Исследование пробы пластовой жидкости реферат

Обновлено: 03.07.2024

Исследование выпотных жидкостей актуально в современном мире лабораторной диагностики и имеет высокую значимость в определении патологических состояний. Полученные данные исследования выпотных жидкостей позволяют врачу получить информацию о патогенезе образования выпота и корректно организовать лечение и спрогнозировать динамику развития заболевания.

Исследование выпотных жидкостей. Клиническое значение.

Выпотные жидкости – жидкости, образующиеся и накапливающиеся в серозных полостях организма (плевральной, брюшной, полости перикарда, а также в синовиальных полостях суставов). Получают выпотные жидкости для исследования путём пункции. Плевральную пункцию делают в восьмом или девятом межреберье, брюшную – по средней линии живота.

Несмотря на достижения в области визуализации грудной клетки и других методов инструментальной диагностики, различение экссудатов и транссудатов остается важным первым шагом в оценке пациентов с плевральными выпотами. В будущем усовершенствованные подходы к исследованию плевральной жидкости позволят выявлять конкретные заболевания и уменьшать важность классификации выпотов как транссудатов и экссудатов.

Необходимо разграничивать понятия транссудата от экссудата:

Транссудаты возникают в результате фильтрации сыворотки через плевральные мембраны и являются результатом дисбаланса гидростатического или осмотического давления. Большинство транссудатов возникает при клинически очевидных состояниях, таких как:

Сердечная недостаточность.
Цирроз с асцитом.
Нефроз.

Наличие транссудата обычно позволяет клиницистам лечить основное заболевание и наблюдать за выпотом для отслеживания динамики развития заболевания.

Экссудаты – жидкости воспалительного происхождения (при плевритах, перитонитах, перикардитах, артритах). Экссудативный выпот развивается вследствие воспалительных или злокачественных заболеваний, таких как пневмония, онкологические заболевания или туберкулез, которые увеличивают проницаемость капилляров и позволяют соединениям с большим молекулярным весом проникать в плевральную полость. Обнаружение экссудата часто требует дополнительного тестирования, которое может быть инвазивным. Поскольку классификация плевральной жидкости как экссудата или транссудата имеет важное значение для лечения пациентов, клиницистам требуется четкое понимание диагностической эффективности имеющихся лабораторных тестов и стратегий тестирования, используемых для классификации плевральной жидкости.

Наиболее опасным заболеванием с преобладанием экссудата в плевральный полости является эмпиема плевры и возникающие парапневмонии. Клинически полезным определением эмпиемы плевры является наличие в плевральной жидкости микроорганизмов, которые можно выявить с помощью микроскопии или посева. Наиболее распространенный патогенетический механизм эмпиемы - непрерывное распространение инфекции от пневмонии. Парапневмония - это плевральный выпот, связанный с пневмонией и возникающий в результате увеличения проницаемости висцеральной плевры из-за воспаления. Таким образом, хотя большинство эмпием развиваются от парапневмонии, многие парапневмонические выпоты не переходят в эмпиемы, а разрешаются с помощью антибиотикотерапии. Некоторые парапневмонические выпоты переходят в гнойно-фиброзную стадию, когда плевральная жидкость имеет тенденцию локализизации, а ее уровень кислотности снижаются. Эти слизистые оболочки либо являются эмпиемами, либо ведут себя так же, как они, в том смысле, что они не рассасываются без дренирования грудной клетки. Анаэробные бактерии, стрептококк и грамотрицательные бактерии в настоящее время являются основными организмами, ответственными за эмпиему. В большинстве случаев бактериальная пневмония, связанная с аэробными микроорганизмами, является причиной острого начала с симптомами лихорадки и болью за грудиной, гнойной мокротой с лейкоцитозом. Однако по типу и тяжести симптомов обычно не определяется наличие парапневмонического выпота или его отсутствие.

Лабораторные методики исследования выпотов.

Оценка физико-химических свойств:

Цвет.
Tранссудат - светло-желтый цвет.
Экссудат - желтовато-зeленый цвет с бyрым оттенком.
Kрасно-бурый oттенок - геморрагический экссудат.

Прозрачность
Транссудаты и серозные экссудаты прозрачные
Геморрагические, гнойные, хилезные экссудаты — мутные.

Проба Ривальта
Экссудат содержит серомуцин, который дает положительную пробу Ривальта.

Микроскопическое исследование высотной жидкости:
Микроскопию выпотных жидкостей проводят после центрифугирования и приготовления препаратов из осадка. Микроскопическое исследование следует производить в нативных и окрашенных препаратах. В препарате можно обнаружить лейкоциты, эритроциты, клетки мезотелия, опухолевые клетки, кристаллы холестерина, нейтрофилы, лимфоциты, эозинофилы, плазматические клетки, гистиоциты, макрофаги, клетки мезотелия а также клетки злокачественных опухолей.

Пробы пластовой жидкости и газа отбирают пробоотборником, имеющим камеру вместимостью fOOO см3 и гидропривод, с помощью которого она открывается. После открытия впускного клапана испытателя шток гидропривода под действием перепада давления перемещает гильзы корпуса, обеспечивая проход пластовой жидкости в камеру. После выравнивания давлений гильзы возвращаются под действием пружин в исходное положение, отсекая пробу от внешней среды. [1]

Проба пластовой жидкости , поступающая в лабораторию, должна быть исследована при температуре, отвечающей забойной. Поэтому пробоотборник помещают в термостатирующую рубашку. Она представляет собой двустенный цилиндр; зазор между этим цилиндром и пробоотборником очень мал, но достаточен для перемещения в нем пробоотборника. Рубашка снабжена хомутами, которыми в ней закрепляется пробоотборник. В стенках рубашки сделано отверстие, через которое проходит ниппель, ввинченный в стенку пробоотборника для измерения давления при помощи диафрагмы. Рубашка заполняется циркулирующей в ней нагретой жидкостью, температура которой поддерживается равной забойной температуре при помощи термостатирующего приспособле - ния. [3]

Пробы пластовой жидкости и газа отбирают пробоотборником, имеющим камеру вместимостью 1000 см3 и гидропривод, с помощью которого она открывается. После открытия впускного клапана испытателя шток гидропривода под действием перепада давления перемещает гильзы корпуса, обеспечивая проход пластовой жидкости в камеру. После выравнивания давлений гильзы возвращаются под действием пружин в исходное положение, отсекая пробу от внешней среды. [4]

Пробу пластовых жидкостей и газов отбирают с помощью пробоотборника, подсоединенного на устье к тройнику, а при необходимости также с помощью пробоотборника, спускаемого в колонну труб на стальном тросике. Если требуется отобрать пробу при забойных температуре и давлении в состав КИИ необходимо включить специальный герметизированный пробоотборник. [5]

Для отбора пробы пластовой жидкости в период опробования при давлении, максимально приближающемся к пластовому в данном горизонте, используют специальные пробоотборники. Пробоотборник размещают ниже запорного клапана пластоиспытателя. [7]

Отмеченные особенности поведения пробы пластовой жидкости могут наблюдаться и в том случае, когда имеют дело с плохо растворимым газовым компонентом. При этом следует иметь в виду, что определение фазового перехода в пробе характеризуется определенной точностью. [8]

При развинчивании свечей отбираются пробы пластовой жидкости и отправляются в лабораторию на исследование. После подъема испытателя пластов извлекаются диаграммы с записью показаний манометров, которые тщательно исследуются в целях определения физических параметров продуктивного пласта. [9]

Существуют два способа отбора проб пластовых жидкостей . Можно брать образцы непосредственно из скважин при помощи подземной пробоотборной аппаратуры, опускаемой в трубы на стальном канате, или отбирать нефти и газы на поверхности из коммуникаций и трапов, а затем рекомбинировать их пропорционально газонефтяному фактору, измеренному одновременно со взятием проб. Образцы пластовых жидкостей следует отбирать как можно ранее в процессе разработки пласта, главным образом при завершении и опробовании первой же разведочной скважины, чтобы образец как можно ближе подходил к первоначальной пластовой жидкости. Тип жидкости, отбираемой в пробоотборник, зависит от эксплуатационной жизни скважины до момента взятия из нее пробы. [10]

Спускаемый на тросе пластоиспы-татель может отбирать пробы пластовой жидкости в 4, 10 и 20 л в зависимости от емкости камеры пробоотборника. Прибор записывает также статическое давление в скважине и гидростатическое давление бурового раствора. [11]

В процессе подъема из труб отбираются пробы пластовой жидкости . Конструкция циркуляционного клапана позволяет производить подъем пластовой жидкости через бурильные трубы за счет обратной промывки. Открывается циркуляционный клапан в результате повышения давления внутри бурильных труб. [12]

В статье рассмотрено расхождение между свойствами пробы пластовой жидкости или газа и свойствами жидкости ъли газа Е пласте при таком равновесии между фазами, при котором не все компоненты системы присутствуют в обеих фазах. [13]

Опробователь пластов ОПН-140 предназначен для отбора герметизированных проб пластовой жидкости и газа в скважинах диаметром от 196 до 280 мм с дистанционной регистрацией давления. Прибор работает на трехжильном кабеле в комплексе со станциями ОПЛ-1 и ОПЛ-2 и обеспечивает: герметизацию участка отбора пробы на стенке скважины от ствола; отбор жидкости и газа из пласта с одновременной регистрацией давления; подъем пробы на поверхность с сохранением герметичности. [14]

В последнее время при контроле над разработкой нефтяных залежей добывающие компании все чаще применяют индикаторный (трассерный) метод. Трассерный метод основан на введении в контрольную нагнетательную скважину заданного объема меченой жидкости, которая оттесняется к контрольным добывающим скважинам вытесняющим агентом путем последующей (после закачки меченого вещества) непрерывной подаче воды в контрольную нагнетательную скважину. Одновременно из устья добывающих скважин начинают производить отбор проб. Отобранные пробы анализируются в лабораторных условиях для определения наличия трассера и его количественной оценки. По результатам анализа строятся кривые зависимости изменения концентрации трассера в пробах от времени, прошедшего с начала закачки трассера для каждой контрольной добывающей скважины. [1]

Индикаторный метод предназначен для изучения геологического строения месторождения и фильтрационных потоков жидкости в пласте.

Трассерные исследования позволяют определить:

– гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающими скважинами;

– скорость фильтрации меченой жидкости по пласту;

– распределение фильтрационных потоков в пласте;

– проницаемость зон пласта, по которым фильтруется меченая жидкость;

– объем пласта, через который фильтруется меченая жидкость;

– вклад нагнетаемой воды в обводненность продукции конкретной добывающей скважины;

– непроизводительную закачку нагнетаемой в пласт воды;

– влияние мероприятий по выравниванию профиля приёмистости нагнетательных скважин на изменение фильтрационных потоков в пласте;

– эффективность различных методов повышения нефтеотдачи пласта путём проведения исследований до и после воздействия.

Технология проведения индикаторных исследований происходит в следующей последовательности. Первым этапом проводится выбор нагнетательных скважин для закачки трассеров и первоначальный выбор добывающих скважин (в зоне возможного реагирования). Далее производят фоновый отбор проб жидкости. На третьем этапе определяют необходимое количество трассерных веществ для закачки в каждую конкретную нагнетательную скважину и осуществляют закачку меченой жидкости в пласт. На заключительном этапе производят отбор и анализ проб пластовой воды на содержание индикатора, а затем интерпретируют полученные данные.

При выборе индикаторов для проведения исследований учитываются специфика и условия работы.

Жидкость в пластах движется с небольшой скоростью по мельчайшим каналам, образованным системами пор или трещин, контактируя с огромной площадью поверхности породы. Горная порода имеет минералогический состав и часто содержит элементы, способствующие задержке индикатора. Давление и температура в глубоко залегающих нефтяных горизонтах высокие. Насыщены они разнообразными флюидами, причём пластовые воды обычно высокоминерализованные. Все это предъявляет к индикаторам определённые специфические требования. Вещество, используемое для изучения движения жидкости в нефтяном пласте, должно обладать следующими признаками:

1. Химические соединения вещества должны хорошо растворяться в прослеживаемой жидкости и не растворяться в других флюидах, насыщающих пласт.

2. Сохранять свои физико-химические свойства в пластовых условиях. Радиоактивные индикаторы, кроме того, должны обладать приемлемой продолжительностью распада, обеспечивающей выполнение всего комплекса работ в требуемом объекте.

3. Не должны содержаться в пластовых жидкостях.

4. Не должны нарушать своим присутствием естественного потока. Строго следовать вместе с гидродинамическим носителем.

6. Не представлять опасности для персонала, проводящего исследования. Также безопасной должна быть и жидкость, извлекаемая из пласта. Не заражать местности и водоёмов, в которые сбрасываются промысловые сточные воды.

7. Иметь стоимость, обеспечивающую экономическую эффективность индикаторных исследований.

На сегодняшний день нельзя назвать вещество, которое отвечает всем требованиям, предъявляемым к идеальному индикатору. Приходиться использовать вещества, которые отвечают хотя бы основным перечисленным требованиям.

В качестве трассеров при проведении исследования применяются водорастворимые химические реагенты:

2. Ионные трассеры: роданистый аммоний, натрий, карбамид, мочевина, нитрат натрия, аммония; тиокарбамид, динатрийфосфат. Трассеры такого типа хорошо растворяются в пластовой и нагнетаемой воде (амины), не имеют аналогов в природе, биологически неактивны (экологически чисты), химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях, позволяют создать гамму индикаторов со сходными физико-химическими свойствами и единым методом регистрации; легко определяются количественно на спектрометре электронно-парамагнитного резонанса.

3. Органические трассеры : спирты (изопропанол, бутанол), изомеры фторбензойной кислоты, а также стабильные радикалы (2,2,6,6-тетраметил-4-оксипиперидин-1-оксил) и амины нитроксильных радикалов. Данные трассеры растворяются как в нефти, так и в воде. Проблема заключается в их количественном определении, которое нужно проводить достаточно дорогостоящими хроматографическими методами.

В Учебно-научной геохимической лаборатории ИГиН ТюмГНГУ разработана методика количественного определения высших спиртов (как в нефти, так и в воде) на хроматографе, а также имеется возможность определять свободные радикалы на ЭПР-спектрометре. Специалистами лаборатории поставлена методика по определению неселективного трассера (изобутанола) в различных средах.

В водном растворе изобутанол определяется прямым вводом пробы в колонку. Ниже приводится результирующий файл хроматограммы раствора 5 мкл изобутанола в 5 мл воды (1:1000 или 0,1% раствор):

Оценку промышленного значения пластов, выделенных по материалам геофизических исследований и геологическим данным, выполняют путем их опробования или испытания. В процессе опробования устанавливают характер насыщения, продуктивные характеристики пластов, отбирают пробы пластового флюида. Повысить эффективность опробования можно путем проведения испытаний скважины в процессе бурения по мере вскрытия перспективных объектов до спуска обсадной колонны и ее цементирования.

На практике опробование в необсаженных скважинах проводят с помощью опробователей пластов на кабеле или испытателей пластов на бурильных трубах.

Опробователь пластов на кабеле. Опробователь пластов опускают в скважину на кабеле и устанавливают против заданного интервала. Принцип работы прибора следующий.

Рис. 1. Принципиальная схема опробователя пласта типа ОПО с применением кумулятивного заряда

По команде с поверхности выдвигается рычаг прижимного устройства (рис. 1); герметизирующий элемент прибора 1 — башмак со значительным усилием прижимается с помощью прижимного устройства 2 к стенке скважины и изолирует небольшой участок пласта от бурового раствора 4 в стволе скважины.

По следующей команде баллон, находящийся в приборе, соединяется с изолированным участком пласта. Давление воздуха в баллоне равно атмосферному. Так как пластовое давление значительно превышает атмосферное, то возникает поток флюида из пласта в баллон.

После заполнения баллона проба герметизируется, убираются рычаги прижимного устройства. Для беспрепятственного подъема прибора на поверхность давление на участке стенки скважины под герметизирующим башмаком уравновешивается с гидростатическим давлением в стволе скважины.

Для создания дренажного канала может быть использован кумулятивный заряд КМ. В обсаженных скважинах такой заряд необходим для создания канала в металлической колонне и цементном камне. При взрыве кумулятивного заряда образуются газы сложного состава, которые попадают в баллон и затрудняют выполнение компонентного анализа газов, отобранных из пласта. Поэтому в большинстве случаев в необсаженных скважинах пробы флюида отбираются без выстрела кумулятивного заряда.

При исследовании неглубоких скважин (структурно-поисковых, гидрогеологических, углеразведочных) открытие и закрытие прижимного устройства и клапана пробосборника осуществляются механическим устройством, приводимым в действие управляющим штоком. Перемещается шток с помощью реверсивного электродвигателя через редуктор.

При исследовании нефтяных и газовых скважин механические операции (перемещение прижимных башмаков, открытие и закрытие клапана пробосборника) осуществляются с помощью давления гидростатического столба жидкости в скважине.

Аппаратура АИПД-7-10 позволяет проводить многократное (до 25 раз) определение притока и измерение пластового давления без подъема прибора на поверхность.

Приток пластового флюида из пласта в баллон возникает за счет большего перепада давлений. Создаваемая депрессия воздействует на окружающие горные породы и оказывает существенное влияние на характер отбираемой пробы. Поток пластового флюида при больших депрессиях выносит частицы горной породы, способствует очистке прискважинной зоны пласта, удалению глинистой корки со стенок скважины. Кроме того, при большой депрессии создается область дегазации в зоне возмущения, и это позволяет даже при наличии глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт извлекать углеводороды из остаточного пластового флюида и за счет этого получать информацию о характере насыщения пласта. Однако при исследовании пластов с неглубоким проникновением раствора информация о характере насыщения пласта получается более надежной.

Для анализа получаемых результатов используют индикаторные диаграммы притока и давления; контрольные замеры давления в баллоне; данные анализа отобранной пробы.

В отобранной пробе измеряют объем газа, воды, нефти. Определяют компонентный состав газа, плотность, вязкость, люминесцентную характеристику флюида, удельное сопротивление воды, фракционный состав нефти.

Диаграммы давления позволяют выделить в разрезе проницаемые и непроницаемые пласты (рис. 2).

Рис. 2. Типичные диаграммы давлений (по П. А. Бродскому). 1 — отбор жидкости из ствола скважины (контрольная проба; отбор из пласта: 2 — 0. высокой проницаемостью, приток жидкости (пластовая вода, фильтрат, нефть с низким газовым фактором); 3 — с низкой проницаемостью; 4 — непроницаемого; 5 — с высокой проницаемостью, приток газа; 6 — с высокой проницаемостью, приток нефти с большим газовым фактором; /0 — стандарт-сигнал

Эти материалы могут дать также предварительную информацию о характере насыщения.

При неглубоком проникновении фильтрата бурового раствора в пласт интерпретация результатов опробования затруднений не вызывает. Состав пробы соответствует характеру насыщения пласта. Глубокое проникновение искажает картину. В этих случаях фильтрат раствора и пластовую воду различают по данным химического анализа и удельному сопротивлению пробы. Характер насыщения оценивают по составу и количеству газа, поступившего в пробу из зоны с остаточным нефтенасыщением.

Для оценки влияния зоны проникновения отбирают пробы из пластов с известным насыщением. По этим пробам уточняют газовый фактор, влияние условий вскрытия пласта на состав газа.

Достаточный признак нефтенасыщенности пласта — наличие нефти в отобранной пробе, газоносного пласта — наличие конденсата или существенно большой газовый фактор. При больших размерах зоны проникновения рассматривается компонентный состав газа. Для нефтеносных пластов содержание метана в газах пробы менее 70%; присутствуют тяжелые углеводороды. Для газоносных пластов содержание метана более 80% мало тяжелых углеводородов.

Испытатель пластов на трубах. Предназначен для проведения испытаний в стволе скважины в процессе бурения. Испытатель пластов спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают против исследуемого интервала. При помощи пакерующего устройства этот интервал перекрывается в стволе скважины, что позволяет изолировать его от гидростатического давления, создаваемого буровым раствором. После этого открывается впускной клапан и затрубное пространство, ограниченное пакерами, сообщается с полостью бурильных труб. Бурильные трубы частично заполнены буровым раствором или пустые. Под действием перепада давлений бурильные трубы заполняются пластовым флюидом и поднимаются на поверхность. Процесс заполнения регистрируется глубинными манометрами.

Основные узлы прибора показаны на рис. 3.

Рис 3. Схема компоновки испытателя пласта на трубах с опорой на забой.

Узел опоры предназначен для удержания испытателя на заданной глубине. Пакеры, механические или гидравлические, служат для изоляции интервала испытания. Они представляют собой массивные резиновые цилиндрические элементы с металлической основой. Фильтр служит для механической очистки поступающего флюида от частиц горных пород и шлама. Испытатель пласта (один из основных элементов) представляет собой сложную гидромеханическую систему клапанов, обеспечивающих уравнение давлений, необходимое при спуске-подъеме прибора, и процесс испытания. Запорный клапан изолирует полость бурильных труб от подпакерного пространства. Ясс гидравлический (гидромеханический узел) срабатывает при превышении расчетных растягивающих усилий и предназначен для освобождения прихваченного инструмента.

В процессе испытания с помощью глубинных манометров снимают диаграммы изменения давлений; характер изменения давлений показан на рис. 4.

Рис. 4. Определение пластового давления рпл по результатам испытания пласта на трубах.

а — схематическое изображение изменения давления в процессе испытания:

б — обработка кривой с целью определения пластового давления

р—рг — рост гидростатического давления в процессе спуска прибора в скважину; р2—р'г— давление равно гидростатическому; р2—рз — резкое уменьшение давления в момент срабатывания впускного клапана и соединения межпакерного пространства с полостью бурильных труб;

Р3 —р'3 — увеличение давления в процессе притока пластового флюида;

Р3 — Рпл — период восстановления давления, запорный клапан закрыт, межпакерное пространство изолировано от полости бурильных труб, давление возрастает и приближается к пластовому рпл; Рпл — Р’’2 — открывается уравнительный клапан, давление в межпакерном пространстве равно гидростатическому; Р’’2—р’ 1 — снижение давления в процессе подъема инструмента на поверхность.

Исследования, проводимые испытателем пластов, позволяют не только определить характер насыщений исследуемого интервала, но и оценить параметры пласта, в частности, найти эффективную мощность коллектора hэф, вычислить пластовое давление рпл, коэффициенты проницаемости kэф, гидропроводности.

Эффективную мощность коллектора определяют по материалам геофизических исследований.

2. Каротажные подъемники. Спуск-подъем скважинных приборов.

Рис. 5. Схема размещения оборудования в самоходном подъемнике.

/ — шасси автомобиля; 2 — кузов; 3 — кресло лебедчика; 4 — рычаг переключателя коробки передач; 5 — рычаг ручного тормоза барабана лебедки; 6 — рукоятка корректора кабелеукладчика; 7 — пульт лебедчика; 8 — лебедка с кабелем

Подъемник представляет собой самоходную установку, смонтированную в специальном металлическом кузове на шасси автомобиля повышенной проходимости.

Спуск и подъем приборов осуществляют с помощью лебедки, установленной в кузове подъемника, на барабан которой намотан кабель. Барабан лебедки выполнен из немагнитного материала. Он имеет радиальное отверстие, через которое пропускается кабель для геофизических работ. Броня кабеля в большинстве подъемников крепится на оси барабана. Токоведущие жилы кабеля подсоединяются к коллектору. Выбор автомашины, емкость лебедки и ее конструктивные особенности определяются глубиной исследования и типом кабеля.

Кузов подъемника (рис. 5) разделен на два отделения. Передняя часть, примыкающая к кабине автомобиля, отведена под кабину лебедчика. Здесь установлен пульт управления лебедкой 7, контрольные приборы, силовой блок энергопитания, дублеры рычагов управления автомашины 4, рычаги управления лебедкой 5 и 6.

Во втором отделении установлена лебедка с кабелем 8. При необходимости в нем могут быть размещены бензоэлектрический агрегат или стационарный контейнер для транспортировки источников радиоактивного излучения. Здесь же перевозят грузы, скважинные приборы, блок-балансы. Для спуска прибора в скважину в торцевой части кузова предусмотрена широкая дверь.

Отделения разделены перегородкой с широким смотровым окном, через которое лебедчик наблюдает за процессом спуска-подъема кабеля в скважину, укладки кабеля на барабан лебедки. Тяговое усилие на барабан лебедки передается от двигателя автомобиля через механизм сцепления и коробку отбора мощности, карданную передачу, двухскоростной редуктор и двухрядную цепь.

Изменение скорости движения кабеля и величины тягового усилия осуществляется регулированием числа оборотов двигателя, переключением передаточных отношений в коробке передач автомобиля и в двухскоростном редукторе. Для плавного спуска кабеля и установки его на заданной глубине лебедка снабжена ленточным тормозом с ручным и пневматическим управлением. Лебедка оборудована полуавтоматическим кабелеукладчиком и маслонаполненным коллектором с металлическими щетками для соединения жил кабеля со схемой лаборатории.

В кабине лебедчика в подъемнике установлены приборы для измерения скорости движения и натяжения кабеля, глубины спуска прибора, световой сигнализации и двусторонней переговорной связи со скважиной и лабораторией, приборы для освещения кузова и устья скважины. Питание всех приборов осуществляется напряжением ПО В. Энергопитание на подъемник подается от промысловой сети через силовой блок, рассчитанный на напряжение 110, 210 и 380 В. При отсутствии промысловой сети подъемник может питаться от бензоэлектрического агрегата типа АБ-2, дающего напряжение 220 В.

Техническая характеристика промыслово-геифизических подъемников, используемых на производстве, дана в табл. 1.

При проведении геофизических исследований необходимо контролировать перемещение скважинного прибора, т.е. знать глубину нахождения и скорость перемещения прибора, нагрузку на кабель. Кроме того, необходимо согласовывать перемещение прибора по стволу скважины с протяжкой диаграммной бумаги. Эти задачи решают путем применения блок-баланса с датчиками глубины и натяжения, а также сельсинной передачи.

Блок-баланс с роликом служит для направления кабеля в скважину и может быть установлен на стволе ротора — рамочный блок-баланс (рис. 6, а); он может быть также подвешен над устьем скважины на крюке буровой лебедки — подвесной блок-баланс (рис. 6,б).

При работе с рамочным блок-балансом подставку 2 устанавливают на роторе над устьем скважины и прижимают к столу ротора буровым инструментом. Для предотвращения горизонтального смещения снизу к подставке приваривают поперечную планку, упирающуюся во вкладыш ротора.

При отсутствии ротора, а также при работах через буровые или компрессорные трубы применяют блок-баланс, в котором подставка заменена патрубком с кронштейном. Патрубок снабжен резьбой под муфту обсадной колонны или фланцем, который затем крепят к фланцу обсадной колонны.

С помощью роликов 3, За обычно определяют длину опущенного в скважину кабеля. Для этого длину окружности ролика выбирают такой, чтобы за 1 оборот через него проходило определенное количество кабеля, примерно 1,5 или 2 м. С роликом шестеренчатой передачей связаны счетчик, показывающий количество опущенного кабеля, и сельсин-датчик. Соотношение зубьев в шестеренчатой передаче таково, что при прохождении 1 м кабеля через ролик блок-баланса ротор сельсиндатчика делает 4 оборота.

В промыслово-геофизических станциях при исследовании скважин к сельсин-датчику, установленному на блок-балансе, подключают три сельсин-приемника, которые посредством шестеренчатых передач приводят в обращение счетчик глубин в кабине лебедчика, счетчик глубин на контрольной панели в лаборатории, лентопротяжный механизм регистратора.

Для более точного определения глубин кабель промеряют мерной лентой и на нем через 20—50 м устанавливают метки. Кабель промеряют в условиях, приближенных к скважинным. На блок-балансе устанавливают меткоуловитель, отмечающий момент прохождения меток и передающий соответствующие сигналы на регистратор.

Для определения натяжения кабеля при спуско-подъемных операциях ось и опору ролика рамочного блок-баланса смещают относительно друг друга. Это смещение определяет длину малого плеча рычага, равного в блок-балансах тяжелого типа 8 мм. Второе плечо длиной 330 мм образуется продолжением щеки от точки опоры до места крепления с динамометром пружинного типа. Конец плеча соединен с подвижным контактом реостата,являющегося датчиком натяжения кабеля. Сила, действующая в этом случае на динамометр, равна примерно 1/30 фактического натяжения кабеля в скважине.

В подвесном блок-балансе на тензодатчика, который устанавливают в месте крепления подвесного ролика к крюку бугрузку на кабель измеряют с помощью ровой лебедки. В этом случае сила, действующая на датчик натяжения, равна 1/2 фактического натяжения кабеля в скважине.

Показания динамометра с помощью датчиков натяжений передаются на измерительные приборы, установленные на контрольной панели в кабине лебедчика и в лаборатории станции. На контрольной панели, помимо указателя натяжения кабеля, размещены указатели скорости движения кабеля и счетчик глубины.

Ряд геофизических работ, особенно при исследовании эксплуатационных скважин или скважин, осложненных высокими пластовыми давлениями, проводятся при герметизации устья скважины с помощью лубрикаторов. На рис. 7 изображен лубрикатор ВНИИ марки Л-4, установленный на фланце арматуры скважины.

Рис. 7. Общий вид лубрикатора Л-4.

1 — основание; 2 — мерный ролик; 3 — приемная камера; 4 — кронштейн; 5 — сальник; 6 — верхний ролик; 7 — кабель; 8 — червячное колесо с кронштейном для установки приемной камеры

Скважинный прибор на кабеле вводят вначале в приемную камеру лубрикатора, а затем, открыв подлубрикаторную задвижку, спускают в скважину. Ввод кабеля в лубрикатор герметизируется сальником. Имеются лубрикаторы различных типов, применяемые при разных давлениях в скважине. Для работы с герметизированным устьем используют также устьевые сальники.

Библиографический список:

1. Добрынин ВМ., Вендельштейн БЮ., Пезванов РА., Африкян АН., Промысловая геофизика. М.: Недра, 1986

2. Итенберг С.С., Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978.

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.

Отбор проб жидкости на устье эксплуатационных газовых скважин применяется с целью определения типа воды (конденсационная, пластовая, техногенная), содержащейся в продукции скважины, по минералогическому составу ионов солей и кислот. Химический анализ отобранных устьевых проб воды осуществляется в аналитических лабораториях на промыслах. Полученные данные используются при проведение анализа темпов продвижения воды в продуктивную залежь и контроле за обводнением продукции скважин.

Производство отбора устьевых проб жидкости является одним из методов осуществления гидрохимического контроля над разработкой месторождения. Отбор устьевых проб жидкости производится не реже раза в квартал. По результатам химического анализа проб воды судят о темпах продвижения пластовых вод по эксплуатационной площади, характере и скорости обводнения, как отдельных скважин, так и месторождения в целом.

Для отбора устьевых проб жидкости применяют специальные каплеотделители.

Простейший каплеотделитель представляет собой стальной проточный сосуд, рассчитанный на максимальное рабочее давление в месте отбора пробы. Местом отбора пробы может служить буфер скважины, шлейф. При отборе пробы каплеотделитель устанавливается вертикально, например в вентиль на шлейфе.

Перед установкой каплеотделителя вентиль необходимо продуть. После установки каплеотделителя, вентиль открывается. Газ из шлейфа (буфера) скважины через входной зонд поступает во внутреннюю полость контейнера, где в результате снижения давления и температуры дополнительно отделяется жидкая фаза. Жидкость накапливается в нижней части корпуса каплеотделителя, а газ стравливается через штуцер в верхней части.

В зависимости от степени обводнённости продукции скважины, отбор пробы занимает время от нескольких часов до нескольких суток.

По окончании отбора вентиль на шлейфе закрывается и происходит полное стравливание газа из каплеотделителя до атмосферного давления. Каплеотделитель демонтируется, переворачивается и проба жидкости сливается в транспортную емкость (бутыль). Проба маркируется и отправляется в химико-аналитическую лабораторию.

Для отбора проб жидкости (нефти, воды, конденсата) непосредственно из скважины применяются специальные устройства - глубинные пробоотборники, при помощи которых возможно отобрать пробу на заданной глубине и доставить ее на поверхность в герметичной камере. Такая проба называется представительной, т.к. в ней сохраняются все компоненты, содержащиеся в пластовых жидкостях и газах.

13.4 Групповые замерные установки типа ''Спутник''

Групповая замерная установка (ГЗУ) ''Спутник - А'', обеспечивает периодический контроль дебита каждой скважины, предназначена для контроля продукции при герметизированной схеме сбора нефти.

Принцип действия: продукция от нескольких скважин поступает через задвижки в многоходовой переключатель скважин (ПСМ). Далее по замерному патрубку продукция одной из подключённых скважин направляется в гидроциклонный сепаратор, затем в турбинный счётчик (типа Тор) и возвращается в общий рабочий коллектор. В это время продукция всех остальных скважин через переключатель поступает в рабочий коллектор и направляется в общую сеть промысла. Таким образом, периодически измеряется дебит каждой из скважин. Поочерёдное подключение их к замерному патрубку осуществляется по заданной программе путём поворота роторной каретки переключателя на определённый угол, через заданные интервалы времени по сигналу от блока местной автоматики (БМА).

Конструктивно все устройства объединяются в два блока: замерно–переключающий и блок управления, которые монтируются на специальных рамных основаниях в утеплённых закрытых помещениях.

Пример маркировки: ''Спутник – А-16-14-400'', где А-модель; 16- рабочее давление, кгс/см2; 14-число подключенных скважин; 400- максимальный дебит нефти, м3/сут.

ГЗУ ''Спутник – Б'' предназначена для раздельного определения дебитов нефти, воды и газа. Для измерения дебита газа на газовой линии устанавливается турбинный счётчик ''Агат'', а после расходомера Тор – влагомер (типа УВН). Комплектуется устройством для ловли шаров, предназначенных для очистки трубопроводов от парафина. На установках типа АМ-40-10-400К вместо задвижек используются трёхходовые шаровые краны.

В ГЗУ ''Спутник – В'' расход нефти определяется путём взвешивания её в калиброванной ёмкости (сепараторе). Преимущества: возможность получения более достоверных результатов измерения при значительных дебитах и газовых факторах. Обеспечивается более глубокая сепарация нефти, а дебит определяется путём сравнения массы жидкости в калиброванном объёме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объём. Не применяется для парафинистых нефтей.

* Сечение между изолиниями при построении карт изобар по Медвежьему, Юбилейному и Ямсовейскому месторождениям принято 1 ата.

Читайте также: