ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 267
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Содержание песка
29
Этот метод позволяет определить содержание песчаных фракций в буровом растворе, имеющих размер частиц более 74 микрон.
Для определения содержания песка используется градуированная туба, сетка с размером ячеек 200 меш. (74 мкм) и воронка.
30
Порядок работы:
- заполняют стеклянную тубу исследуемым раствором до отметки «Mud to
Here», затем доливают водой до отметки «Water to Here»;
- закрывают верх тубы большим пальцем и энергично встряхивают;
- после этого осторожно выливают суспензию на сито, жидкость, проходящая через сито, сливается;
- в тубу вновь наливают воды, взбалтывают и выливают через сито;
- эту процедуру повторяют до тех пор, пока песок не будет отмыт от глинистых частичек, о чем свидетельствует прозрачная вода, вытекающая через сито. Допускается постукивание по корпусу цилиндра с ситом или дном цилиндра о поверхность раковины. Механического усилия при пропускании через сито применять нельзя;
- на верхнюю часть цилиндра с сеткой надевают воронку и переворачивают;
- песчаные фракции, попавшие на сито при сливании суспензии и промытые водой от глинистых частиц, возвращают в тубу через воронку с помощью водной струи;
- объемные проценты песчаных фракций считывают непосредственно по делениям внизу тубы, градуированной в процентах.
После использования промывают и сушат тубу, сито и воронку.
1 2 3 4 5 6
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ
ФИЛЬТРАЦИИ
31
Показатель фильтрации
Ф,см
3
- величина,
определяемая объемом дисперсионной среды,
отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади.
Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.
Для измерения показателя фильтрации при нормальной температуре могут быть использованы:
- прибор ВМ-6, - фильтр-пресс.
Для измерения показателя фильтрации в
горизонтальном направлении используется пресс фильтровальный низкого давления.
32
Прибор ВМ-6 состоит из плунжера 1, груза- шкалы 2, цилиндра 3 с ввернутой в него втулкой 4, иглы 5, фильтрационного стакана
6,
основания
7,
пробки
8,
резиновой прокладки 9 и бумажного фильтра 10.
В комплект прибора входят бачок для масла емкостью 0,5 л, обеззоленная фильтровальная бумага или готовые фильтры диаметром 70
мм.
Максимальная водоотдача, которую можно измерить непосредственно на приборах ВМ-
6, составляет 40 см
3
за 30 мин
33
Порядок работы:
- смачивают кружок фильтровальной бумаги диаметром 75 мм водой, кладут его на дно поддона, сверху кладут резиновую прокладку и накручивают стакан;
- отверстие в поддоне закрывают пробкой;
- заливают исследуемый буровой раствор в стакан объемом 120 см3, не доливая до края на 3-4 мм;
- навинчивают напорный цилиндр с закрытым игольчатым клапаном на стакан, сверху наливают машинное масло;
- вставляют плунжер в цилиндр (для создания давления 0,1 МПа), и, приоткрыв спускную иглу, легким вращением подводят нулевое деление на шкале к отсчетной риске на втулке цилиндра;
- закрывают спускной игольчатый клапан, открывают отверстие в поддоне, вынув пробку, и одновременно включив секундомер. При открытии отверстия может произойти резкое опускание плунжера на определенную величину («скачок»). Значение
«скачка» необходимо вычесть из полученного по шкале значения показателя фильтрации;
- через 30 минут делают отсчет по шкале (глаз должен находиться на уровне отсчетной риски), открывают спускную иглу, выпускают масло и опустившийся плунжер вынимают из цилиндра;
- игольчатый клапан закрывают, цилиндр отворачивают, масло сливают;
- раствор выливают, отвинчивают стакан и достают фильтрационную корку.
Измеряют толщину фильтрационной корки.
ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ МОРСКИХ
СКВАЖИН
1
Большинство запасов сосредоточено в глубоководных и сверхглубоководных месторождениях. С самого начала бурения морских скважин вплоть до их консервации и ликвидации специалистам приходится сталкиваться с огромным количеством технических проблем, особенно на глубоководных участках.
Их высокая продуктивность и труднодоступность требуют прочных конструкций систем заканчивания, обеспечения бесперебойного притока скважинной продукции, надежности и долговечности оборудования.
Для обеспечения экономической жизнеспособности проекта требуется максимальное увеличение текущих уровней добычи и накопленного отбора с обеспечением безопасности и сохранности окружающей среды.
2
В процессе заканчивания скважины в нее спускаются трубы, инструменты и оборудование для обеспечения и регулирования процессов добычи и нагнетания флюидов.
Существуют несколько классификаций способов заканчивания скважин, наиболее распространенными из которых являются:
• по типу взаимодействия «скважина — пласт»
(открытый или обсаженный ствол);
• по количеству продуктивных пластов (однопластовое или многопластовое);
• по способу эксплуатации
(естественное фонтанирование или механизированная добыча).
3
ЗАКАНЧИВАНИЕ ОТКРЫТЫМ СТВОЛОМ
В случае заканчивания открытым стволом спуск и цементирование эксплуатационной колонны или хвостовика производятся в покрывающей породе, а ствол скважины остается открытым коллектору.
На схеме показана скважина, в которую спущен хвостовик со щелевидными продольными пазами, который не пропускает частиц породы внутрь колонны.
Заканчивание открытым стволом применяется только в продуктивных пластах с высокой прочностью пород, где нет опасности образования каверн или осыпания.
Отсутствие обсадной колонны делает площадь контакта породы со стволом скважины максимальной.
4
Чтобы твердая фаза не примешивалась к скважинной продукции, на участке открытого ствола может быть установлен фильтр со щелевидными пазами или перфорированная труба- хвостовик
Технология заканчивания открытым стволом позволяет минимизировать общую стоимость заканчивания скважины и обеспечивает свободу выбора типа обработки прискважинной зоны в случае последующего углубления скважины.
5
ЗАКАНЧИВАНИЕ ОБСАЖЕННЫМ СТВОЛОМ
В случае заканчивания обсаженным стволом перфорационные каналы обеспечивают селективную связь между продуктивным пластом и стволом скважины, а также служат протоками для закачки рабочей жидкости при проведении кислотных обработок и операций по гидроразрыву пласта.
При заканчивании скважины с обсаженным стволом обсадная колонна спускается и цементируется в продуктивном интервале.
Течение флюидов обеспечивается посредством перфорации обсадной колонны и цементного кольца, в результате чего производится вскрытие и подключение продуктивного пласта к скважине.
6
ОДНОПЛАСТОВОЕ ЗАКАНЧИВАНИЕ
При однопластовом заканчивании пакер образует герметичное уплотнение внутри эксплуатационной колонны, которое изолирует колонну НКТ от надпакерной области.
В надпакерной области находится жидкость для заканчивания скважины, содержащая ингибиторы коррозии для обсадной колонны.
Ниже пакера располагаются различные приспособления для регулирования потока флюида, а также для свободного извлечения спускаемого на кабеле инструмента.
Пакер часто считают наиболее важным инструментом в эксплуатационной колонне, поскольку его задача — обеспечить длительный гидроизоляционный барьер, совместимый и с пластовыми флюидами, и с флюидами в межколонном пространстве скважины.
7
Часто над и под пакером устанавливается вспомогательное оборудование. Ближе к верхней части колонны НКТ, но ниже границы дна обычно устанавливается клапан-отсекатель;
Он представляет собой устройство аварийного регулирования потока скважинных флюидов для защиты персонала, пласта и окружающей среды в случае аварии на устьевой арматуре или оборудовании.
8
Для создания необходимого гидростатического давления над пакером и предупреждения коррозии требуется поддерживать поток флюида в межколонном пространстве.
Посадочные ниппеля служат профилированными приемными гнездами, куда могут быть установлены пробки или штуцеры для регулирования потока, а также устройства для измерения дебита. Пазы или каналы в колонне НКТ обеспечивают поступление углеводородов в колонну.
Плавный возврат спущенного на кабеле инструмента внутрь колонны
НКТ становится возможным с использованием направляющей воронки.
9
МНОГОПЛАСТОВОЕ ЗАКАНЧИВАНИЕ
Многопластовое заканчивание применяется там, где необходимо вести добычу более чем из одного интервала.
На данной схеме приведен пример многопластового заканчивания скважин с применением двух пакеров, разделяющих продуктивные интервалы, где в процессе добычи флюиды, поступающие из обоих интервалов, смешиваются.
Одноколонный пакер изолирует нижний интервал и обеспечивает подачу добываемого флюида на поверхность по длинной колонне НКТ.
Пример многопластового заканчивания скважины на схеме иллюстрирует применение специального двухколонного пакера, который не позволяет добываемым флюидам смешиваться.
10
Двухколонный пакер изолирует верхний интервал от затрубного пространства и обеспечивает подачу добываемого флюида на поверхность по короткой колонне НКТ.
Существует множество возможных конфигураций, позволяющих вести одновременную эксплуатацию всех зон или выборочную эксплуатацию отдельных продуктивных интервалов.
Разделение множественных интервалов происходит по трем основным причинам: контролирующие органы требуют учитывать добычу по каждому интервалу; в целях предупреждения межколонных перетоков изолированы зоны высокого и низкого давления; потоки сырой нефти, поступающие из разных интервалов, могут быть химически несовместимыми и при смешивании образовывать шламы или допускать выпадение осадка.
11
Во многих случаях скважины поначалу эксплуатируются фонтанным способом, а методы механизированной добычи внедряются на более поздних этапах по мере истощения запасов пласта.
Фонтанная арматура препятствует выбросу нефти и газа из скважины на поверхность и в атмосферу, а также направляет и регулирует поток флюидов на выходе из скважины.
Особо важную роль на устье скважины во время проведения работ по заканчиванию играет противовыбросовый превентор — задвижка, которая может быть закрыта для предотвращения неуправляемого роста дебита скважины.
12
Многие противовыбросовые превенторы управляются дистанционно, что особенно важно для обеспечения безопасности бригады и сохранности установки и скважины.
Способ размещения и конструкция фонтанной арматуры на морской скважине определяются глубиной воды и наличием платформы. Если морская платформа – стационарного типа, то фонтанную арматуру можно установить на морскую платформу.
Но если платформа иного типа, то существующие на сегодняшний день технологии не позволяют монтировать фонтанную арматуру на платформах, и ее приходится размещать на дне моря.
13