Работа бурильной колонны (стр. 6 из 10)

После вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией приступают к вызову притока флюида из него, если эти операции не были совмещены. В основе всех способов вызова притока лежат три технологических приема создания депрессии на продуктивный пласт:

уменьшение плотности жидкости в скважине;

снижение уровня жидкости в скважине;

снижение давления в интервале продуктивного пласта с помощью струйных насосов.

Всего известно более 20 способов вызова притока, в которых использованы перечисленные технологические приемы создания депрессии на продуктивный пласт. Из них наиболее часто применяемыми являются следующие три.

Вызов притока путем замещения жидкости в эксплуатационной колонне. На устье установлена фонтанная арматура с трубной головкой. В скважину спущены НКТ до уровня перфорационных отверстий. Затрубное пространство обвязано с насосным агрегатом. В затрубное пространство закачивают жидкость меньшей плотности, которая создает гидростатическое давление меньше пластового. Жидкость из НКТ сливается в сборную емкость. Когда жидкость меньшей плотности достигает забоя, начинают снижать подачу насосного агрегата, снижая гидродинамическую составляющую давления на пласт. При возникновении депрессии на пласт пластовый флюид начинает поступать в скважину, изливаясь через НКТ в сборную емкость. Величину депрессии регулируют плотностью легкой жидкости, а противодавление на пласт подачей насосного агрегата и диаметром НКТ, так как гидродинамические потери в колонне НКТ, приложенные к забою скважины, зависят от ее внутреннего диаметра и от скорости потока в ней жидкости освоения. Этот способ применяют обычно в скважинах с АВПД.

Вызов притока из пласта заменой жидкости в скважине на двухфазную пену. Данный способ является развитием метода аэрации жидкости освоения. Технология здесь отличается только тем, что в жидкость освоения добавляют поверхностно-активное вещество, например сульфанол в количестве 0,1-0,3%. На выходе аэратора получается достаточно стабильная пена, плотность которой легко регулируется соотношением газа и жидкости в пределах 200+800 кг/м³. В этом способе после достижения требуемой депрессии циркуляцию прекращают на 2-3 часа в ожидании притока пластового флюида. Если притока нет, циркуляцию останавливают. Имеется разновидность этого метода, в котором вместо аэратора используют эжектор. Применение эжектора позволяет использовать для нагнетания газа компрессор среднего давления, так как сам эжектор является струйным насосом, работающим за счет энергии струи жидкости освоения. На рисунке 85 приведена схема обвязки устья скважины при вызове притока газированными жидкостями и двухфазными пенами.

Вызовов притока за счет снижения уровня поршневанием (свабированием). На устье установлена фонтанная арматура с трубной головкой, оснащенная лубрикатором, представляющим собой трубу, монтируемую через задвижку в верхней части фонтанной елки. В верхней части этой трубы имеется герметизирующий ввод для канат-кабеля. Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального, спущенного в НКТ через лубрикатор, поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении - при спуске его в скважину Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором. Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате при помощи лебедки подъемного агрегата на 100-500 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения пластового флюида. После получения притока сваб выводят из НКТ в лубрикатор.

Рис.10. Кумулятивные перфораторы: а - ленточный кумулятивный перфоратор ПКС105: КН - кабельный наконечник; 1 - головка перфоратора; 2 - стальная лента; 3 - шнур; 4 - заряд; 5 - взрывной патрон; 6 - груз; б - корпусный кумулятивный перфоратор ПК105ДУ: 1 - взрывной патрон; 2 - шнур; 3 - заряд; 4 - электропровод

В процессе проводки, освоения и ремонта скважины возможны осложнения и аварии, вызванные как технологическими, так и геологическими факторами. В связи с этим буровые предприятия должны уже на стадии проектирования строительства скважины или куста скважин разрабатывать совместно с проектными организациями меры по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений,

Контрольно-измерительные приборы и аппаратуры

Безаварийная проводка скважины, ее освоение и ремонт в значительной степени определяется достоверностью и полнотой информации о текущих параметрах, как процесса бурения, освоения, ремонта, так и оборудования буровой установки, ремонтно-бурового и подъемного агрегатов. Одним из наиболее важных параметров, контролируемых на буровой установке, ремонтно-буровом и подъемном агрегате, является нагрузка на крюке. Она измеряется либо гидравлическим индикатором веса, либо с помощью электронного (тензометрического) датчика веса.

Современный гидравлический индикатор веса изображен на рисунке 106.

Он предназначен для измерения и регистрации усилий натяжения неподвижного конца талевого каната при бурении и капитальном ремонте скважин. Величина натяжения талевого каната пропорциональна весу на крюке. Индикатор состоит из (справа налево) трансформатора давления ТД, который преобразует натяжение каната в давление гидравлической жидкости, самопишущего манометра, показывающего манометра и пресс-бачка (гидроциндр одностороннего действия с винтовой подачей поршня) для нагнетания гидравлической жидкости при настройке индикатора. Все эти составляющие индикатора веса обвязаны между собой гибким медным капилляром. Гидравлическую систему индикатора заполняют полиметилсилоксановыми жидкостями ПМС-5; ПМС-6; ПМС-10 гост 13032-77. Трансформаторы давления выпускают на талевые канаты диаметрами от 15 до 38 мм и величину натяжения от 60 до 320 кН. В гидросистему гидравлического индикатора веса включают также сигнализирующий манометр, электрический сигнал с которого поступает на систему блокировки буровой лебедки при превышении максимально допустимой нагрузки на крюке. В последнее время гидравлические индикаторы веса стали вытесняться электронными индикаторами веса, у которых вместо трансформатора давления установлен тензорезистивный датчик натяжения неподвижной ветви талевого каната, который формирует электрический сигнал, пропорциональный весу на крюке. Электрический сигнал с датчика поступает на первичный преобразователь сигнала и далее на электронное табло. Применение электронных индикаторов веса позволяет легко выделять из веса на крюке сигнал пропорциональный нагрузке на долото, которая является важнейшим параметром режима бурения. Электронный способ регистрации веса на крюке в первую очередь применяют в компьютерных информационно-измерительных системах новейших буровых установок.

Для измерения давления на различных участках манифольда и противовыбросового оборудования буровых установок используют манометры с поршневыми средоразделителями, отделяющими буровой раствор от гидравлической жидкости в манометре. Измерение расхода бурового раствора на входе в бурильную колонну производят наиболее точно с помощью электромагнитных датчиков расхода или по числу двойных ходов буровых насосов. В электромагнитном датчике расхода буровой раствор протекает через участок специального созданного поперечного магнитного поля.

Рис.11. Гидравлический индикатор веса ГИВ-6 М2

Рис.12. Электромагнитный датчик расхода

В результате этого на двух электродах, расположенных ортогонально как к магнитному полю, так и к потоку бурового раствора, возникает разность электрических потенциалов, пропорциональная расходу. Внешний вид электромагнитного датчика расхода приведен на рисунке 107.

Число двойных ходов бурового насоса фиксируется электромагнитным счетчиком перемещений. Для этого на штоке насоса закрепляют либо металлический флажок, либо постоянный магнит, которые, пересекая катушку датчика, формируют на ней импульсный сигнал. Импульсный сигнал приводится к необходимому виду в первичном преобразователе сигнала и затем подается на счетчик импульсов. Частота следования импульсов равна числу двойных ходов насоса.

Расход бурового раствора на выходе из скважины, в желобной системе, измерять электромагнитным расходомером нельзя, из-за постоянно меняющегося сечения струи. Для оценки расхода на выходе используют датчик, реагирующий на уровень и линейную скорость потока бурового раствора, в качестве которого наиболее часто применяют датчик с резистивным или электромагнитным измерителем угла отклонения лопатки, погруженной в текущий по желобу раствор.

Глубину погружения бурильной колонны в скважину определяют по измерению полного угла поворота барабана лебедки. Для этого используют передачу вращения от барабана лебедки на вал датчика с помощью клинового ремня или датчик устанавливают между шпинделем вертлюжка и одним из валов лебедки. Вращение вала датчика контролируется обычно оптическими методами. Сигналы с датчика обрабатываются микроконтроллером и поступают далее на электронное табло.