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

Расстояние между нагнетательными скважинами


Размещение - добывающая нагнетательная скважина

Размещение - добывающая нагнетательная скважина

Cтраница 1

Размещение добывающих и нагнетательных скважин осуществляется дифференцированно в зависимости от коллектор-ской характеристики пластов по картам разработки или остаточных запасов.  [1]

Относительно размещения добывающих и нагнетательных скважин на газоконденсатном месторождени, разрабатываемом с поддержанием пластового давления обратной закачкой сухого газа в пласт ( сайклинг-процесс), имеются определенные рекомендации. Наилучшие результаты достигаются при размещении скважин, например, вблизи границ пласта. Однако при этом не учитывается предстоящий период разработки месторождения на истощение. Так, скважины, расположенные вблизи границы раздела газ - вода, быстро обводнятся. Добавим, что увеличение расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами приводит к значительным потерям давления в пласте, а следовательно, к ретроградным потерям конденсата.  [3]

В Башкортостане размещение добывающих и нагнетательных скважин осуществляется с учетом анизотропии пласта, проницаемости коллекторов и размеров бесконтактных полей, расположенных внутри обширных водонефтяных зон.  [4]

Для заданной схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин строится семейство линий токов и выделяется достаточное для расчетов число трубок тока в пласте со средней проницаемостью. Такой прием применяется при достаточной изученности нефтяной залежи. При меньшей изученности залежи для выполнения приближенных расчетов обводнения, фильтрация в систему скважин учитывается [56] по методу эквивалентной галереи.  [5]

С целью геолого-промыслового обоснования размещения добывающих и нагнетательных скважин строят карты характеризующие строение продуктивных пластов, в первую очередь - структурные и зональные, а также карты участков залежей, однородных по комплексу геолого-промысловых признаков.  [6]

С целью геолого-промыслового обоснования размещения добывающих и нагнетательных скважин строят карты, характеризующие строение продуктивных пластов, в первую очередь - структурные и зональные, а также карты участков залежей, однородных по комплексу геолого-промысловых признаков.  [7]

В общем случае равномерно-переменные сетки при размещении добывающих и нагнетательных скважин параллельными рядами целесообразно применять на объектах с благоприятной геолого-промысловой характеристикой, обладающих сравнительно высокой продуктивностью. Расположение скважин рядами обычно называют линейным.  [9]

Контроль и регулирование разработки при внедрении описываемых систем размещения добывающих и нагнетательных скважин осуществляются в пределах каждого блока. Большое внимание при контроле за разработкой запасов уделяется анализу динамики добычи нефти, жидкости, динамике ее обводнения, динамики изменения пластовых давлений. Карты изобар и разниц пластовых давлений строят уже не для всей залежи, а для отдельных блоков разработки. Средневзвешенное по объему ( или по площади) пластовое давление вычисляют в пределах контура нефтеносности и зоны отбора по каждому блоку разработки, а затем суммируют в целом по залежи. Регулирование разработки осуществляется путем либо изменения отборов нефти и закачки воды, либо перераспределения давлений, либо переноса фронта закачки.  [10]

На эффективность нефтеизвлечения ТрИЗ значительно влияет и система размещения добывающих и нагнетательных скважин.  [11]

Контроль и регулирование разработки при внедрении описываемых систем размещения добывающих и нагнетательных скважин осуществляется в пределах каждого блока. Большое внимание при контроле - за выработкой запасов уделяется анализу динамики добычи нефти, жидкости, динамике ее обводнения, изменения пластовых давлений. Карты изобар и разницы пластовы

www.ngpedia.ru

Разработка газовых месторождений расстояние между скважинами

Глава XIV РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ

Предположим, что мы имеем месторождение, содержащее один газоносный пласт, занимающий площадь 100 км2 и имеющий слабое падение. Предположим, что пласт более или менее однороден и имеет более или менее одинаковую проницаемость и приблизительно одинаковую мощность. Для равномерного покрытия такой газоносной площади при расстояниях между скважинами 1000 м по квадратной сетке потребуется 100 скважин, а если мы уменьшим расстояния вдвое, число скважин увеличится в 4 раза.

Число скважин обратно пропорционально квадрату расстояний. Это показывает, какое громадное практическое значение имеет расстояние между скважинами. Увеличивая расстояние в 2 раза, мы уменьшаем буровую программу в 4 раза. Уменьшатся не только капитальные затраты. Уменьшатся и эксплоатационные расходы, но не в такой степени. При больших расстояниях относительная длина газопроводов, водопроводов, кабелей, дорог и т. д., приходящаяся на скважину, будет больше, чем при малых, да и ходить по скважинам для их обслуживания придется дальше. Но все же уменьшение всех расходов при сильном сокращении числа скважин будет очень большое.

Даже малое увеличение расстояний будет .очень выгодно. На дебите отдельных скважин увеличение расстояний может отозваться только в благоприятную сторону. Если при малых расстояниях есть взаимное подсасывание, уменьшающее дебит отдельных скважин, то при достаточно больших расстояниях этого подсасывания почти не будет, и все скважины будут давать почти полный дебит. Что же касается суммарной добычи со всей площади, то результаты могут быть разные.

При слишком больших расстояниях часть газа в промежутках между скважинами может остаться недобытой, и суммарный дебит со всей площади при малых расстояниях может оказаться больше, чем при слишком больших расстояниях. Надо найти рациональное расстояние: не слишком малое и не слишком большое. Нужно добыть минимальным количеством скважин весь тот газ, который можно с выгодой добыть.

В истории газовой промышленности наблюдалось стремление ставить скважины на слишком малых расстояниях. С этого обычно начинали, и только практика показала, что на многих месторождениях то же количество газа можно было добыть меньшим количеством скважин. Применение слишком малых расстояний иногда объяснялось желанием иметь более короткие трубопроводы и дороги и более удобное обслуживание. Но это был самообман. В конце концов слишком малые расстояния обходились намного дороже.

Газовая промышленность США постепенно шла от малых расстояний к большим, и в 1941 г. пришла к расстояниям 1,6 км.

Подробного теоретического изучения вопроса о расстояниях между газовыми скважинами в США сделано не было.

В выборе расстояний руководствовались данными практики по разработке очень многих месторождений и в том числе почти совершенно истощенных. Практика была чрезвычайно разнообразна. Применялись и очень малые расстояния, и расстояния средних размеров* и очень большие расстояния. Число газовых месторождений в США* бывших в разработке, превысило 900, а число газовых скважин превзошло 100000.

Существуют формулы, в которых рациональное расстояние определяется в зависимости от ряда природных факторов и некоторых факторов, характеризующих скважины.

Например, есть формулы, определяющие расстояние в зависимости от следующих факторов:

1.    Проницаемость пласта.

2.    Мощность пласта.

3.    Индекс продуктивности.

4.    Диаметр скважины.

5.    Вязкость газа.

Главным из этих факторов является проницаемость пласта, на как раз эту-то величину мы в достаточной степени точно знать не можем. Проницаемость пласта есть величина чрезвычайно изменчивая. В одном и том же пласте она меняется очень сильно на малых расстояниях. Особенно изменчива проницаемость известняковых и доломитовых-пластов. Иногда на коротком протяжении она меняется в пределах от ничтожной величины до 3,5 дарси152. Мы не можем вывести более или менее точно даже среднюю проницаемость. Как бы много кернов мы ни взяли из пласта, нет уверенности, что полученный нами средний вывод из многочисленных определений проницаемости есть действительно средняя проницаемость данного пласта. Но взять керны из очень большого числа скважин, находящихся на малых расстояниях, мы не можем, так как вообще при разработке газовых месторождений применяются большие расстояния.

Мощность пласта есть также меняющаяся величина. Нужно очень большое число скважин и кернов, вынутых из скважин, чтобы определить среднюю мощность пласта. Индекс продуктивности, т. е. число м3 газа в сутки, приходящееся на 1 am понижения давления при добыче, даже для одной скважины не есть величина постоянная. Обычног но не всегда она понижается при понижении противодавления, т. е. на каждую следующую атмосферу понижения динамического давления скважина дает все меньше и меньше.

Даже диаметр скважины нет возможности точно знать, так как для указанной формулы требуется не диаметр последней колонны обсадных труб й не диаметр долота, которым пробурен пласт, а «эффективный диаметр скважины». Его точные размеры неизвестны. Может быть в пласте образовалась каверна или может быть фильтр против пласта с внешней стороны загроможден обломками породы. Торпедирование и обработка соляной кислотой сильно увеличивают эффективный диаметр, а насколько — неизвестно. Большинство газовых скважин в США торпедируются.

Вязкость газа имеет малое значение и ее можно не вводить в формулу .

Есть экономические формулы, в которых расстояние между скважинами определяется в зависимости от стоимости бурения скважины и цен на газ. Предполагается, что с увеличением числа скважин на площади увеличивается суммарная добыча, уменьшается суммарный дебит каждой отдельной скважины и возрастает себестоимость добытого газа. Но в этом увеличении числа скважин есть экономический предел, дальше которого итти не выгодно. Экономические формулы и определяют этот предел. Они сопровождаются кривыми и таблицами. Если мы на оси абсцисс нанесем деления для площади, приходящейся на скважину, а на оси ординат — отношение первоначальных запасов газа к суммарной добыче при том или ином расстоянии между скважинами, мы получим гиперболу. Таковы, например, формулы и кривые Фелпса153. Мы и эти формулы рекомендовать не можем, так как они предполагают существование какого-то идеального пласта, имеющего полную однородность, одинаковую мощность, одинаковую проницаемость и т. д. Слишком упрощенно представляют эти формулы процессы, происходящие в пласте при различных расстояниях между скважинами. Доклад Фелпса возбудил на собрании «Американского института горных инженеров

www.neftemagnat.ru

Забойное давление - нагнетательная скважина

Забойное давление - нагнетательная скважина

Cтраница 1

Забойное давление нагнетательных скважин надо ( насколько это технически возможно) увеличивать, приближая к давлению гидроразрыва пласта, но ни в коем случае не достигая давления гидроразрыва, соблюдая следующее правило: рсн 0 95 ргр, где рсн - забойное давление нагнетательных скважин; ргр - давление гидроразрыва пласта. Техническую возможность такого увеличения давления нагнетания дает применение плунжерных насосов.  [1]

Забойные давления нагнетательных скважин могут быть различны. Закон распределения давления вокруг забоя скважин близок к логарифмическому.  [2]

Во-первых, забойное давление нагнетательных скважин нельзя повышать до давления гидроразрыва пластов, если это не запроектировано специально. Во-вторых, нельзя достигнуть желаемого высокого давления нагнетания, если нет насосов, способных создать такое высокое давление при соответствующей высокой закачке воды; если обсадные эксплуатационные колонны нагнетательных скважин не обладают необходимой высокой прочностью, и этот недостаток нельзя компенсировать, защищая их с помощью пакера от высокого давления. В-третьих, забойное давление добывающих скважин почти всегда нецелесообразно повышать и нельзя снижать ниже уровня давления насыщения нефти газом. В-четвертых, снижение забойного давления до давления насыщения может оказаться технически невозможным из-за отсутствия необходимых высокопрочных насосно-компрессорных труб и штанг.  [3]

На таких залежах забойное давление нагнетательных скважин значительно выше пластового давления, и затруднительно повышением давления нагнетания создать высокое пластовое давление.  [4]

Как и в предыдущих расчетах, наибольшее забойное давление нагнетательной скважины, при котором еще отсутствует утечка нефти, равно Рсн 159 16 ат. При более высоком забойном давлении нагнетательной скважины происходит утечка нефти, но она в 1 73 раза меньше, чем прежде.  [5]

Это мероприятие, даже без повышения забойного давления нагнетательных скважин, в силу уменьшения суммарного коэффициента продуктивности добывающих скважин по жидкости ( по воде), увеличивает пластовое давление, увеличивает разность пластового и забойного давлений у работающих добывающих скважин и соответственно увеличивает их дебиты жидкости и нефти.  [6]

Давление гидроразрыва пласта равно 230, а забойное давление нагнетательных скважин - 220, т.е. оказывается близким к давлению гидроразрыва, но все-таки ниже.  [7]

Утечка нефти равна нулю ( qy 0) при забойном давлении нагнетательной скважины, равном Рси 159 16 ат и Ршк 100 ат.  [8]

Кроме того, выбранный частотный показатель отвечает условию завершения перераспределения забойного давления нагнетательных скважин.  [10]

Рассмотрим следующую ситуацию: первоначальное пластовое давление р пл выше технически возможного забойного давления нагнетательных скважин рсн, тем более выше стационарного давления при режиме искусственного воздействия ртл и забойного давления добывающих скважин рсэ.  [11]

Для того чтобы увеличить общий дебит нефти, приходится доходить до рациональных пределов: забойное давление нагнетательных скважин приближать к давлению гидроразрыва пластов, но не достигать его, устанавливать ниже давления гидроразрыва. Конкретно, например, глубина залегания нефтяных пластов 2800 м, пластовое давление соответствует гидростатическому и равно 280 ат. Забойное давление гидроразрыва пластов 280 - 2 4 672 ат; забойное давление нагнетательных скважин можно принять равным 600 ат, что составляет почти 90 % от давления гидроразрыва. При этом давление на устье нагнетательных скважин должно быть

www.ngpedia.ru

Системы с внутриконтурным воздействием

Получили в России наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, особенно средних и крупных. Применяются следующие виды:

- разрезание залежи на отдельные блоки (полосы)

- разрезание залежи на отдельные площади разработки

- сводовое заводнение

- избирательное

- очаговое

- площадное

- барьерное

Рядные системы разработки

Разновидность их — блоковые системы. При этих системах нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы или блоки обычно в направлении, поперечном их простиранию, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин параллельно разрезающим рядам.

При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — поперек зон с повышенной мощностью ( как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью коллекторов) В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды. Применяют однорядную, трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин. Более пяти рядов добывающих скважин не применяют, так как в этом случае центральная часть нефтеносной площади, воздействием на пласт заводнением ощущаться не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления и уменьшение дебитов нефти.

С целью уменьшения потерь нефти в центральных частях блоков располагают нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд играет роль стягивающего.

Как правило, все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительное время эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин, они также переводятся под закачку воды. При такой технологии вдоль разрезающего ряда в пласте создается полоса воды.

Вытеснение нефти водой достигается расширением полосы воды по направлению к добывающим рядам.

Контуры нефтеносности: 1-внешний, 2- внутренний; Скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие; Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 5- высокие, 6 - низкие

В многорядных системах разработки могут применяться как шахматное, так и линейное расположение скважин.

Рядные системы разработки характеризуют (помимо указанных основных). расстояниями между нагнетательными скважинами 2и расстояния между добывающими скважинами,а также следует учитывать ширину блока или полосы.

Блоковая система подразделяется на 1,3,5 рядные системы разработки.

0 д н о р я д н а я с и с т е м а разработки.

При этой системе расположение скважин представлено чередованием нагнетательных и добывающих рядов.

Рис.. Расположение скважин при однорядной системе разработки:

1-условный контур нефтеносности; 2-нагнетательные скважины; 3-добывающие скважины.

. Параметр при однорядной системе приблизительно равен , т.е эта система очень интенсивная. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1 — 1,5 км.

Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием.

Трехрядная и пятирядная системы.

При трех рядной системе чередуются 1 ряд нагнетательных скважин с тремя рядами добывающих.

Ширина полосы зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними.Для 3х рядной системе изменяется от 1.5 – 3км. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1:3.

Расположение скважин при трехрядной системе разработки: 1-условный контур нефтеносности;

2-добывающие скважины; 3-нагнетат. скважины

При пятирядной системе располагают скважины чередованием одного ряда нагнетательного и пяти добывающих.

Рис. Расположение скважин при пятирядной системе разработки

Параметр для пятирядной ~1:5. Ширина блока 3-4.5 км.

Однорядная и трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

По сравнению с системой законтурного и приконтурного заводнения блоковая система имеет ряд преимуществ:

- темп разработки увеличивается в 2-3 раза

- улучшаются текущие показатели разработки

- снижается расход воды, за счет уменьшения утечек воды в законтурную зону

- позволяет ускорить ввод месторождения в разработку, за счет осваивания блоков в любой последовательности

Кроме того, с возможностью:

- применения на значительных по размерам залежах, с плохой связью с законтурной областью

- повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины, путем закачки воды в каждый пласт, пропласток при расчлененных залежах

- применения очаговых скважин для влияния на внутренние участки пласта

- сократить площадь, подлежащую обустройству ППД

Основным недостатком является отсутствие применения на сильно прерывистых, линзовидных пластах с низкими коллекторскими свойствами с возможностью попасть разбуриванием нагнетательного ряда в неэффективную зону пласта (отсутствие коллектора).

Площадная система расположения скважин.

Кроме блоковых систем заводнения широко используются системы с площадным расположением скважин. Главной задачей является получение равномерного охвата залежи заводнением по мощности и площади, поэтому скважины располагают в соответствии с какой либо определенной геометрической схемой. Площадное заводнение применяют в залежах, характеризующихся большой неоднородностью по площади, низкой проницаемостью и повышенной вязкостью нефти с коэффициентом подвижности < 0.05мПа*сек

Существуют пятиточечные, семиточечные, девятиточечные, а также тринадцатиточечные системы заводнения.

Пятиточечная система.

Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная, интенсивность = 1.

Семиточечная система.

Элемент системы представляет собой правильный шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре, интенсивность = 0,5 (на 1 нагнетательную приходится 2 добывающие).

Девятиточечная система.

В поздней стадии разработки пласт оказывается занятым вытесняющей нефть водой. Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, так называемые целики нефти. Для извлечения из них нефти можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получить девятиточечную систему.

Элемент системы представляет квадрат с тремя добывающими скважинами по каждой стороне квадрата и нагнетательной скважиной в центре, w = 0,33 (соотношение нагнетательных к добывающим составляет 1:3).

Рис. 17. Элемент пятиточечной системы, превращаемый в элемент девятиточечной системы разработки; 1 - «четверти> основных добывающих скважин пятиточечного элемента; 2 - целики нефти; 3 - дополнительно пробуренные добывающие скважины;

4 - обводненная область элемента;

5 - нагнетательная скважина

Рис. 18. Схема батарейного

расположения скважин:

1 - нагнетательные скважины;

2 - условный контур нефтеносности;

3 и 4- добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R1 и второй батареи радиусом R2

Тринадцатиточечная система.

Также из семиточечной системы можно получить тринадцатиточечную

Элемент системы представляет собой шестиугольник с тремя добывающими скважинами на каждой стороне и нагнетательной скважиной в центре, w = 0,25

(соотношение 1 : 4)

Чем больше показатель w, тем выше интенсивность системы заводнения. Наиболее интенсивной является пятиточечная система площадного заводнения.

Все площадные системы – «жесткие» при этом не допускается использовать другие нагнетательные скважины для вытеснения нефти из данного элемента. Поэтому если вышла из строя нагнетательная скважина одного из элемента системы площадного заводнения, то необходимо бурить в этом элементе другую скважину, либо усиливать закачку в соседних элементах, чтобы упорядоченность потоков в элементах не нарушалась. Зато преимущество по сравнению с рядной – это возможность более рассредоточенного воздействия на пласт и большей возможностью охватить прерывистые пласты заводнением. Это особенно важно при разработке сильно неоднородных пластов. Кроме того, преимуществом является то, что данная система очень активна, так как каждая добывающая скважина с начала разработки охвачена заводнением. Главным недостатком системы является зависимость выработки элемента от одной нагнетательной скважины, асинхронностью выработки, что обеспечивает неблагоприятную динамику обводнения.

Помимо упомянутых известны следующие системы разработки:

  • разрезание залежей нефти рядами нагнетательных скважин на площади самостоятельной разработки (Ромашкинское месторождение). Применяется на крупных месторождениях с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе

  • в особых случаях для разработки пластов, с запланированным изменением направления вытеснения, могут использоваться специальные схемы расположения скважин. Например, где направление вытеснения можно менять на 90 градусов.

* Если залежь узкая, то нагнетательный ряд разбуривают вдоль основной оси месторождения и такое заводнение называется - осевым.

При избирательном заводнении нагнетательные скважины выбираются из числа пробуренных по равномерной сетке скважин, согласно геофизических и гидродинамических исследований при соблюдении трех условий:

1. нагнетательная скважина должна иметь хорошее сообщение по пластам с окружающими скважинами

2.под нагнетание выбираются высокопродуктивные скважины

3.скважины должны быть рассредоточены по площади, с целью исключения взаимовлияния при закачке воды в соседние скважины.

* очаговое заводнение

Очаговое заводнение применяют чаще всего на поздних стадиях разработки, с целью добычи нефти в невыработанных участках, целиках залежи. Скважины переводят под нагнетание, чаще всего из добывающих скважин, по тем же принципам, что и при избирательном заводнении. Дополнительное условие – нагнетательные скважины размещают в середине участка для равномерного воздействия закачки воды на окружающие скважины.

Очаговое и избирательное заводнение, применяются для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.

При этом ставится задача одновременного отбора нефти из нефтяной залежи и газа из газовой шапки. Чтобы не было перетоков нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтяную прибегают к разрезанию нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Нагнетательные скважины в этом случае располагают в зоне газонефтяного контакта (ГНК). Закачку воды регулируют, чтобы вытеснение водой нефти и газа происходило при исключении взаимных перетоков.

Расположение скважин с учетом водонефтяного и газонефтяного разделов

1- внешний контур нефтеносности; 2- внутренний контур нефтеносности;

3- добывающие скважины;

4- внешний контур газоносности; 5-внутренний контур газоносности

  • смешанные системы — комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.

studfile.net

Нагнетательный водовод - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нагнетательный водовод

Cтраница 1

Нагнетательные водоводы прокладывают по территории месторождения вместе с другими инженерными сетями для сокращения площадей, изымаемых у землепользователей. В связи с высоким рабочим давлением минимальные расстояния между нагнетательными водоводами и другими сооружениями следует принимать в 2 раза больше, чем это допускается для обычных водоводов.  [1]

Для нагнетательных водоводов применяются в основном трубы из спокойных сталей.  [2]

На нагнетательных водоводах и устьевой арматуре не допускаются какие-либо пропуски через сальники фланцевые соединения и задвижки. На всех фланцах, не имеющих уплотнительных колец или выступов со впадинами, следует устанавливать защитные кожухи. В том случае, когда открывают задвижки для снижения давления, необходимо предварительно убедиться в прочности крепления зажимных втулок на сальниках и штурвалов на штоках.  [3]

На нагнетательных водоводах и устьевой арматуре не допускаются какие-либо пропуски через сальники, фланцевые соединения и задвижки. На всех фланцах, не имеющих уплотнительных колец или выступов со впадинами, должны устанавливаться защитные кожухи. При открывании задвижек для снижения давления необходимо предварительно убедиться в прочности крепления зажимных втулок на сальниках и штурвалов на штоках.  [4]

На нагнетательных водоводах и устьевой арматуре категорически запрещаются какие-либо пропуски через сальники, фланцевые соединения и задвижки. На всех фланцах, не имеющих уплотнительных колец или выступов с впадинами, должны устанавливаться защитные кожухи. При открывании задвижек для снижения давления необходимо предварительно убедиться в прочности крепления зажимных втулок на сальниках и штурвалов на штоках. Перед заменой манометров предварительно следует убедиться в отсутствии давления в линии и в соответствии резьбы в заменяемом манометре. Затягивать манометр, удерживая его за корпус, запрещается.  [5]

Уменьшение длины нагнетательных водоводов и, следовательно, снижение стоимости системы заводнения достигается при подключении к одному водоводу двух и более нагнетательных скважин.  [6]

При лучевой системе нагнетательных водоводов принято две КНС с четырьмя ВРП, при однотрубной системе - одна КНС большой мощности. Данные табл. 42 показывают, что для принятых условий протяженность высоконапорных водоводов при линейной системе меньше, чем при лучевой. Разница в длине труб возрастает с увеличением числа скважин.  [7]

Поэтому выбор системы нагнетательных водоводов должен проводиться на основании технико-экономического анализа вариантов с учетом местных условий.  [8]

Основное достоинство линейной системы нагнетательных водоводов - меньшие протяженность сети и число КНС по сравнению с лучевой системой. Обслуживание большого числа расходомеров, установленных на устьях нагнетательных скважин и рассредоточенных на большой площади, менее удобно, чем обслуживание приборов в КНС и ВРП.  [9]

Основное достоинство линейной системы нагнетательных водоводов - меньшие протяженность сети и число КНС по сравнению с лучевой системой. Обслуживание большого числа расходомеров, установленных на устьях нагнетательных скважин и рассредоточенных на большой площади, менее удобно, чем обслуживание приборов в КНС и ВРП. При аварии магистральных водоводов, особенно на начальных участках, резко сокращается объем закачиваемой воды, так как к каждому водоводу подключается большое число нагнетательных скважин.  [10]

Итак, перевод всех нагнетательных водоводов высокого давления, работающих в очень напряженных условиях, в разряд питательных низконапорных в сочетании с расширяющимися возможностями использования предварительного сброса попутной воды и составляет решение существенной части важнейшей экологической задачи в области поддержания пластового давления.  [11]

Итак, перевод всех нагнетательных водоводов высокого давления, работающих в очень напряженных условиях, в разряд питательных низконапорных в сочетании р расширяющимися возможностями использования предварительного сброса попутной воды и составляет решение существенной части важнейшей экологической задачи в области поддержания пластового давления.  [12]

Итак, пфевод всех нагнетательных водоводов высокого давления, работающих в очень напряженных условиях, в разряд питательных низконапорных в сочетании с расширяющимися возможностями использования предварительного сброса попутной воды и составляет решение небольшой, но очень существенной части важнейшей экологической задачи в области поддержания пластового давления.  [13]

Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.  [14]

От кустовой насосной станции прокладываются разводящие нагнетательные водоводы по лучевой системе к каждой нагнетательной скважине. К кустовой насосной станции может подключаться до 10 - 12 нагнетательных скважин; при большем их числе следует строить распределительные пункты для групп скважин с целью сокращения расхода металла на водоводы.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

На главную | База 1 | База 2 | База 3
Поиск по реквизитамПоиск по номеру документаПоиск по названию документаПоиск по тексту документа
Искать все виды документовДокументы неопределённого видаISOАвиационные правилаАльбомАпелляционное определениеАТКАТК-РЭАТПЭАТРВИВМРВМУВНВНиРВНКРВНМДВНПВНПБВНТМ/МЧМ СССРВНТПВНТП/МПСВНЭВОМВПНРМВППБВРДВРДСВременное положениеВременное руководствоВременные методические рекомендацииВременные нормативыВременные рекомендацииВременные указанияВременный порядокВрТЕРВрТЕРрВрТЭСНВрТЭСНрВСНВСН АСВСН ВКВСН-АПКВСПВСТПВТУВТУ МММПВТУ НКММПВУП СНЭВУППВУТПВыпускГКИНПГКИНП (ОНТА)ГНГОСТГОСТ CEN/TRГОСТ CISPRГОСТ ENГОСТ EN ISOГОСТ EN/TSГОСТ IECГОСТ IEC/PASГОСТ IEC/TRГОСТ IEC/TSГОСТ ISOГОСТ ISO GuideГОСТ ISO/DISГОСТ ISO/HL7ГОСТ ISO/IECГОСТ ISO/IEC GuideГОСТ ISO/TRГОСТ ISO/TSГОСТ OIML RГОСТ ЕНГОСТ ИСОГОСТ ИСО/МЭКГОСТ ИСО/ТОГОСТ ИСО/ТСГОСТ МЭКГОСТ РГОСТ Р ЕНГОСТ Р ЕН ИСОГОСТ Р ИСОГОСТ Р ИСО/HL7ГОСТ Р ИСО/АСТМГОСТ Р ИСО/МЭКГОСТ Р ИСО/МЭК МФСГОСТ Р ИСО/МЭК ТОГОСТ Р ИСО/ТОГОСТ Р ИСО/ТСГОСТ Р ИСО/ТУГОСТ Р МЭКГОСТ Р МЭК/ТОГОСТ Р МЭК/ТСГОСТ ЭД1ГСНГСНрГСССДГЭСНГЭСНмГЭСНмрГЭСНмтГЭСНпГЭСНПиТЕРГЭСНПиТЕРрГЭСНрГЭСНсДИДиОРДирективное письмоДоговорДополнение к ВСНДополнение к РНиПДСЕКЕНВиРЕНВиР-ПЕНиРЕСДЗемЕТКСЖНМЗаключениеЗаконЗаконопроектЗональный типовой проектИИБТВИДИКИМИНИнструктивное письмоИнструкцияИнструкция НСАМИнформационно-методическое письмоИнформационно-технический сборникИнформационное письмоИнформацияИОТИРИСОИСО/TRИТНИТОсИТПИТСИЭСНИЭСНиЕР Республика КарелияККарта трудового процессаКарта-нарядКаталогКаталог-справочникККТКОКодексКОТКПОКСИКТКТПММ-МВИМВИМВНМВРМГСНМДМДКМДСМеждународные стандартыМетодикаМетодика НСАММетодические рекомендацииМетодические рекомендации к СПМетодические указанияМетодический документМетодическое пособиеМетодическое руководствоМИМИ БГЕИМИ УЯВИМИГКМММНМОДНМонтажные чертежиМос МУМосМРМосСанПинМППБМРМРДСМРОМРРМРТУМСанПиНМСНМСПМТМУМУ ОТ РММУКМЭКННАС ГАНБ ЖТНВННГЭАНДНДПНиТУНКНормыНормы времениНПНПБНПРМНРНРБНСПНТПНТП АПКНТП ЭППНТПДНТПСНТСНЦКРНЦСОДМОДНОЕРЖОЕРЖкрОЕРЖмОЕРЖмрОЕРЖпОЕРЖрОКОМТРМОНОНДОНКОНТПОПВОПКП АЭСОПНРМСОРДОСГиСППиНОСНОСН-АПКОСПОССПЖОССЦЖОСТОСТ 1ОСТ 2ОСТ 34ОСТ 4ОСТ 5ОСТ ВКСОСТ КЗ СНКОСТ НКЗагОСТ НКЛесОСТ НКМОСТ НКММПОСТ НКППОСТ НКПП и НКВТОСТ НКСМОСТ НКТПОСТ5ОСТНОСЭМЖОТРОТТПП ССФЖТПБПБПРВПБЭ НППБЯПВ НППВКМПВСРПГВУПереченьПиН АЭПисьмоПМГПНАЭПНД ФПНД Ф СБПНД Ф ТПНСТПОПоложениеПорядокПособиеПособие в развитие СНиППособие к ВНТППособие к ВСНПособие к МГСНПособие к МРПособие к РДПособие к РТМПособие к СНПособие к СНиППособие к СППособие к СТОПособие по применению СППостановлениеПОТ РПОЭСНрППБППБ-АСППБ-СППБВППБОППРПРПР РСКПР СМНПравилаПрактическое пособие к СППРБ АСПрейскурантПриказПротоколПСРр Калининградской областиПТБПТЭПУГПУЭПЦСНПЭУРР ГазпромР НОПРИЗР НОСТРОЙР НОСТРОЙ/НОПР РСКР СМНР-НП СРО ССКРазъяснениеРаспоряжениеРАФРБРГРДРД БГЕИРД БТРД ГМРД НИИКраностроенияРД РОСЭКРД РСКРД РТМРД СМАРД СМНРД ЭОРД-АПКРДИРДМРДМУРДПРДСРДТПРегламентРекомендацииРекомендацияРешениеРешение коллегииРКРМРМГРМДРМКРНДРНиПРПРРТОП ТЭРС ГАРСНРСТ РСФСРРСТ РСФСР ЭД1РТРТМРТПРУРуководствоРУЭСТОП ГАРЭГА РФРЭСНрСАСанитарные нормыСанитарные правилаСанПиНСборникСборник НТД к СНиПСборники ПВРСборники РСН МОСборники РСН ПНРСборники РСН ССРСборники ценСБЦПСДАСДАЭСДОССерияСЗКСНСН-РФСНиПСНиРСНККСНОРСНПСОСоглашениеСПСП АССП АЭССправочникСправочное пособие к ВСНСправочное пособие к СНиПСправочное пособие к СПСправочное пособие к ТЕРСправочное пособие к ТЕРрСРПССНССЦСТ ССФЖТСТ СЭВСТ ЦКБАСТ-НП СРОСТАСТКСТМСТНСТН ЦЭСТОСТО 030 НОСТРОЙСТО АСЧМСТО БДПСТО ВНИИСТСТО ГазпромСТО Газпром РДСТО ГГИСТО ГУ ГГИСТО ДД ХМАОСТО ДОКТОР БЕТОНСТО МАДИСТО МВИСТО МИСТО НААГСТО НАКССТО НКССТО НОПСТО НОСТРОЙСТО НОСТРОЙ/НОПСТО РЖДСТО РосГеоСТО РОСТЕХЭКСПЕРТИЗАСТО САСТО СМКСТО ФЦССТО ЦКТИСТО-ГК "Трансстрой"СТО-НСОПБСТПСТП ВНИИГСТП НИИЭССтП РМПСУПСССУРСУСНСЦНПРТВТЕТелеграммаТелетайпограммаТематическая подборкаТЕРТЕР Алтайский крайТЕР Белгородская областьТЕР Калининградской областиТЕР Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕР Краснодарского краяТЕР Мурманская областьТЕР Новосибирской областиТЕР Орловской областиТЕР Республика ДагестанТЕР Республика КарелияТЕР Ростовской областиТЕР Самарской областиТЕР Смоленской обл.ТЕР Ямало-Ненецкий автономный округТЕР Ярославской областиТЕРмТЕРм Алтайский крайТЕРм Белгородская областьТЕРм Воронежской областиТЕРм Калининградской областиТЕРм Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРм Мурманская областьТЕРм Республика ДагестанТЕРм Республика КарелияТЕРм Ямало-Ненецкий автономный округТЕРмрТЕРмр Алтайский крайТЕРмр Белгородская областьТЕРмр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРмр Краснодарского краяТЕРмр Республика ДагестанТЕРмр Республика КарелияТЕРмр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРпТЕРп Алтайский крайТЕРп Белгородская областьТЕРп Калининградской областиТЕРп Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРп Краснодарского краяТЕРп Республика КарелияТЕРп Ямало-Ненецкий автономный округТЕРп Ярославской областиТЕРрТЕРр Алтайский крайТЕРр Белгородская областьТЕРр Калининградской областиТЕРр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРр Краснодарского краяТЕРр Новосибирской областиТЕРр Омской областиТЕРр Орловской областиТЕРр Республика ДагестанТЕРр Республика КарелияТЕРр Ростовской областиТЕРр Рязанской областиТЕРр Самарской областиТЕРр Смоленской областиТЕРр Удмуртской РеспубликиТЕРр Ульяновской областиТЕРр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРррТЕРрр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРс Ямало-Ненецкий автономный округТЕРтр Ямало-Ненецкий автономный округТехнический каталогТехнический регламентТехнический регламент Таможенного союзаТехнический циркулярТехнологическая инструкцияТехнологическая картаТехнологические картыТехнологический регламентТИТИ РТИ РОТиповая инструкцияТиповая технологическая инструкцияТиповое положениеТиповой проектТиповые конструкцииТиповые материалы для проектированияТиповые проектные решенияТКТКБЯТМД Санкт-ПетербургТНПБТОИТОИ-РДТПТПРТРТР АВОКТР ЕАЭСТР ТСТРДТСНТСН МУТСН ПМСТСН РКТСН ЭКТСН ЭОТСНэ и ТЕРэТССЦТССЦ Алтайский крайТССЦ Белгородская областьТССЦ Воронежской областиТССЦ Карачаево-Черкесская РеспубликаТССЦ Ямало-Ненецкий автономный округТССЦпгТССЦпг Белгородская областьТСЦТСЦ Белгородская областьТСЦ Краснодарского краяТСЦ Орловской областиТСЦ Республика ДагестанТСЦ Республика КарелияТСЦ Ростовской областиТСЦ Ульяновской областиТСЦмТСЦО Ямало-Ненецкий автономный округТСЦп Калининградской областиТСЦПГ Ямало-Ненецкий автономный округТСЦэ Калининградской областиТСЭМТСЭМ Алтайский крайТСЭМ Белгородская областьТСЭМ Карачаево-Черкесская РеспубликаТСЭМ Ямало-Ненецкий автономный округТТТТКТТПТУТУ-газТУКТЭСНиЕР Воронежской областиТЭСНиЕРм Воронежской областиТЭСНиЕРрТЭСНиТЕРэУУ-СТУказУказаниеУказанияУКНУНУОУРврУРкрУРррУРСНУСНУТП БГЕИФАПФедеральный законФедеральный стандарт оценкиФЕРФЕРмФЕРмрФЕРпФЕРрФормаФорма ИГАСНФРФСНФССЦФССЦпгФСЭМФТС ЖТЦВЦенникЦИРВЦиркулярЦПИШифрЭксплуатационный циркулярЭРД
Показать все найденныеПоказать действующиеПоказать частично действующиеПоказать не действующиеПоказать проектыПоказать документы с неизвестным статусом
Упорядочить по номеру документаУпорядочить по дате введения

files.stroyinf.ru

Эксплуатация нагнетательных скважин

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 11Следующая ⇒

 

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.

 

Нагнетание диоксида углерода

 

506. Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии.

507. При продувке скважины или участка нагнетательного трубопровода находиться ближе 20 м от указанных участков не разрешается.

508. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны.

При содержании в воздухе закрытого помещения диоксида углерода выше ПДК (0,5 (объемных) %) и нарушения герметичности системы распределения и сбора диоксида углерода работы должны быть прекращены.

 

Внутрипластовое горение

 

509. Процесс внутрипластового горения должен осуществляться в соответствии с планом работ.

Система сбора нефти и газа должна быть закрытой и предусматривать использование газообразных продуктов технологического процесса. При наличии в продукции углекислого газа сбор и сепарация осуществляются по отдельной системе. Сброс углекислоты в атмосферу запрещается.

510. Устье нагнетательной скважины на период инициирования горения должно быть оборудовано фонтанной арматурой с дистанционно управляемой задвижкой, предотвращающей возможность выброса и обеспечивающей спуск и подъем электронагревателя и герметизацию устья в период нагнетания воздуха.

511. Вокруг нагнетательной скважины на период инициирования внутрипластового горения должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 25 м, обозначенная предупредительными знаками.

Установка различного оборудования, емкостей, щитов КИП в пределах опасной зоны запрещается.

512. Включение электронагревателя должно осуществляться только после подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном планом работ.

513. Электронагреватель должен быть оснащен устройством, автоматически отключающим его при прекращении подачи воздуха.

 

Тепловая обработка

 

514. Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.

515. Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации осуществляется с соблюдением требований Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных постановлением Государственного горного и промышленного надзора Российской Федерации от 11 июня 2003 г. № 90 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 18 июня 2003 г., регистрационный № 4719; Российская газета, 2003, № 120/1).

516. Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.

517. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами.

518. В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с ПЛА.

519. На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды.

520. Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками.

521. Закачку теплоносителя в пласт следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое давление для эксплуатационной колонны.

522. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от техники и обслуживающего персонала.

При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта.

523. После обработки скважины должны быть проверены соединительные устройства, арматура должна быть покрашена.

 




infopedia.su

расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами

Все языкиАнглийскийРусскийКитайскийНемецкийФранцузскийИспанскийШведскийИтальянскийЛатинскийФинскийКазахскийГреческийУзбекскийВаллийскийАрабскийБелорусскийСуахилиИвритНорвежскийПортугальскийВенгерскийТурецкийИндонезийскийПольскийКомиЭстонскийЛатышскийНидерландскийДатскийАлбанскийХорватскийНауатльАрмянскийУкраинскийЯпонскийСанскритТайскийИрландскийТатарскийСловацкийСловенскийТувинскийУрдуФарерскийИдишМакедонскийКаталанскийБашкирскийЧешскийКорейскийГрузинскийРумынский, МолдавскийЯкутскийКиргизскийТибетскийИсландскийБолгарскийСербскийВьетнамскийАзербайджанскийБаскскийХиндиМаориКечуаАканАймараГаитянскийМонгольскийПалиМайяЛитовскийШорскийКрымскотатарскийЭсперантоИнгушскийСеверносаамскийВерхнелужицкийЧеченскийШумерскийГэльскийОсетинскийЧеркесскийАдыгейскийПерсидскийАйнский языкКхмерскийДревнерусский языкЦерковнославянский (Старославянский)МикенскийКвеньяЮпийскийАфрикаансПапьяментоПенджабскийТагальскийМокшанскийКриВарайскийКурдскийЭльзасскийАбхазскийАрагонскийАрумынскийАстурийскийЭрзянскийКомиМарийскийЧувашскийСефардскийУдмурдскийВепсскийАлтайскийДолганскийКарачаевскийКумыкскийНогайскийОсманскийТофаларскийТуркменскийУйгурскийУрумскийМаньчжурскийБурятскийОрокскийЭвенкийскийГуараниТаджикскийИнупиакМалайскийТвиЛингалаБагобоЙорубаСилезскийЛюксембургскийЧерокиШайенскогоКлингонский

 

Все языкиРусскийПерсидскийИспанскийИвритНемецкийНорвежскийИтальянскийСуахилиКазахскийНидерландскийХорватскийДатскийУкраинскийКитайскийКаталанскийАлбанскийКурдскийИндонезийскийВьетнамскийМаориТагальскийУрдуИсландскийВенгерскийХиндиИрландскийФарерскийПортугальскийФранцузскийБолгарскийТурецкийСловенскийПольскийАрабскийЛитовскийМонгольскийТайскийПалиМакедонскийКорейскийЛатышскийГрузинскийШведскийРумынский, МолдавскийЯпонскийЧешскийФинскийСербскийСловацкийГаитянскийАрмянскийЭстонскийГреческийАнглийскийЛатинскийДревнерусский языкЦерковнославянский (Старославянский)АзербайджанскийТамильскийКвеньяАфрикаансПапьяментоМокшанскийЙорубаЭрзянскийМарийскийЧувашскийУдмурдскийТатарскийУйгурскийМалайскийМальтийскийЧерокиЧаморроКлингонскийБаскский

translate.academic.ru


Смотрите также