Эксплуатация нагнетательных скважин
Эксплуатация - нагнетательная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Эксплуатация - нагнетательная скважина
Cтраница 3
Попутно, покажем насколько эффективна беструбная эксплуатация нагнетательных скважин. Разумеется, здесь речь идет о тех скважинах, которые имеют избыточное давление в остановленной скважине и в которых не предусматривается совместно раздельная закачка воды по пластам. Предположим, что 63-лш насосные трубы из скв. [31]
Согласно принятой в нефтедобыче технологии эксплуатации нагнетательных скважин оборудование для раздельной закачки воды, помимо регулирования режимов нагнетания и контроля процесса, должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов с целью поддержания их приемистости. [32]
В книге описывается многолетний опыт эксплуатации нагнетательных скважин и систем водоснабжения для заводнения пластов. Особое внимание уделено эксплуатации объектов системы заводнения. В работе изложены наиболее эффективные методы освоения, исследования и эксплуатации нагнетательных скважин. Сформулированы требования, предъявляемые к качеству нагнетаемой в пласт воды, и изложена технология водоподготовки. В книге описано оборудование, применяемое в системе заводнения, и освещены вопросы техники безопасности и промсанитарии при заводнении пластов. [33]
Подобные примеры нередки в практике эксплуатации нагнетательных скважин на площадях объединения Азнефть, особенно по пластам, в которые закачивались нестабильные смеси щелочных пластовых ( или озерных) вод с морской водой. [34]
В настоящее время накоплен большой опыт эксплуатации нагнетательных скважин, в результате чего установлены две основные причины снижения их поглотительной способности при постоянном давлении нагнетания: 1) загрязненность фильтрующей поверхности призабойной зоны и 2) рост пластового давления в зоне расположения скважины. [35]
Использование пластовой воды для заводнения усилило напряженность эксплуатации нагнетательных скважин: началось повсеместное нарушение герметичности эксплуатационных колонн, срок службы которых превысил установленный. [37]
Техника и технология освоения вновь вводимых в эксплуатацию нагнетательных скважин ( с применением ПАВ) отличается от работ проводимых по увеличению дебита действующей нагнетательной скважины. При освоении вновь вводимых в эксплуатацию-скважин работы проводят в следующей последовательности. Предназначенное для закачки в скважину необходимое количество ПАВ разбавляют водой и доводят концентрацию до требуемой. [38]
Интересные наблюдения приведены в работе Р. И. Медвед-ского [101] по эксплуатации нагнетательных скважин месторождения Нефтяные Камни. [39]
Вследствие существования указанных особенностей литмита в процесс разбуривания залежи, эксплуатации нагнетательных скважин, контроля за ходом ТПР будет непрерывно поступать дополняющая и уточняющая информация о структуре литмита и свойствах пород-коллекторов, а также об изменении технологических параметров ГТК. Своевременный учет всей этой информации является основным источником сохранения и даже возможного повышения эффективности первоначально запроектированной ТК ГТК. При этом в структуру ГТК все время должны вноситься изменения, поскольку, в силу указанных особенностей ГК ГТК, она практически в течение всего периода разработки остается неадекватной сложному закону, которому подчиняются ГД-конформации и конформационные превращения. [40]
Основой для нормирования содержания в воде взвешенных веществ является опыт эксплуатации нагнетательных скважин и специально проведенные пробные закачки для изучения влияния качества нагнетаемой воды и давления нагнетания на приемистость скважин. [41]
Теоретическая значимость работы заключается в создании методических основ регулирования процессов эксплуатации нагнетательных скважин на поздней стадии разработки. [42]
Это значит, что коэффщщент проницаемости удаленной зоны пласта в процессе эксплуатации нагнетательной скважины остается постоянным. Вместе с тем участок 2 каждой последующей кривой оказывается смещенным вверх вдоль оси Ар. Следовательно, при неизменном коэффициенте проницаемости удаленной зоны пласта коэффициент приемистости скважины уменьшается во времени вследствие ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта. [43]
При повышении качества закачиваемой воды и при защите водоводов от воздействия коррозии увеличивается период эксплуатации нагнетательных скважин, снижаются расходы на восстановление их приемистости, уменьшается опасность загрязнения водоемов сточными водами. Следовательно, во время нормирования качества нагнетатаемои воды необходимо учитывать не только коллекторские свойства пласта, но и экономичность мероприятий по охране окружающей среды. [44]
Имеются заметные сдвиги в усовершенствовании строительства и эксплуатации систем заводнения пл
www.ngpedia.ru
Способ эксплуатации нагнетательной скважины
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим процессам поддержания пластового давления и добычи нефти. Обеспечивает повышение эффективности работы нагнетательной скважины и сокращение материальных затрат. Сущность изобретения: способ включает циклическую закачку нефтесодержащей пластовой воды с оставшимися в ней после очистки включениями нефти. После эксплуатации ее до снижения приемистости на 25-60% от первоначального значения закачку воды прекращают и переводят скважину на режим эксплуатации с очисткой поровых каналов призабойной части продуктивного пласта и до продвижения нефтяного фронта к забою скважины. Затем скважину переводят в категорию добывающей с очисткой призабойной части пласта и извлечением нефти, накопившейся в поровых каналах продуктивного пласта при закачке пластовой воды с включениями нефти. Затем скважину возвращают в категорию нагнетательной.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим процессам поддержания пластового давления и добычи нефти.
Известно, что в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для обеспечения достаточной полноты отбора нефти из залежи в продуктивные пласты закачивается вода через нагнетательные скважины. Для очистки призабойной зоны пласта и нормальной эксплуатации нагнетательных скважин, а также обеспечения расчетной приемистости периодически необходимо осуществлять дорогостоящий ремонт. Известные в настоящее время способы очистки призабойной части пласта основаны на применении специального оборудования и инструментов, предназначенных для капитального ремонта скважин (В.М. Муравьев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., Недра, стр. 405-435), известные способы очистки призабойной части пласта, т.е. восстановления приемистости нагнетательных скважин, связаны с большими материальными затратами. Основной недостаток известных способов - невысокое качество, сложность операций, применение дорогостоящего оборудования и высокая стоимость работ. Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации нагнетательных скважин, предусматривающий их периодическое открытие и работа в режиме самоизлива, что сопровождается частичной очисткой призабойной части пласта и восстановлением приемистости до определенного уровня за счет выноса с водой на поверхность накопленных в поровых каналах мехпримесей, асфальтенов, смол и других частиц, достигается определенный положительный эффект по восстановлению приемистости нагнетательной скважины (В. М. Муравьев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., Недра, 1978, стр. 142-146). Главным недостатком этого способа является его сравнительно низкая эффективность, так как скважина может быть открыта на ограниченное время, а для накопления воды, поступающей из скважины, необходимо иметь емкость или амбар. В последующем эту воду необходимо подготовить и утилизировать в системе поддержания пластового давления, что требует дополнительных эксплуатационных затрат. Целью предлагаемого способа является повышение эффективности работы нагнетательной скважины и сокращение материальных затрат. Указанная цель достигается тем, что в описываемом способе эксплуатации нагнетательных скважин, включающем циклическую закачку нефтесодержащей пластовой воды с оставшимися в ней после очистки включениями нефти, после эксплуатации ее до снижения приемистости на 25-60% от первоначального значения, перекачку воды прекращают и переводят нагнетательную скважину в категорию добывающей с последующим возвратом ее после очистки призабойной части пласта и извлечения накопившейся нефти в категорию нагнетательной. Известно, что при закачке воды на фильтрующей поверхности пласта отлагаются частицы мехпримесей, размеры которых равны или превышают размеры пор или трещин, а также тяжелых компонентов нефти (парафин, асфальтен, смолы), остающиеся в пластовой воде после ее очистки до остаточного нефтесодержания - до 100 мг/л. Экспериментально установлено, что взвешенные в воде частицы проходят через пористую среду, если их размеры в 4-6 раз меньше размера пор. Размеры пор большинства продуктивных горизонтов составляют 2-60 мкм, а размеры частиц в воде 0,2-30,0 мкм. Отлагаясь на фильтрующей поверхности, крупные частицы задерживают более мелкие частицы, увеличивая слой осадка, уплотняя его и снижая проницаемость призабойной зоны и, соответственно, приемистость нагнетательной скважины. При этом постоянно с закачиваемой водой в пласт поступает нефть, содержание которой в воде составляет в среднем 50 мг/л. По мере эксплуатации нагнетательной скважины мелкие капли нефти и ее тяжелые компоненты (парафин, смолы, асфальтены) также задерживаются в порах продуктивной части пласта, приемистость которого снижается на значительную глубину. Постепенно, по мере эксплуатации нагнетательной скважины, ее приемистость падает на 50 и более процентов. С целью снижения материальных затрат на восстановление приемистости нагнетательной скважины закачку воды прекращают и переводят ее в категорию добывающих. В начальный период после прекращения закачки воды начинается процесс движения жидкости в пласте в обратном направлении. При этом из поровых каналов пласта будут удаляться потоком накопленные на них твердые частицы, пленки нефти и отложения парафина, смол и асфальтенов. После прекращения излива скважина переводится на насосный режим эксплуатации в течение 3-5 месяцев. В начальный период эксплуатации будет добываться в основном вода с отмытыми пленками и частицами углеводородов и мехпримесями. На первом этапе добываемая вода поступает по существующему трубопроводу в резервуар при КНС и после отстоя и отделения нефти и мехпримесей закачивается через систему ППД в продуктивные пласты. После перевода скважины на насосный период эксплуатации продолжается процесс интенсивной очистки поровых каналов от пленок нефти и мехпримесей и по мере продвижения нефтяного фронта к забою скважины она переводится в категорию добывающей. После очистки призабойной части пласта, т.е. восстановления приемистости бывшей нагнетательной скважины, она снова переводится в категорию нагнетательной. Таким образом, новым технологическим приемом в заявленном способе является совмещение процессов очистки призабойной зоны нагнетательной скважины с добычей нефти. Эффективность эксплуатации нагнетательной скважины повышается за счет совмещения процессов очистки призабойной части пласта и подъема на поверхность дополнительного объема нефти, накопившегося в поровых каналах при закачке нефтесодержащих пластовых вод. При этом необходимо отметить дополнительный положительный фактор - возможность использования погружного насоса, предназначенного для подъема на поверхность нефти, для закачки воды после восстановления приемистости нагнетательной скважины.Формула изобретения
Способ эксплуатации нагнетательной скважины, включающий циклическую закачку пластовой воды с оставшимися в ней после очистки включениями нефти в продуктивный нефтяной пласт, отличающийся тем, что после эксплуатации скважины до снижения приемистости продуктивного пласта на 25-60% от первоначального значения, закачку воды прекращают и переводят скважину на режим эксплуатации с очисткой поровых каналов призабойной части продуктивного пласта и до продвижения нефтяного фронта к забою скважины, затем скважину переводят в категорию добывающей с очисткой призабойной части пласта и извлечением нефти, накопившейся в поровых каналах продуктивного пласта при закачке пластовой воды с включениями нефти, после чего скважину возвращают в категорию нагнетательной.findpatent.ru
Эксплуатация - нагнетательная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Эксплуатация - нагнетательная скважина
Cтраница 2
В процессе эксплуатации нагнетательных скважин происходит снижение их приемистости. Это обусловливается: 1) увеличением давления в пласте в зоне расположения нагнетательных скважин; 2 закупориванием поверхностей фильтрации механическими примесями; 3) бикарбояатным распадом. [16]
Согласно правилам эксплуатации нагнетательных скважин такие исследования проводятся один раз в год при закачке сточных вод и один раз в два года при закачке пресных вод. Во втором случае принято, что в затраты на осуществление технологии включены затраты на проведение исследований технического состояния скважины. При применении технологии ТБИМ в первом случае принято, что технология осуществляется в процессе подземного ремонта скважины, во втором случае принято, что скважина останавливается специально для осуществления технологии. [17]
Теоретические вопросы эксплуатации нагнетательных скважин основаны на тех же принципах, что и эксплуатационных, т.е. на теории фильтрации Дарси. [18]
На процессы эксплуатации нагнетательных скважин оказывает влияние большое число факторов. [19]
В процессе эксплуатации нагнетательных скважин они регулярно подвергаются исследованиям по проверке герметичности. Эти исследования проводятся двумя способами: опрессовкой колонны труб и снижением уровня жидкости в стволе скважины. Технология опрес-совки ствола скважины заключается в создании по всей длине ствола или на отдельных участках повышенного давления. [20]
В процессе эксплуатации нагнетательных скважин с помощью забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за их приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. [21]
Многолетняя практика эксплуатации нагнетательных скважин нефтяных месторождений показывает, что встречается большое число скважин, приемистость которых падает. [22]
Многолетней практикой эксплуатации нагнетательных скважин нефтяных месторождений Татарии и Башкирии установлены две основные причины снижения их поглотительной способности при неизменном давлении нагнетания: загрязненность фильтрующей поверхности пласта и рост пластового давления в зоне расположения скважины. [24]
Применительно к условиям эксплуатации нагнетательных скважин Татарии и Башкирии большую ценность представляют исследования, выполненные во ВНИИ Г. Ф. Требиным, по изучению зависимости приемистости скважины от величины ее поверхности фильтрации. Предполагалось, что пласт мощностью 10 м вскрыт долотом 299 мм и потенциальная приемистость скважины 2000 ма / сутки. При площади фильтрации 0 45 л2 ( согласно графикам В. И. Шурова при глубине пулевых каналов 3 см и 40 выстрелах на 1 м мощности пласта), как показали исследования, приемистость скважины уменьшится на 95 % от потенциальной при закачке всего 63 г заиливающего материала. [25]
Как показала практика эксплуатации нагнетательных скважин, при закачивании сточной воды призабойная зона подвержена значительному коррозионному и эрозионному разрушению. [26]
В процессе освоения и эксплуатации нагнетательных скважин осуществляется комплекс исследований с целью контроля за разработкой месторождения, установления и проверки выполнения технологического режима работы и технического состояния скважин. Эксплуатация скважин с негерметичными колоннами не допускается. [27]
В аналогичных условиях режим эксплуатации нагнетательных скважин согласовывается с местными органами Госгортехнад-зора. Кроме того, после обнаружения третьего дефекта эксплуатационной колонны в нагнетательной скважине она подлежит ликвидации. [28]
Были также проанализированы данные по эксплуатации нагнетательных скважин НГДУ Нефтяные Камни в условиях Баку. Для этого проведены гидродинамические исследования скважин методами кривых восстановления забойного давления и установившихся режимов работы скважин. Впервые в Советском Союзе были проведены исследования профилей приемистости и продуктивности нагнетательных скважин, которые дали возможность получить данные о количестве и распределении трещин по мощности пласта и о их поведении в процессе закачки воды в пласт. [29]
Страницы: 1 2 3
www.ngpedia.ru
Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин
⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 5Следующая ⇒
СШНУ — комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие станком-качалкой.
Рисунок 4- СШНУ: 1 - станок-качалка; 2 - полированный шток; 3 - колонна штанг; 4 - обсадная колонна; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - цилиндр насоса; 7 - плунжер насоса; 8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан.
Штанговый насос (рис.4) опускается в скважину ниже уровня жидкости. Состоит из цилиндра, плунжера, соединённого со штангой, всасывающих и нагнетательных клапанов. Цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер — на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб; цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб или на пакере; штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство. Существуют также: штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером, с двумя ступенями сжатия, с двумя цилиндрами и плунжерами, с камерой разрежения и др. Штанги соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8-10 м, диаметр 12,7-28,6 мм. Используются также полые неметаллические штанги или непрерывные колонны штанг, наматываемые при подъёме на барабан. Длина колонны до 2500 м. При длине свыше 1000 м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для уменьшения массы и достижения равнопрочности.
Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м, максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт. Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели мощностью до 100 кВт.
Станция управления штанговой насосной установкой обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу. Дополнительное оборудование штанговой насосной установки: якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб; хвостовик — колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25-40 мм) ниже насоса для выноса воды; газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей; штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах; скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб; динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов штанговой насосной установки.
Продукция скважины (нефть, вода, рассол) подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м3/сутки, при меньших дебитах применяется периодическая добыча нефти.
Электроцентробежная насосная установка — комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединённого с погружным электродвигателем. Используют при добыче нефти и воды, в том числе рассолов. Электроцентробежная насосная установка для нефтяных скважин (рис. 5) включает центробежный насос с 50-600 ступенями; асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом; протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды; кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления. Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом (рис. 6).
Рисунок 5 – Электроцентробежная насосная установка:
1 - электродвигатель; 2 - протектор; 3 - центробежный насос; 4 - кабель; 5 - устьевая арматура; 6 - трансформатор; 7 - станция управления; 8 - датчик.
Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колёса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых и промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из специального чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный или центробежный газосепаратор.
Рисунок 6 - Ступень электроцентробежного насоса: 1 - направляющий аппарат; 2 - рабочее колесо.
Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус, с запрессованными пакетами электротехнической стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закреплёнными на валу стальными пакетами, где размещена короткозамкнутая обмотка типа "беличье колесо"; между пакетами расположены радиальные опоры.
Протектор содержит уплотнение вала систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с жидкостью большей плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.
Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрический защиту электроцентробежной насосной установки от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции. Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения электроцентробежной насосной установки и датчики давления и температуры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.
Длина электроцентробежной насосной установки 25-30 м. При длине центробежного насоса и электродвигателя свыше 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отдельных секций для удобства транспортировки и монтажа. Электроцентробежная насосная установка монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы — шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметическим вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе электроцентробежной насосной установки продукция подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Реже применяют электроцентробежные насосные установки без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность электроцентробежной насосной установки для нефтяной скважин от 15-20 до 1400-2000 м3/сутки, напор до 2500-3000 м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000 В, температура откачиваемой среды до 180°С, давление до 25 МПа.
Электроцентробежная насосная установка для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м3/сутки, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000 В, температура воды до 40°С.
Исследование скважин
Исследование скважин — комплекс методов для определения основных параметров нефтегазоводоносных пластов и скважин с помощью глубинных приборов; передача информации осуществляется по глубинному каналу связи.
Цель исследования — получение данных для составления проектов, контроль за разработкой месторождений. Различают геофизические, гидродинамические, газогидродинамические методы, также дебитометрию, шумометрию и др. При гидродинамических исследованиях определяют параметры, характеризующие сравнительно большие участки исследуемых пластов-коллекторов, а также технологические характеристики скважин, уточняют геологическое строение пласта-коллектора, определяют гидродинамическую связь между пластами и скважинами и др.
При помощи дебитометрии в работающих нагнетательных и добывающих скважинах выделяют интервалы притока флюидов к забоям скважин, определяют дебиты отдельных пропластков, проницаемость, пьезопроводность, контролируют состояние обсадной колонны, затрубного пространства скважин и др. При глубинных исследованиях применяются манометры, термометры, расходомеры, шумомеры, комплексные глубинные приборы для измерения давления, температуры, дебита, водосодержания флюида. При гидродинамических глубинных исследованиях используется автоматическая промысловая электронная лаборатория.
infopedia.su
Эксплуатация нагнетательных скважин — КиберПедия
474. Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать рабочему проекту на бурение скважины, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания.
475. Нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб и пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.
476. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента.
Исследование скважин
477. Проектной документацией должны быть предусмотрены площадки для размещения установок по исследованию скважин, а также решения по их электроснабжению и заземлению.
478. Периодичность и объем исследований эксплуатационных скважин устанавливаются на основании утвержденных планов работ, разработанных в соответствии с проектной документацией разработки данного месторождения.
479. Спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.
480. Спускоподъемные операции следует проводить с применением лебедки, обеспечивающей вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку). Разрешается применение подъемников с механическим приводом при контролируемой нагрузке на канат.
481. Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.
482. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток, а для работы с содержанием сернистого водорода более 6% - выполнена из материала, стойкого к коррозии сернистого водорода.
483. Исследование разведочных и эксплуатационных скважин в случае отсутствия возможности утилизации жидкого продукта запрещается.
XXXI. Повышение нефтегазоотдачи пластов
и производительности скважин
484. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом работ, утвержденным пользователем недр (заказчиком). В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.
485. Перед проведением работ по повышению нефтегазоотдачи пластов должна проводиться опрессовка эксплуатационной колонны на давление, установленное планом работ. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом.
486. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и так далее), требующих давлений, превышающих давления опрессовки обсадной колонны, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.
487. При закачке газа, пара, химических и других агентов на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.
488. Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.
489. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация утечек под давлением в системе запрещается.
490. Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работ обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.
491. Перед началом работы по закачке газа, пара, химических и других агентов и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и в нагнетательных линиях ледяных пробок.
Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.
492. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещается.
493. На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.
494. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
495. Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.
496. На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей запрещается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.
497. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.
498. Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать показатели, установленные в планах работ.
Закачка химреагентов
499. Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкций по применению используемых реагентов.
500. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты) должен быть:
аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;
запас чистой пресной воды;
нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).
501. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.
502. После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.
503. Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида бригада должна быть обеспечена газоанализаторами.
504. Загрузка термореактора должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину.
505. Загруженный термореактор, емкости и места работы необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.
cyberpedia.su
Технологический (геологический) режим эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. Ограничения режима эксплуатации скважины
Режим работы нефтяных добывающих скважин.
Под технологическим режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показатели ее эксплуатации, а также обеспечивающие эти показатели технологические характеристики скважинного оборудования по подъему жидкости и параметры работы этого оборудования.
Режим работы добывающих скважин по каждому объекту разработки устанавливает промыслово-геологическая служба нефтедобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое давления, обводненность, газовый фактор, определяется способ эксплуатации скважины.
Различают технические и технологические нормы.
Установление технологического режима работы скважин -оптимизационная задача, предусматривающая распределение проектной добычи нефти по объекту между добывающими скважинами и пластами объекта, обеспечивающее рациональное выполнение показателей разработки. Главное при установлении технологического режима работы скважин — обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины.
Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он требует ограничения по сравнению с технологической нормой.
Одна из причин ограничения дебита — в недостаточной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости, не соответствующего продуктивности скважины. Ограничение норм отбора может быть вызвано требованиями безаварийной эксплуатации скважин. В частности, недопустимо снижение забойного давлении до критического, при котором может произойти слом (смятие) колонны или нарушение целостности цементирования. При слабой сцементированности коллекторов продуктивного пласта дебит ограничивают с целью предотвращения выноса песка и пробкообразования в скважине в результате разрушения и выноса породы. В изотропных пластах в водонефтяной и подгазовой зонах ограничение дебита вызывается необходимостью не допустить образования конусов воды или газа.
Под технологической нормой отбора понимают максимально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, но зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объекту в целом, принципа регулирования. закономерностей обводнения скважин, состояния пластового давления и т. п.
Технологический режим должен устанавливаться таким образом, чтобы проектный уровень добычи по объекту был оптимально распределен между действующими на этот период добывающими скважинами и сумма норм отбора по ним соответствовала этому уровню.
В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливают нормы отбора жидкости, которые определяют с учетом оптимизации динамики обводнения продукции по объекту разработки. Решение этой задачи требует учета многих геолого-физических (особенности строения объекта, соотношение вязкостей нефти и воды и др.) и технологических (метод воздействия, стадия разработки и др.) факторов. При этом необходимо выделять главные факторы, оказывающие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.
Установление режимов работы нагнетательных скважин. В условиях существенного различия в фильтрационных свойствах пластов закачка воды в каждый из них в объемах, соответствующих заданным объемам отбора жидкости из участков, прилегающих к нагнетательным скважинам,— основной способ регулирования разработки.
Объемы закачки воды по скважинам в целом и в скважинах по пластам устанавливают один раз в квартал и оформляются промыслово-геологической службой в виде документа — технологического режима работы нагнетательных скважин. В этом документе устанавливают нормы суточной закачки агента, давление нагнетания, необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм.
При установлении норм закачки необходимо исходить из того, что объем закачки воды должен компенсировать объем отбираемой жидкости (нефти и воды). При правильно организованном учете объемов закачки и отбора жидкости показатели компенсации должны находиться в полном соответствии с текущим пластовым давлением и характером его изменения.
При больших размерах залежи и значительной неоднородности объекта разработки с целью обеспечения наиболее полного охвата пласта воздействием по площади нормы закачки воды следует устанавливать сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках с различной геологофизической характеристикой пласта, и только после этого в пределах каждого участка определять норму закачки по каждой скважине. При этом сумма норм закачки скважин на участке должна быть равна норме, установленной для данного участка.
Выделение участков производится на основе детального изучения строения пластов, характера их неоднородности, взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин.
Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между отдельными пластами. Для обеспечения этих норм необходимо учитывать объем воды, поступающей в каждый пласт, путем регулярного исследования нагнетательных скважин глубинными расходомерами.
Установление технологического режима работы газовых скважин. Объемы текущего отбора газа из газоносного пласта или объекта в целом устанавливаются проектным документом на разработку месторождения. Этот объем добычи газа распределяется между отдельными скважинами. Нормы отбора по добывающим газовым скважинам устанавливаются в технологическом режиме работы скважин, при этом сумма норм отбора по действующим скважинам должна быть равна норме отбора, установленной проектным документом для объекта в целом.
Технологические режимы работы добывающих газовых скважин составляют ежеквартально на основании данных текущей эксплуатации залежи, состояния ее разработки и результатов исследования скважин. В технологическом режиме устанавливаются дебиты скважин, забойное давление (рабочая депрессия), давление и температура на буфере и затрубном пространстве, количество жидких компонентов (конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологического режима работы отдельных скважин учитывают различные технологические и технические ограничения. К таким ограничениям относятся недопустимость разрушения призабойной зоны пласта, образования конусов и языков обводнения и др.
В зависимости от конкретных условий действующих в данный период ограничений в скважинах могут устанавливаться следующие режимы: постоянного градиента давления; постоянной депрессии; постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта; постоянного давления на устье (головке) скважины; постоянного дебита.
Для скважин, эксплуатирующих пласты, сложенные неустойчивыми по-родами, для предотвращения разрушения призабойной зоны и выноса песка, приводящего к разъеданию подземного и наземного оборудования и образованию песчаных пробок, в технологическом режиме предусматривается постоянный градиент давления против фильтра эксплуатационной колонны. Максимальный градиент давления, при котором не происходит разрушения призабойной зоны, определяется опытным путем в процессе исследования каждой скважины на разных режимах (штуцерах).
В случае возможного образования конусов и языков обводнения в скважинах, расположенных в газоводяной зоне, расчетным или опытным путем устанавливают максимально допустимые депрессии, из которых и исходят при установлении режима работы скважины в данных условиях.
Во всех случаях при установлении технологических режимов работы газовых скважин оптимальные дебиты и забойные давления можно определять как с помощью гидродинамических расчетов или электромоделировання процесса разработки, так и на основании опытной подборки, путем опробования работы скважин на разных штуцерах.
В газовых скважинах, работающих при низких пластовых давлениях, возможно гидратообразованне в призабойной зоне пласта. Его предотвращают установлением соответствующей депрессии на пласт, определяемой расчетным путем.
В определенных условиях при установлении технологического режима работы газовых скважин исходят из необходимости поддерживать заданное давление на устье скважины или иметь в какой-то период заданный постоян-ный дебит скважины.
studopedia.net
Добыча нефти и газа
4.1. Требования к системе поддержания пластового давления
4.1.1. Система воздействия на пласт и поддержания пластового давления должна обеспечивать:
а) объемы закачки рабочего агента в продуктивные пласты и давления его нагнетания по скважинам, участкам, объектам разработки в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;
б) подготовку рабочего агента до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, сероводорода и микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям технологических схем и проектов разработки;
в) возможность систематических замеров рабочего давления и приемистости каждой скважины, а также контроль качества рабочего агента с периодичностью, предусмотренной технологическим проектным документом на разработку;
г) сохранность недр и окружающей среды, безопасное осуществление технологических операций.
4.2. Требования к нагнетательной скважине и закачиваемому рабочему агенту
4.2.1. Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надежное разобщение пластов и объектов разработки и возможность проведения ремонтных работ в скважинах.
4.2.2. Конструкция и состояние оборудования устья, забоя и внутрискважинного оборудования должны обеспечивать возможность проведения геофизических исследований по определению профилей поглощения всех перфорированных интервалов и герметичности обсадных колонн и заколонного пространства.
4.2.3. Физико-химические свойства рабочего агента, закачиваемого в пласт, должны обеспечивать продолжительную устойчивую приемистость пласта и высокую отмывающую способность, не ухудшая начальных свойств углеводородов.
4.2.4. При закачке в пласты сточных вод или других коррозионно-агрессивных рабочих агентов, обсадные колонны скважин и другое эксплуатационное оборудование должно быть защищено соответствующими ингибиторами или иметь коррозионно-стойкое покрытие.
4.2.5. При закачке в продуктивные пласты растворов химреагентов не допускается образование в межскважинном пространстве пластов твердых осадков и других непроницаемых экранов, если такое создание не предусмотрено проектным документом.
4.3. Технологический режим работы нагнетательных скважин
4.3.1. Под установленным технологическим режимом работы скважины понимается совокупность основных параметров ее работы, которая обеспечивает закачку в планируемом периоде объемов рабочего агента, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных проектным документом и нормами отборов. Технологический режим работы скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:
- пластовым, забойным и устьевыми давлениями;
- приемистостью скважины и количеством механических примесей и нефти в закачиваемом агенте;
- типоразмерами установленного внутрисквжинного оборудования и режимами и временем его работы.
4.3.2. Технологические режимы работы скважин определяются недропользователем исходя из утвержденных норм отбора углеводородов. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению их выполнения. Технологические режимы работы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки объекта и утверждаются руководством организации-недропользователя.
4.3.3. Ответственность за соблюдение установленных режимов несет недропользователь.
4.3.4. Контроль за соблюдением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется территориальными органами государственного горного надзора.
4.3.5. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливается контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб закачиваемого агента. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер приемистости, устьевых давлений, расхода реагентов, подаваемых в скважину, спуск глубинных приборов.
Эксплуатация скважин, не оборудованных для вышеуказанных индивидуальных замеров и исследований, не допускается.
oilloot.ru
5.10. Освоение нагнетательных скважин
Освоение нагнетательных скважин – комплекс мер, связанных с пуском их
в работу.
В большинстве своем – это меры, проводимые для эксплуатационных
скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе
бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин,
вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время,
возникает ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения.
Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный
способ освоения скважин.
Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся при
движении поршня вниз и закрывающимся при подъеме. При этом поршень
поднимает столб жидкости, находящийся над ним, который может достигать
сотен метров (по данным БашНИПИнефть – 300 м). В результате происходит
резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью
жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет
применения пакера: перепад в этом случае может достигнуть 500 м.
Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения
фонтанирования скважины, а также затруднена герметизация устья скважины.
Гидросвабирование – метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и
ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из
пласта, содержащей посторонние примеси. Эффективность метода состоит в
создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье
скважины.
Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны
пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется
соляная кислота (НСI), серная (h3SO4), плавиковая (HF) и другие кислоты.
Если нефтесодержащие породы сложены известняками, доломитами, то для
таких пластов рекомендуется соляная кислота.
Хлористый кальций и хлористый магний – вещества, хорошо растворимые в
воде, углекислый газ растворяется в воде при давлении свыше 7,6 Мпа, или
уносится из скважины в газообразном виде.
Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются
эффективному воздействию плавиковой кислоты (HF):
Наличие в терригенных коллекторах карбонатов и глин замедляют процесс
воздействия плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях используют соляной и
плавиковой кислоты – глинокислоты (HF – 4%, НСI – 8%). Применяют и другие
кислоты.
Освоение скважины после бурения независимо от того, будет эта скважина
добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель – очистить
призабойную зону пласта от привнесенного в нее в процессе бурения
глинистого раствора.
Следует выделить работу по освоению под закачку скважин, ранее
работавших как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит в том,
что воздействие на них кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного
покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких
пластов нами предложена технология, базирующая на предварительной закачке в
пласт растворителя, его выдержке в течение 2…5 часов и последующей промывке
скважины.
studfile.net
