46. В процесі дослідження свердловин доводиться вимірювати тиск на вибої. Для цього вимірювання розроблено багато різних типів глибинних приладів.
За принципом дії глибинні манометри розділяють на:
пружинні (геліконі), в яких в якості пружинного чутливого елементу використана багатовиткова трубчаста пружина, яка називається – геліксом;
пружини-поршневі, в яких пружній тиск сприймається ущільнюючим поршнем, з’єднаним з гвинтовою циліндричною пружиною;
пневматичні, принцип дії яких заснований на урівноваженні вимірним тискам стислого газу, яким заповнена вимірна камера приладу.
Найбільш широке застосування знайшли пружинні (геліксні) глибинні манометри типу МСУ-1, МСУ-2.
Манометр МСУ-1 призначений для вимірювання реєстрації величини тиску в стовбурі на вибої свердловини. Опускається манометр в свердловину на дроті.
Він складається з таких вузлів: манометричного блоку; механізму запису; годинникового приводу; максимального манометру.
Манометр МСУ-2 складається з таких же вузлів, тільки запуск годинникового механізму виконується за допомогою гідровмикача.
50. Вимірювання температури в стовбурі свердловини проводиться за допомогою дистанційних глибинних термометрів з місцевою реєстрацією. За допомогою глибинних термометрів можна визначити за один спуск розподіленя температури в стовбурі і характер зміни в часі. Особливість вимірювання полягає в тому, що весь прилад знаходиться під дією зовнішніх свердловин. Похибка з якою визначаються температури залежать від теплової енергії глибинного термометра. Для цього щоб отримати найбільш точні виміри необхідно термометр витримувати при вимірюванні деякий час. Тому термометр треба спускати в свердловину з певною швидкістю.
Термометри за принципом дії можна розділити на манометричні і термометри розширення.Найбільш широкого застосування знайшли термометри ТСУ-1 (термометр свердловинний уніфіцирований першої групи термометрів нормального ряду для гідродинамічного дослідження свердловин) і ТСУ-2 (другої групи термометрів нормального ряду випробування розвідування свердловин випробувачем пластів).
Термометр ТСУ-1 складається з таких вузлів: термометричного блоку; механізму запису; годинникового приводу.
Термометр ТСУ-2 складається з таких же вузлів і гідро вмикачем, який служить для запуску годинникового механізму у визначений час.
Вважається, що колона витримала випробування на герметичність опресовкою, якщо після заміни розчину на воду відсутні: перемив рідини, виділення газу, а також зменшення тиску на протязі 30 хвилин.
Якщо рівень рідини в колоні в продовж 8 годин піднімається більше ніж вказано у керівництві то вимір повторюють, і в разі його підтвердження колона визначається негерметичною, для неї планується капремонт.
54. Освоєння свердловини, обсаженої експлуатаційною колоною, включає такі роботи:
встановлення наземного і підземного обладнання;
перфорація;
виклик притоку;
очистка пласта та стимулювання притоку;
проведення досліджень кількісний і якісний характер флюїдів.
Ці роботи забезпечують: створення гідродинамічного зв’язку із свердловиною, виклик припливу нафти чи газу, збереження цілісності пласта у вибійній зоні, попередження припливу пластової води з нижніх дерперфорацій і газ з верхніх дир при наявності газової шапки, збереження експлуатаційної колони, попередження заходів по охороні навколишнього середовища і надр, та виконання правил техніки безпеки.
Освоєння свердловин проводиться після опресування експлуатаційної колони на герметичність.
58. Після закінчення буріння свердловини, спуску експлуатаційної колони, її цементування, верхні кінці обсадної колони (кондуктора проміжної і експлуатаційної колони) з’єднують за допомогою колонної головки.
Обв’язка на гирлі повинна забезпечити:
герметизацію, контроль тиску заколонного простору;
жорстке з’єднання гирлової частини експлуатаційної колони з іншими колонами, які спущені в свердловину раніше;
можливе фіксування величин натягу експлуатаційної колони.
Колонні головки встановлюють на всіх свердловинах незалежно від способу їх експлуатації. Вибір типу колонної головки залежить від пластового тиску.
В промисловій практиці застосовуються колонні головки двох типів: клинову ГКК і муфтову ГКМ.
Найбільшого поширення отримала клинова колонна головка.
Колонні головки випробовують на герметичність опре совкою на робочий тиск згідно пластових даних. Робочий тиск в мегапаскалях (МПа): 7; 14; 21; 35; 70; 103.
При опри совках не повинно бути втрат агенту опри совки (води, газу).
62. Після цементування кожна колона повинна піддаватися оприсовці для перевірки якості цементування. Випробування передбачає перевірку розташування цементу за обсадною колоною, контакту цементного каменю з обсадними трубами і породою, герметичності цементного кільця.
Випробування на герметичність експлуатаційних колон є дуже важливим, оскільки воно визначає надійність наступного виклику притоку із пласта в свердловину.
Воно проводиться у свердловинах:
1 – з суцільними колонами з фільтром або з відкритою ділянкою стовбура свердловини нижче башмака колони;
2 – з колонами, зацементованими ступенево або секціями.
Експлуатаційні колони випробовують на герметичність:
після спуску і цементування;
після встановлення цементних мостів;
після ремонтних робіт у свердловині.
При випробуванні колони на герметичність створюють внутрішній тиск з розрахунком на перевищення не більше 10% максимально можливого в них робочого тиску.
Верхньою секцією колони при випробуванні на герметичність необхідно перевірити при внутрішньому тиску на гирлі колони.
Вважається, що колона витримала на герметичність опри совкою, якщо після заміни розчину на воду відсутні: перелив рідини; виділення газу, а також зниження тиску на протязі 30 хвилин.
Якщо рівень рідини в колоні в продовж восьми годин піднімається більше ніж вказано в керівництві, то вимір повторюють і якщо він підтверджується то колона признається не герметичною, для неї планується капремонт.
66. До початку випробування свердловини на її гирлі крім колонної головки повинна бути встановлена фонтанна арматура. Вона вміщує в собі з’єднання на фланцях стальних трійників, хрестовин, котушок і запірних пристроїв (засувок, кранів). Фонтанна арматура складається з двох частин: трубної головки і фонтанної ялинки.
Трубна головка своїм нижнім фланцем представляється до верхнього фланця колонної головки. Вона призначена для підвіски колони НКТ і герметизації простору між НКТ і експлуатаційною колоною, а також для оформлення двох видів з між трубного простору.
Фонтанну ялинку встановлюють на верхньому фланці трубної головки. Фонтанна ялинка призначена для контролю і регулювання роботи свердловини, направлення руху пластового флюїду на два види (шлейф і на амбар).
До встановлення фонтанна арматура піддається гідравлічному випробуванню на тиск, в два рази більше робочого тиску.
Фонтанну арматуру розрізняють за конструктивними та міцними ознаками:
а) робочому або пробному тиску (70-105 МПа);
б) розмірах пробного перерізу (50-150мм);
в) конструкція фонтанної ялинки – хрестового або трійникового типів;
г) видозапарних пристроїв (засувки або крани);
д) стійкості у корозійному середовищі (корозійне стійке або звичайне виконання).
70 78. Після встановлення на гирлі фонтанної арматури її обв’язують системою трубопроводів (маніфольдом). Обв’язка свердловини повинна мати добру маневреність і дозволяти швидко і безпечно проводити всі операції по випробуванню дослідженню, експлуаційному обслуговуванню свердловин:
перемикати струмінь рідини з робочої в запасну струну при перевірці або зміні штуцера;
при бурхливих газових проявленнях швидко приєднати необхідну кількість потужних агрегатів для глушіння свердловини;
ремонтувати і очищувати вихідні лінії без зупинки свердловин;
закривати свердловини при повному виході з ладу арматури;
перемикати струмінь рідини в амбар;
приймати продукцію, яка рухається по НКТ або затрубному просторі.
У схему обв’язки свердловини входять:
дві вихідні лінії (робоча і запасна), діаметром 73мм;
продавочна лінія діаметром 73мм, довжиною не менше 25м;
викидна лінія діаметром 73мм.
