8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Оборудование нагнетательных скважин


Нагнетательная скважина. Устройство, схема, приемистость нагнетательных нефтяных скважин

Нагнетательная нефтяная скважина – специализированная скважина, предназначенная для выполнения функции закачки любого рода газа, жидкости, воздуха или теплоносителя в продуктивный для поддержки производительности пластов. Ключевая задача подобного типа скважин – это замена коллекторного флюида. Исследование нагнетательных скважин позволило активно использовать их в нефтедобывающей промышленности.

Что такое нефтяная нагнетательная скважина?

Устройство нагнетательной скважины для добычи нефти разработано таким образом, чтобы нагнетать воду или газ в:

  • газовую шапку, то есть законтурные области залежей нефти посредством использования методологий поддержания нужного уровня давления;
  • по всей площади месторождения. Обычно этому способу отдают предпочтение при вторичных методах нефтедобычи.

Эксплуатация нагнетательных скважин осуществляется в большей степени при разработке нефтяных месторождений, в меньшей – нефтегазовых и газоконденсатных.

Исследования нагнетательных нефтяных скважин показали их выгодные стороны относительно других типов скважин:

  • возможность поддержания нужного уровня пластового давления;
  • возможность регулировать и самостоятельно задавать темп отбора полезных ископаемых;
  • подача рабочих агентов в пласты нефтяных месторождений, что позволяет более качественно и полно вытеснять нефть, а также обеспечивающих внутрипластовое горение.
Нагнетательные скважины нашли свое применение не только в сфере нефтедобычи, но и в сегменте хранения полезных ископаемых, а также осушении обводненных месторождений. Конструкция нагнетательной скважины нефтяной подбирается исходя из предназначения, задач, которые ставятся перед оборудованием, прогнозируемой глубины и прочих технических параметров.
Основной технический параметр и рабочая характеристика – приемистость нефтяной скважины. Контроль работы оборудования нагнетательного типа, а также его техническое состояние выполняется согласно методикам шумометрии, термометрии, расходометрии и прочих.

Конструкция нагнетательной нефтяной скважин и ее особенности

Конструкция нагнетательных скважин, как уже упоминалось ранее, напрямую зависит от характера работ оборудования и характера месторождения.

В зависимости от характеристик горных пород определяется необходимое оборудование нагнетательных скважин:

  • в случае, если горные породы, где производится добыча полезных ископаемых, устойчивы, забой остается не обсаженным;
  • в случае, если горные породы неустойчивы осуществляют спуск обсадной колонны в зону забоя. При этом необходимо перфорировать призабойную область.

Схема нагнетательной скважины для добычи нефти, также, как и любая другая, предусматривает наличие устья. В данном случае оно оборудуется с помощью манометров и задвижек, а в глубокую область при этом помещают специализированные насосно-компрессорные трубы. Трубы размещают до уровня кровли поглощающего пласта.

Оборудование нагнетательных скважин также обязано обеспечивать герметичность. Для того, чтобы уровень герметичности был допустимым, требуется процементировать пространство за колоннами на всем протяжении ствола нефтяной скважины от устья до забоя. В случае, если почва и горне породы особенно неустойчивы, рекомендуется дополнительно использовать пакеры. Схемы оборудования нагнетательных скважин предусматривают наличие перегородок, манометров и компрессоров.

Приемистость нагнетательной скважины: основной технический параметр

При работе с представленном типом скважин необходимо учитывать такой технический параметр, как приемистость нагнетательной скважины. Этак характеристика демонстрирует возможности закачки рабочего агента в пласт месторождения. Специалисты определяют эту величину как объем смеси, который закачивается в пласт за определенную временную единицу.

Приемистость нефтяной скважины будет напрямую зависеть от таких характеристик:

  • репрессия, которая получается в результате разницы между пластовым и забойным давлением. Репрессия создается на уровне забоя;
  • уровня качества процесса вскрытия нефтяного пласта при разработке месторождений;
  • проницаемости и мощности.

Как утверждают специалисты, для проведения технологических расчетов в учет берется коэффициент приемистости. Его рассчитывают, как отношение количества агента, который закачивается пласт в установленную единицу времени к репрессии, которая создается на заборе в момент закачки. Важно понимать, что степень расхода агента рассчитывается на поверхности.

Способы освоения нефтяных источников при использовании нагнетательных скважин

Процедура освоения нефтяных источников реализуется двумя методиками в зависимости от степени сложности:

  • одна из конструкций предназначена для того, чтобы нагнетать воду;
  • вторая конструкция необходима для того, чтобы работать с нефтью (актуально в том случае, если в процедуре нагнетания участвует внутриконтурная скважинная конструкция.

Освоение осуществляется посредством одного ряда, то есть одну из шахт применяют для воды, а вторую для нефти. Наибольшее количество полезного ископаемого при заборе реализуется до момента возникновения пресного источника в ресурсе. Обычно он попадает в соседние шахты для жидкости. Согласно правилам работы с оборудованием, есть возможность группирования в пласте с большим количеством нефти накопление воды линейного типа. Это позволяет вытеснить нефтяной ресурс в используемые скважины.

Нагнетательные источники квалифицируются по уровню сложности освоения, которых, в свою очередь, три – шахты на песчаных почвах, шахты на суглинистых почвах с низкими показателями поглощения жидкости, шахты на комбинированных почвах (где в составе песка и глины приблизительно равные части).



Читайте также:

snkoil.com

Нагнетательные трубопроводы. оборудование нагнетательных скважин

Трубопроводы, соединяющие кустовые насосные станции с водораспределительными пунктами и нагнетательными скважинами, обычно сооружают из бесшовных стальных труб:

 - горячекатаных по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8732-78;

- холоднотянутых по ГОСТ 8733-87 и ГОСТ 8734-75.

Применяются также бесшовные стальные трубы с различными защитными покрытиями внутренней поверхности.

Оборудование нагнетательных скважин

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление (рис.33). Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Наиболее часто используют арматуру типа 1АНЛ-60-200 или АН1-65-210 с проходным сечением фонтанной ёлки 60-65 мм на рабочем давление до 20 МПа.

Вода от кустовой насосной станции подаётся через тройник устьевой арматуры в НКТ, нейтральная (буферная) жидкость через отросток крестовика в затрубное пространство.

Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ.

Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется задвижкой или регулятором расхода, например типа 1УР-50 с условным диаметром 50 мм, рассчитанным на автоматическое регулирование расхода в пределах от 50 до 1600 м3/сут при рабочем давлении до 21 МПа.

Расход измеряют расходомерами различных типов. Например, расходомер конструкции института Гипротюменнефтегаз включает в себя датчик шарикового типа марки РШ-4 и интегратор расхода ИРЖ-1 или ИРЖ-2.

Рис. 33 Арматура нагнетательная АНК 1

1 быстросборное соединение; 2 вентиль с манометром; 3 задвижка; 4 тройник; 5 обратный клапан; 6 фланец; 7 трубная обвязка.

Техническая характеристика датчика расхода РШ-4, устанавливаемого на устье скважины, следующая:

Рабочее давление, Мпа 16

Пределы измерения расхода, м3/сут 240-12000

Условный диаметр, мм 100

Температура, 0 С измеряемого потока воды 5-40

Воздуха -50-+50

Габаритные размеры, мм 340х345х265

Масса, кг47

Допустимое содержание МП ,г/л 40

Допустимый размер частиц МП, мм 8

oilloot.ru

Нагнетательная, водонагнетательная скважина - Техническая библиотека Neftegaz.RU

Нагнетательная скважина - скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт месторождения нефти и газа с целью поддержания пластового давления

В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость (вода), таким образом обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе.

На большинстве месторождений поддержание пластового давления обеспечивается путем нагнетания воды в скважины с законтурным или внутриконтурным их расположением.

Если водонагнетательная скважина находится за пределами контура нефтеносности, то порода на 100 % насыщена водой, и осваивать скважину легче.

Если скважина находится внутри контура нефтеносности, то величина коэффициента нефтенасыщенности породы существенно больше коэффициента водонасыщенности, что усложняет освоение скважины из-за необходимости проведения работ по уменьшению нефтенасыщенности породы призабойной зоны пласта.

Внутриконтурный ряд нагнетательных скважин обычно осваивают через одну, т.е. когда в 1 скважину уже закачивают воду, 2 соседние (с обеих сторон в ряду) эксплуатируются как нефтяные с максимально возможным отбором жидкости.

Отбор из скважин нагнетательного ряда, предназначенных к освоению, осуществляется до тех пор, пока они не будут обводняться пресной водой, нагнетаемой в соседние, уже освоенные под закачку и работающие как нагнетательные скважины.

Такая последовательность освоения скважин позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к рядам эксплуатационных скважин.

Нагнетательные скважины используются:

- при разработке нефтяных, газоконденсатных и др месторождений с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых;

- для подачи в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др.

- при подземном хранении газа,

- разработке угольных месторождений способом подземной газификации и др.

Конструкция нагнетательных скважин выбирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др.

Выбор методов воздействия на породу призабойной зоны пласта должен быть нацелен на то, чтобы освободить ПЗП от твердых отложений нефти и от самой нефти.

В устойчивых горных породах забой скважины оставляют необсаженным, в неустойчивых - спускают обсадную колонну (ПЗП перфорируют, особенно в низкопроницаемых интервалах вскрываемого пласта).

Начало скважины называется её устьем, дно - забоем, внутренняя боковая поверхность - стенками.

Устье скважины оборудуют задвижками и манометром, в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (до кровли поглощающего пласта).

Герметичность нагнетательных скважин обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья, а в случае необходимости - применением пакеров.

Основная рабочая характеристика нагнетательных скважин - приемистость скважины.

Контроль работы, а также техническое состояние нагнетательных скважин осуществляют термометрами, расходомерами и тд.

Нагнетательные скважины нужно регулярно промывать для предотвращения заиливание взвешенными частицами боковой поверхности скважины, поскольку эта поверхность в нагнетательной скважине выполняет роль фильтра.

Подводящие трубопроводы также нужно чистить (грязь и коррозия).

neftegaz.ru

Добыча нефти и газа

Трубопроводы, соединяющие кустовые насосные станции с водораспределительными пунктами и нагнетательными скважинами, обычно сооружают из бесшовных стальных труб:

 - горячекатаных по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8732-78;

- холоднотянутых по ГОСТ 8733-87 и ГОСТ 8734-75.

Применяются также бесшовные стальные трубы с различными защитными покрытиями внутренней поверхности.

Оборудование нагнетательных скважин

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление (рис.33). Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Наиболее часто используют арматуру типа 1АНЛ-60-200 или АН1-65-210 с проходным сечением фонтанной ёлки 60-65 мм на рабочем давление до 20 МПа.

Вода от кустовой насосной станции подаётся через тройник устьевой арматуры в НКТ, нейтральная (буферная) жидкость через отросток крестовика в затрубное пространство.

Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ.

Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется задвижкой или регулятором расхода, например типа 1УР-50 с условным диаметром 50 мм, рассчитанным на автоматическое регулирование расхода в пределах от 50 до 1600 м3/сут при рабочем давлении до 21 МПа.

Расход измеряют расходомерами различных типов. Например, расходомер конструкции института Гипротюменнефтегаз включает в себя датчик шарикового типа марки РШ-4 и интегратор расхода ИРЖ-1 или ИРЖ-2.

Рис. 33 Арматура нагнетательная АНК 1

1 быстросборное соединение; 2 вентиль с манометром; 3 задвижка; 4 тройник; 5 обратный клапан; 6 фланец; 7 трубная обвязка.

Техническая характеристика датчика расхода РШ-4, устанавливаемого на устье скважины, следующая:

Рабочее давление, Мпа 16

Пределы измерения расхода, м3/сут 240-12000

Условный диаметр, мм 100

Температура, 0 С измеряемого потока воды 5-40

Воздуха -50-+50

Габаритные размеры, мм 340х345х265

Масса, кг47

Допустимое содержание МП ,г/л 40

Допустимый размер частиц МП, мм 8

oilloot.ru

Оборудование нагнетательных скважин — КиберПедия

С выработкой высокопродуктивных пластов нефтяного месторождения из­меняются и требования к системе ППД. Внедрение очагового заводнения при разработке верхних малопродуктивных пластов поставило перед ППД задачу перехода на менее производительное оборудование. На существующих КНС подключенные нагнетательные скважины имеют различную приемистость ( от 20 до 600мз/сут ) и различное необходимое рабочее давление (13,0 - 20,0 МПа ). Нагнетательные скважины со слабопроницаемыми коллекторами, как правило, не участвуют в процессе разработки. Кроме того, наблюдаются потери давления вследствие большой протяженности водоводов (1,5 - 2,5 км). Увеличение же давления на самих КНС свыше 19,5 МПа нецелесообразно вследствие возникно­вения порывов [3].

Внедрение насосов высокого давления не полностью решило вопрос разработки слабопроницаемых коллекторов. Внедрение насосов УЭЦН непосредственно на скважинах позволяет повы­сить эффективность разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечь в разработку слабопроницаемые коллектора. Этот способ закачки воды в нагнета­тельные скважины включает подачу воды по трубопроводу через устьевую за­порную арматуру на прием насоса ЭЦН, при этом закачку воды в пласт осущест­вляют при обеспечении необхо

димого давления через обратный клапан по НКТ, а для защиты эксплуатационной колонны от перепадов давления используют пакер, установленный выше кровли пласта.

Насосная установка для осуществления данного способа состоит из насосно-компрессорных труб, устьевой запорной арматуры, патрубка, погружного элек­тродвигателя и насоса, при этом погружной электродвигатель расположен в верхней части насосной установки, насос выполнен секционным, количество секций насоса взаимосвязано с давлением нагнетания, а в нижней части уста­новки размещен компенсатор вертикальных нагрузок для снятия линейных пере­мещений НКТ и веса насосной установки. К наземному оборудованию относятся силовой трёхфазный маслонаполненный трасформатор ТМЭ, комплектное устройство для управления и защиты электродвигателя КУПНА и оборудование устья шурфа .

В эксплуатационную колонну на перфорированном патрубке спущена насос­ная установка, содержащая компенсатор, погружной электродвигатель с кабе­лем, который через протектор соединен с секционным насосом, обратным кла­паном и эксцентричной муфтой, служащей для передачи давления на выходы секци­онного насоса по импульсной трубке на электро-контактный манометр (ЭКМ), установленный на устьевой запорной арматуре. ЭКМ позволяет отключить насосную установку при достижении рабочего давления выше допустимого, а также при падении давления на входе в насос ниже допустимого. Расположенный ниже эксцентричной муф­ты компенсатор вертикальных нагрузок предотвращает линейные перемещения НКТ и снимает их вес с насосной установки. НКТ оборудованы пакером, распо­ложенным выше кровли пласта. Межтрубное пространство заполняется ингибированной водой. Насосная установка регулирует и поддерживает режим работы нагнетательной скважины следующим образом: вода от системы разводящих трубопроводов низкого давления поступает по трубопроводу через устьевую за­порную арматуру на прием секционного насоса. Приобретая необходимое для нагнетания давление, вода поступает в пласт через



обратный клапан, предотвра­щающий излив из пласта при остановке. Для защиты эксплуатационной колонны от повышенного давления используют пакер, установленный выше кровли пласта .

По необходимому рабочему давлению и в зависимости от давления на приеме насоса подбирается количество секций насосной установки, что позволяет охватить процессом заводнения различные участки площадей в зависимости от приеми­стости.

В 1996 - 1997 годах совместно со специалистами АО «Алнас» и ОАО «Татнефть» разработан и успешно внедрен специализированный погружной насос для нагнетательной скважины. В настоящее время АО «Алнас» освоило выпуск нор­мального ряда таких насосов производительностью от 20 до 500 м3/сут и давле­нием от 10 до 25,0 МПа.

В 1997 году был получен патент N 2132455 на изобретение «Способ закачки воды в нагнетательную скважину и насосная установка для его осуществления». Применение данного способа для закачки воды позволяет улучшить регулирова­ние процессов разработки нефтяных пластов, режим работы нагнетательной скважины не зависит от других скважин, подключенных к КНС, что позволяет час­тично автоматизировать работу нагнетательной скважины, поднять рабочее дав­ление на устье нагнетательной скважины, осуществить индивидуальный подбор типоразмера насоса по приемистости конкретной скважины, кроме того, обеспе­чивается принципиальная возможность перехода на низконапорную систему поддержания пластового давления с кратным снижением капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Данное изобретение может быть использовано также для дозировки ингибиторов, реагентов при обработке скважины, утилизации сточных вод .



Способ закачки воды в нагнетательную скважину реализуется с помощью насосной установки, представленной на рис.4.

В настоящее время в НГДУ работает 25 таких установок, иих эксплуатация вы­явила некоторые недостатки. Одним из существенных недостатков данной конструкции является несовер­шенство компенсатора вертикальных нагру

зок конструкции «ТатНИПИнефть». Наряду с приемом воды из затрубья скважины создается перепад давления меж­ду затрубьем и НКТ, происходят утечки по компенсатору и установка начинает работать сама на себя. В настоящее время производится замена компенсатора конструкции «ТатНИПИнефть» на обычную плунжерную пару от штангового насоса, которая оказалась надежной .

 

Рис.4. Погружная насосная установка для закачки воды

 

Имея большой накопленный опыт эксплуатации погружных насосов на нагнета­тельных скважинах и учтя все ошибки и конструктивные особенности, НГДУ выдало задание на разработку новой конструкции механизированного привода для нагнетательной скважины 000 «Нефтепроммаркет» завода «Ижнефтемаш» в г. Ижевске (заявка на патент N 99109860 от 12.05.99 г.). Была разработана техническая документация, один экземпляр такой установки был изготовлен в 1998 году и смонтирован в НГДУ «Лениногорскнефть» на скв.

N 4066А. Конструктивной особенностью данной установки является вынос электродвигателя на поверхность, т.е. на арматуру нагнетательной сква­жины.

Насос устанавливается в нагнетательную скважину на глубине 20 метров от устья. Для компенсации верхних перемещений выкидная труба через ниппель подвижно соединяется с подвеской НКТ. Подвеска НКТ оборудуется па кером в нижней части (выше кровли пласта). Межтрубное пространство заполняется ингибированной водой. Замер приемистости регистрируется СВУ на блоке-гребенке (БГ).

Установка выполнена для применения с погружным центробежным насосом типа ЭЦНМ, располагаемого в вертикальной скважине, с приводом от электродвигателя, установленного на поверхности. Данные установки предназначены для погружных центробежных насосов с производительностью 50-125 м3/сут, и напором 850-2250м.

Установка УНЦВ состоит из следующих основных частей: основания, корпуса, электродвигателя 3, зубчатой муфты, подшипниковой опоры, трансмиссионного вала 4, сальникового уплотнения 5. Привод вращения вала насоса осуществляется от фланцевого электродвигателя 3 через трансмиссионный вал 4, который соединяется с валом электродвигателя через втулку конусную, вал переходный и зубчатую муфту с валом насоса через шлицевую муфту. Выходтрансмиссионного вала из полости избыточного давления осуществляетсячерез сальниковое уплотнение 5. Пуск и защита электродвигателя обеспечиваются станцией управления. Вода от внешней насосной станции через входной патрубок поступает на вход насоса ЭЦНМ5. Далее насосом жидкость подается по напорному трубопроводу через обратный клапан и пакер в скважину .

 

Рис.5. Установка с поверхностным приводом для закачки жидкости в пласт

Для контроля давления воды на входе и выходе должны быть установлены манометры, взятые из комплекта ЗИП и установленные с применением деталей из комплекта ЗИП. На выходе предусмотрен ручной кран. Для контроля температуры подшипникового узла установлен датчик температуры.

4.3. Требования к закачиваемой воде

Поддержание пластового давления на залежи осуществляется путем закачки воды в нагнетательные скважины. Источником водоснабжения является очищенная сточная вода, добытая попутно из бобриковских отложений и пресная - с Карабашской УПТЖ.

С целью поддержания технологически приемлемого уровня приемистости нагнетательных скважин, закачиваемые воды должны очищаться от нефти и

 

механических примесей до норм: содержание нефти в воде 60 мг/дм3 и мехпримесей до 50 мг/дм3.

Нефтепромысловую, сточную воду очищают от нефти и мехпримесей путем фильтрования через гидрофобный, жидкостной фильтр с последующим отстаиванием в динамических условиях. Отстоявшуюся воду через буферный резервуар откачивают в систему ППД. Основным требованием к качеству пластовых вод, подлежащих закачке в пласт, является размер загрязняющих ее частиц, диаметр которых должен быть в пределах от 1,2 мкм до 1,7 мкм. Кроме того, должны соблюдаться следующие требования:

- Собственная стабильность химического состава, исключающая выпадение осадков в пористой среде;

- Совместимость с водой, содержащейся в пласте;

- Повышенная нефтевымывающая способность, обусловливающая увеличение нефтеотдачи пласта;

- Низкая агрессивность, исключающая или сводящая к минимуму коррозионные процессы оборудования системы ППД;

- Высокая степень чистоты обусловливающая максимальную длительность межремонтных периодов скважин и поддержание высокой степени приемистости нагнетательных скважин, вскрывших пласты с различными характеристиками, при низком давлении нагнетания;

- Температура воды должна исключать существенное охлаждение

- пласта, изменение вязкостных характеристик вытесняемой нефти

и возможность выпадения АСПО в пористой среде пласта и, особенно в призабойной зоне;

- Закачиваемая вода не должна содержать в себе кислород, вызывающий формирование гидратов окиси железа, выделение углекислого газа, усиление коррозии оборудования и обеспечивающий поддержание жизнедеятельности микроорганизмов;

- Для выполнения планируемого объема закачки, оборудование и во

 

- доводы проектировать в антикоррозионном исполнении (МПТ).

Пресная вода рек подвергается очистке от мехпримесей путем коагулировагния взвесей сернокислым алюминием, отстаиванием и последующим фильтрованием через пес

чаные фильтры. Содержание мехпримесей в очищенной речной воде составляет 5-6 мг/дм3. При транспортировке вода обогощается продуктами коррозии, вследствие чего содержание в ней мехпримесей перед закачкой в пласт достигает до 10 мг/дм3. К пресной воде предъявляются следующие требования:

ü В воде не должно содержаться планктона и водорослей;

ü Концентрация сульфатвосстанавливающих бактерий не должна превышать одной единицы на миллилитр воды;

ü Температура закачиваемой воды не должна отрицательно влиять на нефтеотдачу и выпадение парафина;

ü Закачиваемая вода должна быть совместима с пластовой и не формировать осадков.

 

cyberpedia.su

Нагнетательные трубопроводы. оборудование нагнетательных скважин

Трубопроводы, соединяющие кустовые насосные станции с водораспределительными пунктами и нагнетательными скважинами, обычно сооружают из бесшовных стальных труб:

 - горячекатаных по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8732-78;

- холоднотянутых по ГОСТ 8733-87 и ГОСТ 8734-75.

Применяются также бесшовные стальные трубы с различными защитными покрытиями внутренней поверхности.

Оборудование нагнетательных скважин

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление (рис.33). Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Наиболее часто используют арматуру типа 1АНЛ-60-200 или АН1-65-210 с проходным сечением фонтанной ёлки 60-65 мм на рабочем давление до 20 МПа.

Вода от кустовой насосной станции подаётся через тройник устьевой арматуры в НКТ, нейтральная (буферная) жидкость через отросток крестовика в затрубное пространство.

Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ.

Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется задвижкой или регулятором расхода, например типа 1УР-50 с условным диаметром 50 мм, рассчитанным на автоматическое регулирование расхода в пределах от 50 до 1600 м3/сут при рабочем давлении до 21 МПа.

Расход измеряют расходомерами различных типов. Например, расходомер конструкции института Гипротюменнефтегаз включает в себя датчик шарикового типа марки РШ-4 и интегратор расхода ИРЖ-1 или ИРЖ-2.

Рис. 33 Арматура нагнетательная АНК 1

1 быстросборное соединение; 2 вентиль с манометром; 3 задвижка; 4 тройник; 5 обратный клапан; 6 фланец; 7 трубная обвязка.

Техническая характеристика датчика расхода РШ-4, устанавливаемого на устье скважины, следующая:

Рабочее давление, Мпа 16

Пределы измерения расхода, м3/сут 240-12000

Условный диаметр, мм 100

Температура, 0 С измеряемого потока воды 5-40

Воздуха -50-+50

Габаритные размеры, мм 340х345х265

Масса, кг47

Допустимое содержание МП ,г/л 40

Допустимый размер частиц МП, мм 8

oilloot.ru

Устьевое оборудование нагнетательных скважин

Нагнетательная арматура предназначена для герметизации устья на­гнетательных скважин и контроля закачки воды. Нагнетательная арматура устанавливается на колонную обвязку или колонный фланец. Через на­гнетательную арматуру производится спуск инструмента и приборов при исследовании скважин.

Нагнетательная арматура состоит из фонтанной елки и трубной об­вязки. Типоразмер устанавливаемой нагнетательной арматуры опреде­ляется глубиной залегания продуктивного пласта, расчетным давлением. Выпускаются нагнетательные арматуры типоразмеров, представленных в таблице 4.

Система ППД, строительство и эксплуатация системы трубопроводного транспорта

Таблица 4

Технические характеристики устьевой арматуры нагнетательных скважин

 

 

 

Показатели Арматура
ДНК 1-65x21 АНК-65х21 AHKI-65x35 АНМ 50x21
Условный проход ствола и боковых отводов, мм
Давление, мПа, рабочее пробное
Скважинная среда Коррозионная (вода техническая, сточная нефтепромысловая и морская с содержанием механических примесей не более 25 мг/л, размером твердых частиц не более 0,1 мм)
Запорное устройство (прямоточная задвижка) ЗМС1 ЗМ ЗМС1 ЗМ65х21ХЛ

Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины (рис. 5).

Схема АНК1-65х21

Рис. 5. Арматура нагнетательная ЛИК-1 с обвязкой скважины:

1 – быстросборное соединение; 2 – вентиль с манометром; 3 – центральная задвижка;

4 – тройник; 5 – штуцер; 6 – фланец; 7 – трубная обвязка; 8 – трубная задвижка;

9 – вентиль для замера Ру; 10 – затрубная задвижка; 11 – секущая задвижка;

12 – вентиль для замера рабочего (линейного) давления

К конструкции нагнетательных скважин предъявляются следующие требования:

– оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого учитываются состав, физико-химические свой­ства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания;

– нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необхо­димости, пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента;

– для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указан­ного оборудования незамерзающей жидкостью.



Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 6845;


Похожие статьи:

poznayka.org

Обслуживание нагнетательных скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

У ГНТУ

Нефтяная компания ЮКОС

 

Справочник инженера по добыче нефти

Принцип работы нагнетательной скважины

Вода от ВРБ (ВРГ) подаётся через нагнетательную линию скважины и тройник устьевой арматуры в НКТ, а по ним поступает в пласт. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ. Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется штуцером (5) или регулятором расхода (см. рис.10.6.2). Для контроля процесса нагнетания воды арматура скважины оборудуется вентилями высокого давления (9 и 12).

3

6

2

7

1

1

1

Рис. 10.6.2 - Арматура нагнетательная АНК 1 с обвязкой

скважины

1 – быстросборное соединение; 2 – вентиль с манометром; 3 –

центральная задвижка; 4 – тройник; 5 – штуцер; 6 –фланец; 7 – трубная

обвязка; 8 – трубная задвижка; 9 – вентиль для замера Ру; 10 – затрубная

Обслуживание нагнетательных скважин осуществляют операторы по поддержанию рабочего давления. Нагнетательные скважины обслуживаются ежедневно. При обслуживании нагнетательных скважин контролируются:

-рабочее (линейное) и устьевое давление;

-работа контрольно-измерительных приборов и аппаратуры;

-состояние запорной арматуры и фланцевых соединений;

-состояние защитных устройств;

Стр. 250

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

У ГНТУ

Нефтяная компания ЮКОС

 

Справочник инженера по добыче нефти

- состояние (наличие) штуцера или регулирующего устройства.

Ремонт нагнетательных скважин

Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины определяется геологической и технологической службами цеха ППД по результатам исследований. Необходимость ремонта наземного оборудования определяется мастером ЦППД и подтверждается начальником цеха. Ремонт нагнетательных скважин выполняется бригадами ПРС и КРС. Бригада подземного (текущего) ремонта скважин производит смену запорной арматуры, а бригада капитального ремонта производит ремонтно-изоляционные работы,

устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение различного рода аварий, ввод скважин в эксплуатацию и работы по увеличению приемистости скважин.

Ремонт нагнетательных скважин производится на основании плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т.д. Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту. Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен следующий объем работ:

-проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги;

-подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.

-подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения.

-закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного.

Вывод на режим и исследование нагнетательных скважин

Целью вывода нагнетательной скважины на режим является приведение рабочего давления и расхода жидкости в соответствие с режимными параметрами. Вывод скважины на режим осуществляется исходя из технологического режима работы нагнетательных скважин, утверждаемого главным инженером предприятия.

Стр. 251

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

У ГНТУ

Нефтяная компания ЮКОС

 

Справочник инженера по добыче нефти

Задачей оператора по поддержанию пластового давления при выводе скважины на режим является контроль за рабочим давлением и количеством закачиваемого рабочего агента. Вывод на режим осуществляется следующим образом:

-оператор ППД ежедневно производит замеры давления и расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение первых 2-3 дней при относительно низком давлении закачки

наблюдается большой расход рабочего агента, это связано со снижением давления в призабойной зоне скважины после ремонта;

-после стабилизации рабочего давления осуществляется регулирование режима работы скважины. Путем подбора диаметра штуцера или проходного сечения регулирующего устройства рабочее давление и расход по скважине приводятся

в соответствие с режимными показателями.

Скважина считается выведенной на режим, если три замера расхода рабочего агента по скважине в течение суток соответствуют режимным показателям при неизменном давлении закачки.

В процессе эксплуатации скважин при помощи забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. Пластовое давление, фильтрационные параметры пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются путем исследования скважин методами падения забойного давления и установившихся пробных закачек.

Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту закачиваемой воды изучаются по динамике давления на различных участках пласта, результатам исследований методом гидропрослушивания, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров.

Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных скважинах устанавливается предприятием в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово-

геофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.

Стр. 252

studfile.net

 

Полезная модель относится к нагнетательной скважине системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений. Оборудование содержит перфорированную на продуктивный пласт эксплуатационную колонну и устьевую арматуру, на которой подвешена колонна труб с башмаком, спущенным выше интервала перфорации эксплуатационной колонны. Башмак колонны труб компонуется из труб с боковыми отверстиями, причем суммарная площадь их и внутреннего гидравлического канала больше площади внутреннего сечения эксплуатационной колонны на глубине спуска башмака.

Полезная модель относится к оборудованию нагнетательной скважины системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений.

Известно оборудование нагнетательных скважин, содержащее перфорированную на продуктивный пласт эксплуатационную колонну и устьевую арматуру, на которой подвешена колонна труб с башмаком, спущенным выше интервала перфорации эксплуатационной колонны [В.А.Еронин, А.А.Литвинов и др. Эксплуатация систем заводнения пластов. «Недра»: М., 1967 г. с.219-227, рис.95, 100]. С устья скважин вода подается по колонне труб в пласт. В нагнетательные скважины закачивается подтоварная вода, содержащая до 60 м г/л нефти.

Из-за разности плотностей воды и нефти при движении водонефтяной смеси по трубам вниз возникает относительное движение нефти и воды (относительная скорость до 13-15 см/с). При скорости потока жидкости по эксплуатационной колонне менее указанных величин нефть всплывает в потоке и поступает в затрубное пространство скважины. Таким образом, установка нижнего конца колонны труб (башмака) выше интервала перфорации позволяет закачивать в пласты воду с содержанием нефти меньше, чем подается ее в колонну труб на устье. Периодически накопленная нефть из затрубья откачивается.

Недостатком компоновки оборудования является то, что при истечении жидкости из труб поток ее имеет скорость выше, чем скорость потока жидкости,

движущегося вниз по эксплуатационной колонне (разница в площадях). Частицы жидкости, истекающие из труб, как бы наталкиваются и ударяются о частицы жидкости в эксплуатационной колонне. Происходит завихрение и закручивание струй с возникновением известных в гидравлике [Е.З.Рабинович. Гидравлика. «ГИТТЛ»: М., 1956 г., с.185-188, рис.105] местных гидравлических сопротивлений. Закручиваемые струи жидкости в эксплуатационной колонне образуют на глубине башмака труб специфический гидравлический затвор, который блокирует уход (всплытие) в затрубье скважины нефти, отделившейся от потока подтоварной воды с нефтью в эксплуатационной колонне. Нефть уносится с водой в пласт, ухудшая его коллекторские свойства. Кроме того, при интенсивном перемешивании нефти и воды вращательным вихрем струй потока, исходящего из башмака, образуется устойчивая водонефтяная эмульсия, что также препятствует разделению нефти и воды.

Технической задачей, решаемой полезной моделью, является обеспечение свободной сепарации выделившейся в эксплуатационной колонне из подтоварной воды нефти в затрубное пространство скважины, т.е. исключение условий образования гидравлического затвора на глубине башмака колонны труб, выходящим из них потоком жидкости.

Поставленная цель достигается тем, что башмак колонны труб компонуется из труб с боковыми отверстиями, через которые жидкость поступает в затрубное пространство нагнетательной скважины. На глубине спуска башмака суммарная площадь его внутреннего гидравлического канала и боковых отверстий должна быть больше площади внутреннего сечения эксплуатационной колонны.

Сущность полезной модели заключается в том, что жидкость в эксплуатационную колонну из колонны труб поступает не только через центральный гидравлический канал башмака, но и через боковые перфорационные отверстия в нем. Таким образом, создается скорость истечения жидкости из центрального канала башмака меньше, чем скорость движения жидкости в эксплуатационной колонне. При данном исполнении башмака закручивание потока и образование затвора, препятствующего сепарации нефти в затрубье, не произойдет.

Струи жидкости, истекаемые из боковых перфорационных отверстий и образующие поток жидкости, движущийся вниз по затрубью, не должны препятствовать сепарации нефти в затрубье скважины. Скорость потока жидкости в затрубье должна быть меньше, чем относительная скорость движения нефти в воде (13-15 см/с).

На чертеже схематично представлено оборудование нагнетательной скважины, предлагаемое по полезной модели, которое обеспечивает высокий процент удаления нефти из закачиваемой в пласт подтоварной воды.

Оборудование нагнетательной скважины, содержащие эксплуатационную колонну 1, перфорированную 2 в интервале продуктивного пласта 3, в который ведется закачка воды. На устье скважины для ее герметизации и управления режимами закачки устанавливается арматура 4. На арматуре 4 подвешивается колонна труб 5, по которой подается вода с устья в пласт 3. Башмак 6 колонны труб 5 находится на 8-40 м выше интервала перфорации, что позволяет сепарировать выделившуюся в эксплуатационной колонне из потока подтоварной воды нефть в затрубье (между эксплуатационной колонной

1 и колонной труб 5). Башмак 6 перфорирован. Количество и площадь перфорированных отверстий определяются гидравлическими расчетами. Условие - из проходного сечения башмака обеспечить истечение жидкости со скоростью меньше, чем скорость движения жидкости вниз по эксплуатационной колонне.

Пример. В скважину с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 120 мм, спускается колонна труб с внутренним диаметром 60 мм. Закачивается в скважину 80 м3/сут подтоварной воды. Плотность воды 1.0 г/см3, а нефти 0.8 г/см 3, относительная скорость нефти и воды 15.0 см/с. Требуется определить площадь перфорационных отверстий башмака.

1. Скорость движения потока жидкости в эксплуатационной колонне

где Fэ - внутренняя площадь эксплуатационной колонны, м. Скорость движения потока жидкости вниз 8,4 см/с практически в два раза меньше скорости всплытия капелек нефти (13,0-15,0 см/с), что обеспечивает эффективное разделение нефти и воды.

Для обеспечения равенства скорости жидкости в эксплуатационной колонне и на выходе из башмака через него следует вести подачу жидкости с расходом:

q=86400·V э·Fm=86400·0,084·0,0028=20,3 м 3/сут

При общей закачке 80 м3 /сут через боковые отверстия башмака должна истекать жидкость с расходом

q0=80-20,3=59,7 м 3/сут

Скорость движения вниз потока жидкости в затрубном пространстве скважины:

Т.е. обеспечивается всплытие нефти (13,0-15,0 см/с) в затрубье. Площадь отверстий f определяется из известной зависимости истечения жидкости через отверстия:

poleznayamodel.ru

Добывающая скважина. Конструкция, оборудование добывающих нефтяных скважин

Для эффективной разработки и разведки месторождений нефти современными компаниями используются разнообразные технические решения и добывающие нефтяные скважины представляют собой их неотъемлемый элемент. Она выглядит как цилиндрический стол, выбуренный в пластах земли и горной породы, что позволяет человеку получить доступ внутрь. Главная задача добывающей нефтяной скважины – это: 

  • открытие доступа к месторождению нефти;
  • подача нефти в хранилища;
  • ликвидация остатков горных пород.

Что такое добывающая нефтяная скважина?

Классическая нефтяная скважина представляет собой горную выработку круглого сечения, диаметр которой может достигать 4 метров. Ее предназначение – это нефтедобыча; это обуславливает расположение устьев добывающих скважин – как правило, их бурят в

ертикально. В редких случаях возможно бурение под заданным углом.


История добывающих нефтяных скважин насчитывает более ста пятидесяти лет:

  • впервые разработка и создания скважины для последующей нефтедобычи было осуществлено в 1846 году. Поставленные задачи были реализованы в поселке близ города Баку, который на тот момент территориально относился к Российской Империи. Рабочие создали скважину глубиной 21 метр;
  • первая эксплуатационная добывающая скважина в России была разработана чуть позже – в 1864 году. Пробурили ее на Кубани;
  • в Америке скважина для добычи нефти была пробурена в 1857 году в Эннискилене. Ее глубина составила всего 15 метров. Однако, согласно данным, добыча нефти началась чуть позже – в 1859 году.
  • В 1930 году в Баку был разработан с последующим успешным использованием способ наклонно-направленного бурения, который активно используется и по сегодняшний день.

Сооружаются добывающие нефтяные установки посредством последовательного бурения земляных и горных пород с использованием долот и станков, а также прочих вспомогательных механизмов. Разбуренный материал и остатки земли и горных пластов при этом удаляются, а стенки укрепляются от размытия и разрушения. Степень укрепления будет зависеть от характера горной породы. Процедура добычи нефти может реализовываться несколькими способами, наиболее распространенные из которых – фонтанирование (при избыточном давлении в скважине) либо посредством нагнетательных установок.

Добывающие нагнетательные скважины

Оборудование добывающих скважин, функционирующих по принципу нагнетания, используется для того, чтобы получить возможность управления процессами, происходящими в пласте месторождения. Это хороший метод для всестороннего исследования месторождения, получения данных, необходимых для эксплуатации скважин, параметрах пласта, активности бассейна и прочих характеристиках.

Добывающие нагнетательные скважины функционируют, в основном, стационарно. Это необходимо для того, чтоб было возможно объективно выявить технологическую эффективность посредством аналитики базовых и фактических показателей, а также их сравнения с отраслевыми данными по методологии. Еще одна задача нагнетательного оборудования – это управление процессами, имеющими место в месторождении при его разработке для добычи нефти.

Конструкция нефтяной скважины и технология ее бурения

В строении конструкции добывающей скважины стандартного типа учитывают:

  • устье добывающей скважины;
  • ствол скважины;
  • конец или забой.
Устье считается верхним элементом конструкции: его функциональна задача – это снижение к минимуму рисков обвалов и разрушения пород верхних слоев. Также устье помогает защитить оборудование и саму скважину от размытия буровым раствором. Следующий функциональный элемент – это ствол. Важная задача элемента состоит в определении направления буровых работ по месторождению и ликвидации остатков горных пород. Забой необходим для укрепления глубинны колонн, кроме того, именно он отвечает за добычу нефти из пласта.

Оборудование добывающих скважин для работы с нефтью выполняет следующие операции:

    1. Использование буровых установок, станков и долот позволяет осуществить заглубление ствола на необходимую для месторождения глубину.
    2. Разрушенные горные породы и земля удаляются из скважины.
    3. Первое погружение в скважину позволяет выполнить ключевую задачу по укреплению забоя – устанавливаются специализированные обсадные колонны.
    4. После установки всего необходимого оборудования можно приступать к следующему этапу – аналитике нефтяного слоя. Происходит изучение химических, геофизических, а также геологически характеристик.
    5. После тщательного анализа принятия решения по разработке и эксплуатации месторождения выполняется спуск завершающей колонны на рабочую глубину. Это – завершающий этап, конструкция нефтяной скважины готова.

    Первоначальный этап бурения – это создания ствола, глубина которого будет совсем небольшой. Максимальное число – 30 метров, диаметр при этом не превышает 40 сантиметров. В последствии буры погружаются на глубины и процесс усложняется. Для закрепления пород в скважину помещаются колонны, дополнительно осуществляется обработка посредством специализированных растворов, как правило – цементирующих. Для снижения степени износа используются металлические защитные кольца для труб ствола.

    Не стоит забывать и о других важных этапах разработки нефтяного месторождения. Например, значимое место занимает совокупность работ и мер по выявлению наиболее эффективного добывания нефти. Специалистами выполняются разведывательные действия, которые в дальнейшем послужат основой для проектной документации и технологических характеристик бурения. Проект определяет количество объектов, последовательность забора нефти, методики воздействий, помогающие получить максимальный результат выработки. 

    Конструкция нефтяной скважины



    Читайте также:

    snkoil.com


    Смотрите также