Техника разведки лабораторный практикум

приводит во вращение барабан 11, игла самописца 10, связанного с поршнем 8. При сборке прибора

на внутренней поверхности барабана 11 закрепляют диаграмму из закопченной фольги.

71

Под влиянием давления внешней среды поршень 8 вытесняется из манометрической камеры 6 вниз. При этом величина осевого перемещения поршня 8 фиксируется иглой самописца 10 на диаграмме барабана 11. При перемещении поршня пружина 7 растягивается. Поскольку в камере 6 давление атмосферное, то величина деформации (удлинение) пружины прямо пропорциональна избыточному (над атмосферным) давлению.

Величину измеряемого манометром давления определяют по величине осевого перемещения поршня 8, зафиксированной иглой самописца 10 на диаграмме барабана 11. Для этой цели производят тарировку манометра.

жидкостью. Давление внешней среды (пластового флюида или промывочной жидкости) через отверстие 1 и стенки сильфона 2

72

передается жидкости, заполняющей внутренние полости этого сильфона и геликсной пружины. В камере, где размещена пружина, давление равно атмосферному. Поэтому под влиянием избыточного давления внешней среды геликсная пружина 3 раскручивается на угол, пропорциональный этому давлению. При раскручивании пружины вместе с ней на тот же угол поворачивается игла держателя 4, которая чертит на бланке барабана 5 отрезок, длина которого пропорциональна величине избыточного давления, действующего на сифон и геликсную пружину.

Поскольку барабан 5 непрерывно перемещается часовым механизмом 6 вдоль оси прибора, игла 4 на бланке пишет кривую изменения избыточного давления во времени.

9.2. Интерпретация данных испытания пластов

На рис. 9.4 представлена диаграмма, записанная манометром, установленным в зоне фильтра компоновки комплекта МИГ. На диаграмме по оси абсцисс откладывается время от началаспуска МИГв скважину, поосиординат – величинадавления.

Рис. 9.4. Развернутая диаграмма глубинного манометра, установленного в зоне фильтра МИГ (2 цикла испытания): 1–2 и 3–4 – спуск инструмента в скважину; 2–3 – долив колонны; 4–5 – пакеровка; 5 – открытие впускного клапана; 6–7 – начальная кривая притока; 7 – первое закрытие запорно-поворотного клапана; 7–8 – начальная кривая восстановления давления; 8 – открытие запорно-поворотного клапана; 9– 10 – конечная кривая притока; 10 – второе закрытие запорно-поворот- ного клапана; 10–11 – конечная кривая восстановления давления; 11 – открытие уравнительного клапана; 12–13 – распакеровка; 13–14 и

15–16 – подъем инструментаизскважины; 14–15 – долив скважины

73

Диаграмма на рис. 9.4 показана в упрощенном изображении. Реальные диаграммы осложняются тем, что на них отражаются инерционные и другие динамические всплески давления, возникающие при спускоподъемных операциях, при кратковременных закупорках щелей фильтра, при пакеровке, расхаживании и вращении инструмента для управления клапанными системами испытательного оборудования и т.д.

На рис. 9.5 для примера показаны реальные диаграммы (бланки) глубинных манометров (поршневого – а и геликсного – б), установленных в фильтре МИГ, полученные при опробовании с одним открытым и одним закрытым периодом (один цикл испытания).

Рис. 9.5. Бланки глубинных манометров МГП (а) и МГИ (б) при одном цикле испытания: 1 – спуск инструмента в скважину; 2 – долив колонны; 3 – пакеровка; 4 – открытие впускного клапана; 5 – кривая притока; 6 – кривая восстановления давления; 7 – открытие уравнительного клапана; 8 – распакеровка; 9 – подъем бурильной колонны; 10 – долив скважины;

11 – нулеваялиния

74

9.3.Порядок выполнения работы

1.Изучить принципиальную схему и принцип действия комплекта испытательного инструмента МИГ.

2.Изучитьтехнологию испытанияпродуктивных горизонтов.

3.Развернуть полученную в результате испытания пласта диаграмму глубинного манометра на листе миллиметровой бумаги.

4.Расшифровать полученную диаграмму, отметив продолжительность каждого этапа процесса опробования, величины давлений в конце каждого периода. Определить по диаграмме величины забойного и пластового давления, величину депресии на пласт в начале испытания и другие параметры.

5.Составить отчет по лабораторной работе, где необходимо указать результат опробования (получен ли приток пластового флюида, характер притока, отмечаются ли какие-либо осложнения в процессе опробования и т.п.).

75

Лабораторная работа № 10 ИЗУЧЕНИЕ СХЕМ МОНТАЖА ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Цели работы: изучение конструкций превенторных установок, схем и правил монтажа противовыбросового оборудования.

10.1. Общие сведения

Неотъемлемым условием вскрытия продуктивных пластов, особенно с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), является обеспечение возможности герметизации устья скважины при нефтегазопроявлениях

Для этого на колонне, из-под которой ведется вскрытие продуктивных пластов, заранее монтируется противовыбросовое оборудование (ПВО) по схемам, утвержденным органами Ростехнадзора.

Это оборудование обеспечивает герметизацию устья как при спущенной в скважину бурильной колонне, так и без нее. В состав его входят от 1 до 4 превенторов различного типа (плашечный, универсальный, вращающийся), блок глушения и дросселирования, отводные рабочие и аварийные выкидные линии. При бурении нефтяных скважин с большим газовым фактором и газовых скважин в состав обвязки ПВО включают трапную установку и факел для сжигания газа.

В комплект ПВО входят плашечные, универсальный, вращающийся превенторы, аппаратура для дистанционного и ручного управления ими, а также система трубопроводов обвязки с задвижками (или кранами) высокого давления, имеющими дистанционное управление.

76

10.2. Конструкции превенторных установок

Плашечный превентор (рис. 10.1) состоит из корпуса 2, двух подвижных плашек 5 и двух гидравлических цилиндров 1 двойного действия. Каждая плашка соединена со штоком 6. На штоке крепится поршень 3.

Управление работой цилиндров осуществляется гидравлически со специального пульта. Рабочая жидкость к цилиндрам подводится по трубкам 7 от специального гидравлического привода, установленного вдали от превентора.

Рис. 10.1. Плашечный превентор: а – вид сверху; б – вид сбоку; 1 – гидравлические цилиндры; 2 – корпус; 3 – поршень; 4 – вилка; 5 – плашка; 6 – шток; 7 – гидравлические трубки

При выходе из строя дистанционного управления превентор можно закрыть вручную вращением штурвалов, вынесенных за пределы буровой в разные стороны в специальные укрытия. Штурвалы соединены с превентором с помощью специальных тяг через вилки 4. Для обогрева превентора в зимний период в корпусе имеются каналы для подачи тепла (пара).

77

Подачей рабочей жидкости в гидравлические цилиндры с той или другой стороны поршня осуществляется открытие или закрытие плашек превентора. Плашки изготовляют с вырезом в виде полукруга, облицованным специальной резиной (так называемые трубные плашки), либо без такого выреза (глухие плашки). Поверхности, которыми плашки касаются друг друга в закрытом превенторе, облицованы резиной. Превенторы с вырезными плашками служат для герметизации устья, когда в скважину спущены бурильные трубы; радиус полукруглого выреза равен наружному радиусу бурильных труб. Превенторы с глухими плашками герметизируют устье скважины после подъема бурильной колонны. Поэтому устанавливают не менее двух плашечных превенторов: один с вырезными (трубными) плашками, второй – с глухими.

Плашечные превенторы изготовляет нескольких типораз-

меров: ППГ 156×32, ППГ 230×32, ППГ 230×50 , ППГ 230×70 и

др. Первое число в шифре превентора означает диаметр проходногоотверстия вмм, второе– рабочее давлениепревенторав МПа.

Рис. 10.2. Универсальный превентор ПУГ: 1 – крышка; 2 – уплотнитель; 3 – корпус; 4 – верхняя камера; 5 – плунжер;

6 – нижняя камера; 7 – гидравлическая трубка

78

Универсальный превентор (ПУГ) герметично закрывает устье скважины, когда в нем находится бурильная труба или бурильный замок, или ведущая труба. Он состоит из корпуса 3 (рис. 10.2), закрытого сверху крышкой 1, плунжера 5 с уплотнительными манжетами, резинового уплотнителя 2, верхней 4 и нижней 6 запорных камер, к которым по трубкам 7 подводится рабочая жидкость от гидравлического привода. Управление превентором дистанционное с того же пульта, что и плашечными превенторами. Под давлением жидкости, подаваемой в камеру 6, плунжер 5 перемещается вверх и своей наклонной поверхностью нажимает на уплотнитель 2. Последний, деформируясь в направлении вертикальной оси превентора, плотно прижимается к поверхности элемента бурильной колонны, оказавшегося в превенторе, либо полностью закрывает проходное отверстие в роторе, если бурильная колонна поднята из скважины.

Рис. 10.3. Превентор вращающийся: 1 – привод насоса; 2 – вкладыш; 3 – патрона; 4 – узел подшипника; 5 – ствол; 6 – уплотнение; 7 – корпус; 8 – уплотнительный элемент; 9 – байонетная гайка;

10 – насос

Вращающиеся превенторы (рис. 10.3) применяются толь-

ко при роторном бурении и служат для герметизации устья скважины, когда в ней находится ведущая труба. Превентор со-

79

стоит из корпуса, патрона, уплотнителя и пульта управления. Патрон фиксируется в корпусе превентора при помощи двух кулачков и кольцевого паза. В корпусе патрона на двух радиальных и упорном подшипниках качения установлен вращающийся ствол, к нижней части которого присоединен резиновый армированный уплотнитель.

Вращение стволу передается от ведущей трубы при помощи ведущего вкладыша.

10.3. Схема монтажа ПВО

Наиболее часто используемая схема монтажа ПВО для нефтяной скважины приведена на рис. 10.4.

Рис. 10.4. Схема противовыбросового оборудования с 3 превенторами: 1 – крестовина; 2 – плашечные превенторы; 3 – универсальный (вращающийся) превентор; 4 – гидроуправляемые задвижки; 5 – линия глушения; 6 – линия дросселирования; 7 – блок глушения; 8 – блок дросселирования; 9 – вспомогательный пульт управления; 10 – основной пульт гидроуправления; 11 – манометр; 12 – регулируемый дроссель; 13 – гаситель потока; 14 – отвод к сепаратору; 15 – линия сброса; 16 – обратный клапан;

17 – отводдляприсоединениянасосныхагрегатов; 18 – устьескважины

Наиболее важные правила монтажа ПВО следующие: 1. Верх колонны, на которую монтируется ПВО, должен

быть минимум на 30 см выше уровня земли (для возможности захвата за колонну при принудительном глушении открытого фонтана).

80