..отчет ПП04семен. 1 Организация работ по исследованию скважин
 Скачать 0.7 Mb.
|
1 2 2.5 Определение пластового давленияПластовое давление ‑ это давление флюидов против середины перфорированного интервала в длительно простаивающих скважинах и в скважинах действующих, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Оно определяется: 1) путем прямых измерений глубинными манометрами; 2) путем пересчета с помощью формул по величине устьевого статического давления; 3) по глубине стати где Нп ‑ глубина средней точки интервала перфорации; zср ‑ средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре Тср в стволе скважины. В газовых скважинах со столбом жидкости на забое пластовое давление определяют по соотношению  , (20)где ρг ‑ давление газа на глубине статического уровня, рассчитываемое по формуле, МПа; Нст ‑ глубина статического уровня, м; δЖ ‑ средняя плотность жидкости в интервале глубин от Нп до Нст. Наличие сведений о давлениях в отдельных пластах, разрабатываемых совместно, позволяет устанавливать интервалы повышенного воздействия на них закачиваемых вод и тем самым прогнозировать опережающее обводнение этих интервалов. Особого подхода требуют исследования малодебитных фонтанирующих скважин (до 40 м3 /сут). По режиму работы их можно разделить на работающие стационарно и периодически (в пульсирующем режиме). В первом случае исследования проводят обычным способом с дополнительным контролем постоянства режима дистанционным манометром. Периодически фонтанирующие скважины должны исследоваться по специальной методике, базирующейся на предварительном изучении режима их работы. Изучение проводится в три цикла. Первый цикл (в закрытой скважине) предусматривает определение положения забоя, интервала перфорации, башмака насосно-комнрессорных труб, нефтеводораздела и получение фоновых кривых температуры и давления. Второй цикл включает регистрацию давления и притока при пуске скважины в работу. Комплексный прибор, имеющий датчики расхода и давления, помещают над объектом и снимают их показания по времени после пуска скважины в работу до прекращения ее работы. После этого скважину закрывают для восстановления забойного давления, статического уровня; 4) по величине дроссельной тепловой аномалии работающих пластов. Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пластовое давление определяют до начала интенсивной разработки, когда не нарушены начальные термодинамические условия пласта из скважин, не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление определяют на определенную дату разработки залежи. Забойное давление ‑ это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. Его определяют: 1) прямым измерением глубинными манометрами на забое всех видов скважин, оборудованных для спуска глубинных приборов через затрубное пространство; 2) измерением глубины динамического уровня; 3) измерением давлений на устье скважин. В добывающих скважинах рзаб < рпл , в нагнетательных – рзаб > рпл. Основным требованием к определению забойного давления является обеспечение замеров при установившемся режиме работы скважин. 2.6 Отбор глубинных проб нефти и газа. Методика глубинных измерений Исследование свойств нефти начинают с отбора проб. Наиболее достоверные данные о свойствах пластовой нефти получают при исследовании глубинных проб, отобранных с забоев скважин.  Рисунок 7 - Пробоотборники ПД-3М (а) и ВПП-300 (б). а - 1 - корпус; 2 - часовой механизм; 3 - ходовой винт; 4 - валик; 5 - рычаг; 6 - шток верхнего клапана; 7- верхний клапан; 8 - игла; 9 - шарики; 10 - муфта; 11 - приемная камера; 12 - нижний клапан; 13 - шток нижнего клапана; б - 1 - корпус; 2 - балластная камера; 3, 12 - гидравлическое сопротивление; 4 - приемная камера; 5, 10 - поршень; 6 - клапан; 11 - камера реле времени. Отбор проб осуществляют глубинными пробоотборниками, опускаемыми в скважины на проволоке и реже на трубах. После отбора пробы на забое скважины камеры глубинных пробоотборников герметически закрываются, чем обеспечивается сохранение естественного газосодержания нефти. В зависимости от свойств нефти применяют пробоотборники с проточными или непроточными камерами. Маловязкие нефти с незначительным содержанием парафина отбирают пробоотборниками с проточными камерами. Их спускают в скважину с открытыми клапанами и их камера непрерывно промывается восходящим потоком нефти. На рисунке 7 приведена схема устройства пробоотборника ПД-ЗМ с проточной камерой. При подготовке прибора к спуску нижний клапан 12 открывают, отжимая деревянной оправкой штифт на штоке 13, а верхний клапан 7 удерживают в открытом положении через отверстие в корпусе пробоотборника. При этом игла 8 верхнего клапана 7 раздвигает шарики 9 замка, муфта 10 упирается в них выступами и удерживает от закрытия нижний клапан. Верхний клапан остается в открытом состоянии посредством рычага 5, упирающегося в шток 6. Закрытием клапанов управляет часовой механизм 2. При выдержке пробоотборника на забое часовой механизм 2 вращает валик 4, скрепленный с рычагом 5. Перемещаясь, валик поворачивает вокруг оси рычаг 5, который через заданный промежуток времени соскальзывает со штока 6. Под действием пружины шток закрывает верхний клапан 7. Одновременно игла 8 выходит из шарикового замка, освобождает муфту 10, и нижний клапан 12 закрывается. Большая полезная вместимость пробоотборника ПД-ЗМ (800 смЗ), простота конструкции и обслуживания обеспечили ему широкое применение для отбора проб маловязкой нефти. Однако отбор им высоковязких парафинистых нефтей затруднен из-за опасности закупорки отверстий пробоотборника и плохих условий промывки камеры пробоотборника при его спуске. Пробы таких нефтей отбирают пробоотборниками с непрочными камерами, клапаны которых при спуске закрыты. Открытие и затем закрытие клапанов осуществляется специальными механизмами управления На рисунке приведена схема устройства пробоотборника с непроточной камерой ВПП-300. Пробоотборник состоит из трех блоков: приемной 4 и балластной 2 камер и гидравлического реле времени, управляющего открытием клапанов Перед спуском прибора в скважину приемная 4 и балластная 2 камеры заполнены воздухом при атмосферном давлении, вход в приемную камеру закрыт форклапаном 7. Камера реле времени заполняется маслом необходимой вязкости. Отобранные пробы нефти переводятся в специальные контейнеры или транспортируются в лаборатории в корпусе пробоотборника. 3 Техника безопасности при исследовании скважины Настоящая инструкции охватывают все основные вопросы, связанные с безопасным ведением геофизических работ в скважинах, при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, исследования подземных вод и подземных газовых хранилищ в пористой среде (далее - скважинах); требования Инструкции распространяются на геофизические работы в процессе бурения и на законченные бурением скважины с целью получения геологической и технической информации, контроля технологических операций по испытаниям пластов и проведения испытательных работ при эксплуатации скважин и разработке залежей углеводородов. Все действующие на предприятиях инструкции и другие нормативные и технические документы должны быть приведены в соответствие с настоящими Инструкциями. Геофизические работы должны выполняться специализированными организациями по договорам с организациями, осуществляющими бурение и добычу углеводородов. В договорах определяются взаимные обязательства сторон. Объем и комплекс исследований в процессе бурения скважины, а также требования по безопасности, предъявляемые к объекту и технологии ИПТ и ПВР должны быть регламентированы в соответствующих разделах проекта на строительство скважины. Гидродинамические работы должны выполняться с учетом требований норм рациональной безопасности, основных санитарных правил работы с горючими веществами и другими потенциально опасными, правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, правил эксплуатации электроустановок, единых правил безопасности при взрывных работах и других действующих нормативных документов. К руководству геофизическими исследованиями допускаются лица, имеющие высшее, среднее специальное образование или закончившие специальные курсы, дающие право ведения этих работ. К работе по обслуживанию геофизической аппаратуры и оборудования допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение и проверку знаний по основным и совмещаемым профессиям. Типовые инструкции по безопасности при геофизических работах содержат: - сведения по организации геофизических работ; - сведения о назначении методов ГИС и решаемых ими задачах; - основные и дополнительные комплексы исследований; - требования к применяемой аппаратуре, оборудованию, кабелю, вспомогательным приспособлениям и устройствам, применяемым при проведении ГДИС; - требования по подготовке скважины и проведению ГДИС; - сведения о возможных авариях при геофизических работах и способах их ликвидации. Типовые инструкции построены с учетом технологической последовательности выполнения геофизических работ при бурении, заканчивании скважин, контроле технического состояния (ГДИС), испытании, вторичном вскрытии пластов и обеспечении информацией в процессе разработки залежей углеводородов: - по безопасности при ГДИС в процессе бурения скважин; - по безопасности работ при исследовании скважин трубными испытателями пластов ; - по безопасности исследования технического состояния ствола скважин, труб и затрубного пространства; - по безопасности взрывных работ при строительстве и эксплуатации скважин; по безопасности при исследованиях фонда скважин для контроля разработки залежей нефти и газа. Ряд положений и требований Инструкций имеют прямое действие, другие должны служить основой для разработки документов предприятий с учетом конкретных условий региона. Настоящие инструкции действуют с учетом действующих правил с целью уточнения и конкретизации их требований применительно к особенностям производственного процесса ГИС, ИПТ и ПВР в скважинах. При разработке инструкций учтены и обобщены требования отраслевых и ведомственных нормативных и руководящих документов, регламентирующих организацию и выполнение геофизических работ с точки зрения обеспечения их безопасности. Учтен накопленный опыт применения новых технических средств и технологий. Инструкции предназначены для инженерно - технических работников геофизических, геологоразведочных, буровых, нефтегазодобывающих и иных добывающих предприятий, связанных с проектированием, обеспечением и выполнением геофизических работ в скважинах. Настоящие инструкции являются типовыми и регламентируют требования безопасности при ТИС и ПВР, виды и методы которых определены действующей Технической инструкцией по проведению ГИС, ИПТ, ПВР, выполняемых с применением освоенных производством и допущенных органами надзора к применению технических средств и технологий. При применении новых технических средств и технологий, выполнение ГИС, ПВР в особых, не учтенных настоящими Инструкциями условиях, производственные геофизические организации (предприятия) вправе разрабатывать и утверждать по согласованию с органами госгортехнадзора местные инструкции, не противоречащие требованиям правил. Перед началом исследования скважины открывают все задвижки фонтанной арматуры выше трубной головки, кроме крайних задвижек на струнах этой арматуры. При замерах и для продувки пользуются только крайними задвижкам и на струнах, открывая и закрывая их полностью. Перед открытием задвижки на одной из струн все работающие, кроме находящихся у задвижек ответственного работника и двух рабочих, удаляются от устья скважины, пруверной и продувочной линий на безопасное расстояние. При исследовании скважин с применением динамографов переносного типа, включаемых в канатную подвеску, возможны выпадения динамографа, особенно при заклинивании плунжера глубинного насоса, что может быть причиной травматизма. Во избежание этого перед началом динамометрирования включенный в подвеску динамограф следует закрепить на канатной подвеске цепочкой динамографа. При волнометрировании не исключена опасность травмирования струей газа, выходящего под большим давлением, возможен срыв волномера в случае повреждения резьбы на муфте и травмирования им обслуживающего персонала, находящегося вблизи от прибора. Для предотвращения травмирования струей газа или сорвавшимся прибором обслуживающий персонал в момент создания импульса должен находиться с тыльной стороны возбудителя упругих волн. При сильном ветре скоростью более 11 м/с и во время сильного ливня, грозы, снегопада и тумана с видимостью менее 50 м исследовательские работы не проводятся. При исследовании скважин с помощью скважинных приборов лебедку устанавливают с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Плоскость вращения направляющего ролика, укрепленного на устьевом фланце или лубрикаторе, должны быть перпендикулярны оси барабана глубинной лебедки и проходить через его середину. Оператору, работающему на лебедке должны быть хорошо видны устьевой фланец или лубрикатор с направляющим роликом и пространство до устья скважины. Нельзя устанавливать транспорт под линиями электропередач и оттяжками вышки. При изучении скважины оператор должен обратить внимание на требования, предъявляемые к системе обвязки скважин, опрессовке арматуры. При разработке месторождений возникает изменение давления на забое скважин. В связи с этим возникает необходимость измерения забойных давлений глубинными манометрами. При работе глубинными манометрами могут быть опасные моменты, связанные с работой на высоте, возможностью удара струей жидкости, находящейся под давлением, выбросом прибора, искрообразованием, взрывом, пожаром. Список использованных источников Дорошенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В. «Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин». ИД «Ин-Фолио». 2009. - 281 с. (Рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области, Протокол № 10 от 08.05.2018 г.) Закожурников Ю.А. «Подготовка нефти и газа к транспортировке». ИД «Ин-Фолио», 2010.-176 с. (Рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области, Протокол № 10 от 08.05.2018 г.) 3 Кудинов В.И. «Основы нефтегазопромыслового дела». Москва-Ижевск. 2008. - 720 с. (Рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области, Протокол № 10 от 08.05.2018 г.) Никишенко С.Л. «Нефтегазопромысловое оборудование». Учебное пособие Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008 г. - 416 с. (Рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области, Протокол № 10 от 08.05.2018 г.) Раабен А.А., Шевалдин П.Е., Максутов Н.Х. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования: Учебник. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 383 с. (Рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области, Протокол № 10 от 08.05.2018 г.) Дополнительные источники: Вадецкий Ю.В. «Бурение нефтяных и газовых скважин». Учебник. Москва:Издательский центр «Академия», 2010. - 352 с. (Рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области, Протокол № 10 от 08.05.2018 г.) Исакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа: Учебник для техникумов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1985. - 351с., ил. 198. (Рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области, Протокол № 10 от 08.05.2018 г.) Покрепин Б.В. «Оператор по добыче нефти и газа». ИД «Инд-Фолио». 2011г. - 447 с. (Рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области, Протокол № 10 от 08.05.2018 г.) Покрепин Б.В. «Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин». Учебное пособие. - Волгоград: издательство «Ин-Фолио», 2008. - 352 с. (Рекомендован Методическим советом ГАПОУ «БНК» г. Бугуруслана Оренбургской области, Протокол № 10 от 08.05.2018 г.) 1 2 |