивнее пласты. 13. Устройство станков-качалок. Станок качалка – это балансирный, индивидуальный, механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются: рама, стойка, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. Для обеспечения возможности изменения числа качаний, станки качалки комплектуются набором сменных шкивов. Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса, который спускается в скважину под динамический уровень жидкости на насосно-компрессорных трубах и штангах, индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят тройник с сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы. Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг. При ходе плунжера вверх под ним снижается давление и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.  1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8— ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 —противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска. Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент) анкерными болтами. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным. Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии. 14. Методы исследования скважин. Цель заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценки технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследования скважин и пластов: Гидродинамический; Дебитометрический; Термодинамический; Геофизический; Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Дебитометрические методы исследования. Сущность метода заключается в измерении расхода жидкости и газа по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа – дебитомеры. Для измерения поглощения (расхода) – расходомеры. По принципу действия скважин дебитомеры и расходомеры бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и т.д. Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины. Термодинамические методы исследования. Термодинамические исследования позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования. В настоящее время имеются скважинные термометры – дебитомеры. Основанные на принципе охлаждения нагретой электротоком спирали, омываемой потоком жидкости. Чем больше расход жидкости, тем интенсивнее понижается температура спирали. Таким образом можно экспериментально установить зависимость между температурой спирали и расходом жидкости. С помощью термодебитомера снимаются 2 термограммы: первая – обычная, когда нагретая спираль подвергается воздействию потока жидкости; вторая – геотерма в остановленной скважине. По разности показаний этих 2-х термограмм с помощью калибровочных кривых определяется изменение расхода жидкости вдоль исследуемого интервала. Геофизический метод исследования скважин. Из всех методов исследования скважин и пластов следует выделить особый комплекс геофизических методов. Они основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука. Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т. е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой. К ним относятся: 1. Электрокаротаж. Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. 2. Радиоактивный каротаж - РК. Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существующие две разновидности РК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты. 3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях. 4. Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважин 15. Фонтанный способ эксплуатации скважин, применяемое устьевое оборудование, регулирование производительности скважин и контроль за работой. Фонтанный способ – это способ добычи нефти из скважин, при котором подъём жидкости на поверхность происходит под действием пластовой энергии. Условие фонтанирования: Рс=Рг+Ртр+Руст., где Рс – давление на забое, Рг – давление гидростатического столба жидкости, Ртр – потеря давление на трение в НКТ, Руст – противодавление на устье. Устьевое оборудование: Колонная головка: предназначена для герметизации межтрубных пространств, подвески и закрепления обсадных колонн; разновидности по рабочему давлению: 14, 21, 35, 70 и более Мпа. Фонтанная арматура – соединение на фланцах различных тройников, крестовин и запорных устройств; состоит из: а) Трубная головка Предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной, а также для подачи через её боковое отверстие воды, нефти или газа в кольцевое пространство для проведения технологических мероприятий. б) Ёлка Предназначена для контроля и регулирования режима эксплуатации фонтанной скважины, для направления струи нефти по той или иной выкидной линии, а при необходимости – и для глушения фонтана. Регулирование производительности скважин и контроль за работой: Для регулирования используется штуцер: при изменении его диаметра меняется производительность скважины, но при большом диаметре штуцера происходит преждевременное обводнение продукции, т.к. меняется технологический режим залежи. На вершине ёлки устанавливают лубрикатор, который используется для контроля и замера различных показателей (температуры, давление и др.) Дополнительная информация из этой же лекции Гафиятуллина (возможно, потребуется): Фонтанные арматуры различаются между собой по конструктивным и ёмкостным признакам: По рабочему давлению: 14, 21, 35, 70, 105 Мпа По размерам проходного сечения ствола: 50, 65, 80, 100, 150 мм По конструкции фонтанной ёлки: крестовые и тройниковые По виду запорных устройств: пробковые краны и прямоточные задвижки  16. Нарисуйте и дайте характеристику схемы сбора, транспорта нефти, газа и воды от скважины до установки подготовки и перекачки нефти (УПН).Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк Назначение объектов промысла: АГЗУ: предназначена для автоматического измерения дебита скважин, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или остановки в целом при возникновении аварийных ситуаций. ДНС: предназначена для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа – под давлением сепарации. Установка очистки пластовой воды или установка подготовки воды (УПВ): производится подготовка воды для повторного закачивания её в пласт УПН: производится глубокое обезвоживание нефти, обессоливание и стабилизация |