Кип при ремонте скважин

Кип при ремонте скважин

Все буровые установки оснащены контрольно-измерительными приборами, определяющими осевую нагрузку на долото, скорость вращения бурильной колонны (при роторном бурении), скорость подачп рабочего инструмента, нагрузку электродвигателя привода, давление промывочной жидкости (при прямой промывке), давление сжатого воздуха (прп обратной промывке), параметры промывочной жидкости.

Гидравлический индикатор веса определяет осевую нагрузку на долото по разности веса между свободно подвешенной бурильной колонной с рабочим инструментом и при передаче части веса на забой в процессе бурения.

Рекламные предложения на основе ваших интересов:

Рис. 1. Гидравлический индикатор

Трансформатор давления индикатора представляет собой гидравлическую месдозу с резиновой мембраной. Трансформатор давления монтируют на закрепленном конце талевого каната на высоте 2,5—3 м от места крепления последнего. Усилие, передаваемое на мембрану, зависит от натяжения и угла изгиба талевого каната.

Вследствие заполнения системы индикатора жидкостью это усилие передается на показывающий и регистрирующий манометры. Индикатор веса тарируют на том канате, на котором предусмотрено его применение.

Гидравлические индикаторы веса ГИВГ -1 и ГИВ -2 предназначены только для определения веса бурильной колонны и нагрузки на буровой инструмент. ГИВД -2 и ГИВ -4м предназначены также для измерения и записи давления промывочной жидкости.

Контрольный пульт бурильщика обеспечивает измерение веса, подачп и длины рабочего инструмента, скорости проходкп и давления промывочной жидкости. Для комплектации буровых установок выпускают пульты контроля процесса бурения КПБ -2, КПБ -5Э и КПБ -50.

Контрольный пульт бурильщика КПБ -2 входит в комплект буровых установок грузоподъемностью 75—130 тс.

КПБ -5Э предназначен для контроля основных параметров процесса бурения на буровых установках БУ-75БрЭ и отличается от К11Б-2 тем, что в его состав входят приборы для измерения механической скорости бурения и скорости вращения ротора. Подача записывается от датчика (сельсина БД-404А).

КПБ -50 входит в комплект буровой установки БУ-50Бр. Механическая скорость проходки измеряется стандартным манометром ТЭ-204, скорость вращения ротора — тахометром ТЭ-204.

Пружинный манометр контролирует давление промывочной жидкости при прямой промывке, режим работ при турбинном бурении, давление сжатого воздуха, подаваемого в эрлифт при бурении стволов и скважин большого диаметра. Параметры глинистого раствора в процессе бурения контролируются следующими приборами.

Ареометр АГ-1 для определения удельного веса промывочной жидкости. Этим прибором можно проводить измерения с промывочной жидкостью удельного веса от 0,9 до 2,4 г/см3. Прибор состоит из трех частей: поплавка, стакана и груза, привинчиваемого ко дну стакана. Поплавок имеет две шкалы: 1—1,8 и 1,7—2,5 с делениями через каждые 0,02. Показания удельного веса для обычных глинистых растворов отсчитывают по шкале 1 ч- 1,8, при работе с утяжеленными глинистыми растворами пользуются шкалой 1,7—2,5, при этом отвинчивают груз со стакана. Для определения удельного веса стакан ставят вертикально и наполняют промывочной жидкостью, затем вставляют поплавок в стакан п поворачивают так, чтобы штифты поплавка вошли в выемки стакана. Вылившийся из стакана избыток промывочной жидкости сливают, ареометр опускают в железный цилиндр или ведро с водой и отсчитывают величину удельного веса по шкале (деление на шкале, совпадающее с уровнем воды, показывает удельный вес промывочной жидкости).

Рис. 2 Контрольный пункт бурильщика КПБ -2:
1 — регистратор; 2 — пульт показывающих приборов; 3 — датчик подачи; 4 — трансформатор давления; 5 — разделитель; в — шкаф гидравлического регистратора

Рис. 3. Вискозиметр СПВ -5

Рис. 4. Отстойник ОМ-1

Вискозиметр СПВ -5 служит для определения вязкости промывочной жидкости. Он состоит из трех частей: воронки с отверстием диаметром 5 мм, кружки объемом 700 см3, разделенной перегородкой на две части (500 и 200 см3), и сетки с отверстиями диаметром 1 мм.

Периодически, не реже одного раза в месяц, следует проверять исправность вискозиметра, измеряя таким же способом «вязкость» воды. Время истечения 500 см3 воды из вискозиметра при трубке диаметром 5 мм равно 15 сек при температуре воды 20 °С ± 2.

Содержание песка в промывочной жидкости определяют в отстойнике ОМ-1. Отстойник состоит из металлического сосуда со вставленной на конце градуированной пробиркой и кружки объемом 500 см3, разделенной перегородкой на две части объемом 450 и 50 см3.

Рис. 5. Ареометр АГ-1

Суточный отстой определяют в градуированном цилиндре емкостью 100 см3. Для этого промывочную жидкость наливают в цилиндр до отметки 100, прикрывают его стеклом и ставят на отстаивание. Через сутки отмечают отстой — количество отстоявшейся прозрачной жидкости в 1 см3. Это и будет отстой в процентах. Для хороших глинистых растворов суточный отстой равен нулю; вообще же он не должен быть выше 2-4%.

Стабильность промывочной жидкости определяют прибором ПС-1. Стабильность измеряют следующим образом. Прибор заполняют промывочной жидкостью и оставляют в покое на 24 ч, после чего ее свойства в верхней и нижней части прибора становятся различными. После суточного отстаивания промывочную жидкость из верхней половины прибора сливают через боковой отвод, снабженный резиновой трубкой и зажимом, а из нижней половины — через нижний отвод.

Рис. 6. Прибор Ареометром измеряют удельный вес

Разность удельных весов и ной жидкости принимается за меру стабильности промывочной жидкости. Чем выше стабильность, тем лучше качество глинистого раствора. Для неутяжеленных глинистых растворов стабильность должна быть не более 0,02, а для утежеленных не более 0,06 г/см3.

Рис. 7. Прибор СНС -2 для замера статического напряжения сдвига жидкости.

Рис. 8. Прибор вм-е для замера водоотдачи промывочной жидкости

Водоотдачу измеряют прибором ГрозНИИ пли ВРГ -1 и ВМ-6. На буровой водоотдачу измеряют прибором ВМ-6. Избыток давления 1 кгс/см2 на глинистый раствор создается весом плунжера и кожуха с грузовым кольцом. После создания давления открывается клапан и начинается фильтрация. Объем пробы

раствора в фильтрационном стакане по мере фильтрации уменьшается на количество выделившегося фильтрата, и плунжер под действием груза соответственно опускается. Количество выделившегося фильтрата определяется по перемещению плунжера, градуированного на шкале в см3.

Для установки прибора на «О» и для спуска масла из цилиндра после определения водоотдачи в нижней части цилиндра сделано отверстие, перекрываемое иглой. Прибор ВМ-3 позволяет измерить водоотдачу до 40 см3.

Для оперативного контроля параметров промывочной жидкости используют передвижную лабораторию ЛГР -2 и переносную лабораторию ЛГР -3.

Рис. 9. Передвижная лаборатория ЛГР -3

Лаборатория ЛГР -3 содержит набор приборов для определения в полевых условиях качества промывочной жидкости (удельный вес, вязкость, содержание песка, водоотдачу, стабильность, суточный отстой).

Лаборатория ЛГР -2 установлена на шасси автомашины ГАЗ -бЗ и укомплектована приборами для определения параметров промывочной жидкости, измерения параметров цементных растворов и приготовления проб химически обработанных растворов.

Для полуавтоматического регистрирования параметров промывочной жидкости имеются трп модификации регистратора типа РПГР : РПГР -2 — регистратор, измеряющий вязкость и плотность промывочной жидкости; РПГР -3 — измеряющий те же параметры, что и РПГР -2, но с добавочной сигнализацией; РПГР -10 — регистратор плотности, вязкости и водоотдачи промывочной жидкости.

Таховольтметр, тахометр и секундомер служат для определения скорости вращения бурильной колонны, а также скорости подачи регулируемого автоподатчика.

Рис. 10. Инклинометр «Зенит»

Проектир направления ПН-1м служит для определения оптическим путем направления стволов и скважин глубиной до 150 и 300 м при диаметре бурильных труб соответственно до 200 и 450 мм.

Аппарат Петросяна (П4, П5, П6) предназначен для измерения кривизны стволов и скважин при диаметре бурильных труб 114, 146 и 168 мм.

Инклинометры предназначены для измерения зенитных и азимутальных углов при определении кривизны стволов п скважин. Гироскопический инклинометр «Зенит», разработанный ВНИИОМШС ом и заводом «Геологоразведка», предназначен для замера кривизны скважин и забойного ориентирования отклоняющих

Источник

Лекция 13. СКВАЖИННЫЕ КИП

Скважинные КИП представляют собой весьма широкую группу приборов, предназначенных для проведения различных исследований в стволе скважины. Как упоминалось, сюда входят различные измерительные средства, рассматриваемые в специальных курсах скважинной геофизики, управления траекториями скважин и др. В этой главе будут представлены некоторые из наиболее распространенных скважинных приборов.

Скважинные КИП сходны с забойными в том отношении, что они также имеют спускаемые в заданный интервал ствола датчики, расположенные на поверхности показывающие приборы и канал связи, соединяющий первые и вторые. Чаще всего такой канал обеспечивается кабелем, но в отдельных случаях в общем корпусе с датчиком размещается самописец, а сам корпус движется по стволу на стальном канате.

Отличия скважинных приборов от забойных в том, что они могут работать не только на забое, но и в любом интервале ствола скважины. При их работе бурение останавливают.

Рис. 13.1 Скважинный (глубинный) манометр

1 – канат; 2 – корпус; 3 – направляющий груз; 4 – двигатель; 5 – вал с наружной резьбой; 6 – дно стакана с внутренней резьбой; 7 – направляющий шток; 8 – геликс; 9 – сильфон; 10 – отверстие в корпусе; 11 – буровой раствор (скважинная жидкость); 12 – рабочая жидкость; 13 – ось геликса; 14 – перо; 15 – стакан; 16 – максимальный термометр

Наряду с манометрами, служащими для контроля давления жидкости в поверхностных трубопроводах и емкостях, существуют скважинные манометры. Их применение особенно важно в случаях, когда отдельные интервалы скважины изолированы друг от друга пакерами. В этих интервалах возникают неодинаковые давления, для контроля которых и используют скважинные манометры. Примером могут служить пластоиспытатели, когда с целью вызова нефти продуктивная зона скважины отделяется пакером от вышерасположенной части ствола и после этого в этой зоне создается резко пониженное (по отношению к гидростатическому) давление.

На рис. 13.1 изображен простейший скважинный манометр, имеющий в своем составе записывающее устройство. При нахождении корпуса 2 в стволе скважины скважинная жидкость 11 сквозь отверстие 10 проникает в нижний отсек корпуса. Существующее на этой глубине давление скважинной жидкости заставляет сжиматься гармошку сильфона 9, предавая давление на рабочую жидкость 12. В качестве рабочей жидкости используют лигроин ввиду его низкой вязкости. Рабочая жидкость находится в замкнутом пространстве состоящем из полостей сильфона и геликса 8. Давление заставляет геликс (см. рис. 5.4) раскручиваться, поворачивая ось 13 и перо 14.

Перо 14 прижимается к внутренней поверхности стакана 15, которая выстлана специальной бумагой, обработанной титановыми белилами и воском. На такой бумаге острие пера оставляет отчетливый след. Если бы стакан был неподвижен, то след от пера представлял бы собой горизонтальную риску, длина которой соответствовала бы наибольшему давлению. Однако стакан с течением времени опускается, и поэтому вместо риски перо оставляет диаграмму изменения давления во времени.

Опускание стакана происходит из-за вращения вала 5 часового механизма 4. На валу 5 выполнена резьба, на которую навернуто дно 6 стакана 15 . Проходящим сквозь отверстие в дне штоком 7 дно застраховано от вращения. При вращении вала вправо, дно и сам стакан опускаются вниз. Время работы часового механизма может доходить до 48 ч.

Рис. 13.2. Диаграмма глубинного манометра

– время; – соответственно время спуска манометра, время его пребывания неподвижным, время подъема, а также время обработки одной свечи; – соответственно давление, наибольшее давление (при спуске на максимальную глубину) и изменение давления при спуске на одну свечу.

Диаграмма спускаемого на бурильной колонне глубинного манометра представлена на рис. 13.2. Отсчет времени и давления (нулевая точка) начинается с момента опускания корпуса манометра в жидкость, заполняющую устье скважины. Далее спуск продолжается по одной свече. Ступенька диаграммы, направленная вдоль оси давлений соответствует спуску одной свечи. При этом давление возрастает на величину

, (13.1)

где – плотность жидкости, а – длина свечи. При свинчивании свеч и сопутствующих операциях давление на манометре не возрастает, но затрачивается время . По сравнению с временем, затрачиваемым на с соединение свечи с бурильной колонной, доля в времени собственно спуска свечи незначительна.

Таким образом за время спуска до некоторой запланированной глубины давление ступенями достигает наибольшей величины . На соответствующей глубине манометр продолжает находиться время , после чего, свеча за свечей, втечение интервала времени происходит подъем, имеющий на диаграмме вид, схожий со спуском. Различие заключается лишь в том, что давление теперь ступеньками падает от до нуля (достигает оси времени). Масштабы времени и давления получают еще на поверхности, сравнивая интервалы времени (по часам) и давления (по образцовому манометру), с соответствующими отрезками на диаграмме. Процедура градуирования позволяет на основе диаграммы получить необходимые числовые значения.

Максимальный термометр 16 служит для корректирования показаний глубинного манометра на температуру. Дело в том, что даже если давление окружающей манометр скважинной жидкости останется без изменений, но при этом температура возрастет, то находящаяся в замкнутом пространстве рабочая жидкость расширится, и прибор зарегистрирует повышение давления. Поэтому, если на поверхности давление и температура равны и , а на наибольшей глубине спуска зарегистрировано давление , и температура (ее зафиксирует максимальный термометр), то истинное давление на максимальной глубине (с учетом повышения температуры)

, (13.2)

где – повышение давления вызванное повышением температуры с до (при этом можно установить на поверхности экспериментально).

Если температура растет с глубиной линейно (например вследствие геотермического градиента), то истинное значение давления на глубине можно оценить как

(13.3)

Рис. 13.3. Скважинный термометр

1 – корпус; 2 – направляющий груз; 3 – геликс; 4 – термобаллон; 5 – отверстие; 6 – скважинная жидкость; 7 – рабочая жидкость

Принцип действияскважинного термометра(рис. 13.3) в том, что (как упоминалось) давление в находящейся в замкнутом пространстве рабочей жидкости зависит от ее температуры. Чувствительным элементом прибора является термобаллон 4. В отличие от сильфона на рис 13.1, термобаллон не может передавать рабочей жидкости 7 давление скважинной жидкости 6, так обладает жесткими стенками. Поэтому термобаллон передает только температуру. Если температура растет, то объем рабочей жидкости увеличивается, вызывая рост давления. Давление же действует на геликс 3 и самописец точно так же, как и в глубинном манометре ( но это давление несет информацию только о температуре).

Таким образом конструктивно скважинный термометр отличается от глубинного манометра только тем, что эластичный сильфон в нем заменен жестким термобаллоном. Все, что расположено выше линии разрыва (перо, стакан, вал и часовой механизм) в точности совпадают с рис 13.1.

Скважинные термометры позволяют получить важную информацию о температурах на различных интервалах ствола скважины. Так, при проведении цементации затрубного пространства, знание температуры позволяет правильно подобрать рецептуру цемента. Без термометра оценка температуры может например, оказаться заниженной, что приведет к преждевременному схватыванию цемента и весьма серьезным последствиям вплоть до закрытия скважины. Если же температура оценена точно, то преждевременного схватывания можно избежать добавлением необходимого количества замедлителя схватывания.

Рис. 13.4 Скважинный расходомер

1 – стенка скважины; 2 – кабель 3 – корпус; 4 – окно; 5 – пружинный центратор; 6 – обтекатель; 7 – турбинка; 8 – тахогенератор; 9 – вал; 10 – подшипник; – расход жидкости

Скважинный расходомер (рис. 13.4) работает следующим образом. В положении на рисунке он спущен на кабеле 2 в зону где имеется поток скважинной жидкости снизу вверх. Часть этого потока движется между стенками 1 скважины и корпусом 3 прибора. Другая часть потока попадает внутрь корпуса и, встречая на своем пути турбинку 7, приводит ее во вращение и затем выходит из прибора через окна 4. Колесо турбинки через вал 9 вращает тахогенератор 8, вырабатывающий напряжение, пропорциональное скорости вращения вала, т. е. – расходу жидкости. Это напряжение по кабелю передается на расположенный на поверхности показывающий прибор, дающий отсчет расхода .

Данный турбинный расходомер, (как и электромагнитный расходомер на рис. 8.5) относится к типу скоростных расходомеров. По сути дела, на лопасти турбинки действует не расход жидкости, а скорость потока . Однако, зная скорость, оценку расхода жидкости легко получить по формуле , (13.4)

где – площадь поперечного сечения скважины (определяется на основании известного диаметра скважины в месте размещения расходомера), а – коэффициент, учитывающий неравномерность скоростей потока по сечению скважины. Таким образом есть усредненное значение скорости потока по сечению.

Известно, что скорости потока жидкости в канале круглого сечения максимальны в центре и минимальны у периферии. Причина этого в силах трения между стенками канала и жидкостью. Это явление учитывается при установке центраторов 15. Три расположенные под углом 120 плоские пластинчатые пружины упираясь, скользят вдоль стенок скважины и тем обеспечивают нахождение корпуса расходомера в центре сечения. В таком положении коэффициент примерно постоянен. При отсутствии же центраторов корпус датчика ложился бы на одну из стенок, что привело бы к существенной методической погрешности измерения расхода из-за неопределенности значения коэффициента .

Скважинные расходомеры применяются при бурении скважин на жидкие полезные ископаемые. С их помощью обнаруживают внутрискважинные перетоки(рис. 13.5). На рисунке представлены два содержащих жидкость пласта (2 и 3). Так-как в верхнем пластовое давление меньше, жидкость На рисунке даны два содержащих жидкость пласта (2 и 3). Так-как в верхнем давление меньше, жидкость из нижнего пласта перетекает сюда.

Расходомер 4 спускают в скважину и периодически останавливают для производства

Рис. 13.5 Установление внутрискважинного перетока жидкости между двумя пластами

1 – скважина; 2 – пласт, содержащий жидкость под низким давлением; 3 – пласт, содержащий жидкость под высоким давлением; 4 – датчик скважинного расходомера.

замеров. В рассматриваемом случае все замеры, сделанные выше верхнего пласта покажут = 0 (из-за неподвижности жидкости в скважине, турбинка не вращается). Замеры, сделанные по мощности пласта 2 покажут расходы, которые от кровли пласта до его подошвы растут от нуля до максимума. Этот максимальный расход будет сохраняться при опускании расходомера от подошвы пласта 2 до кровли пласта 3. При опускании прибора от кровли пласта 3 до его подошвы расход будет падать от максимума до нуля. Ниже подошвы пласта 3 расход снова окажется нулевым

Перетоки пластовой жидкости из высокопродуктивного нефтяного пласта в низкопродуктивный обычно снижают общую продуктивность месторождения. Если же нефть перетекает в пласт, содержащий воду, то к этому добавляется экологическое загрязнение последнего. После обнаружения, скважинные перетоки стремятся ликвидировать (спуском обсадных колонн и цементированием затрубного пространства).

Рекомендуемая литература: 3. с. 282-285, 293-295, 303-305

1. Каково назначение скважинных приборов?

2. Как устроен и работает глубинный манометр?

3. Как устроен и работает глубинный термометр?

4 Как устроен и работает скважинный расходомер?

Источник