Установка прогрева скважин

nefteservis.net

Прогрев - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Прогрев - скважина

Cтраница 1

Прогрев скважины производится с целью имитации теплового состояния скважины в период эксплуатации. Для реализации этого метода дополнительно требуются емкость вместимостью 10 - 12 м3 для воды, емкости для сбора и сохранения бурового раствора, передвижная парогенераторная установка ( ППУ), агрегат ЦА-320М и водовозка для обеспечения ППУ водой необходимого качества.  [1]

Время прогрева скважины определяется временем, требуемым для достижения температуры воды, выходящей из скважины, равной пластовой температуре.  [2]

При прогреве скважины и призабойной зоны парафин и смолистые вещества расплавляются и при возобновлении эксплуатации скважин выносятся вместе с нефтью на поверхность, что позволяет восстанавливать дебит скважины.  [3]

При прогреве скважин, которые эксплуатируют песчаные коллекторы и продукция которых содержит песок, сразу же после обработки могут возникнуть осложнения из-за повышения интенсивности пескопроявления, вызванного уменьшением вязкости нефти и увеличением скорости фильтрации жидкости в призабойной зоне.  [4]

На время прогрева скважины ( 6 - 15 суток) она выводится из работы и вводится в эксплуатацию после извлечения нагревателя и очистки скважины от растопленногЬ парафина.  [5]

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок ( ППУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Нефтяные промыслы имеют передвижные паровые установки производительностью 4 т пара в час с рабочим давлением до 12Ми / л 2 и температурой пара до 320 С.  [6]

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок ( ППУ2, ППУЗ, 1АДП - 4 - 150), монтируемых на шасси автомобилей высокой проходимости. Установку соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и поступает в пласт.  [8]

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок ( ППУ) монтируемых на шасси автомобиля, Имеются ППУ производительностью 4 т пара с рабочим давлением до 12 МПа и температурой пара до 320 С.  [9]

Пар для теплового прогрева скважин обычно Получают от передвижных паровых установок типа ППУ-3 ( рис. 87), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости.  [10]

Существует несколько способов прогрева скважин. Однако этот способ не обеспечивает равномерности прогрева скважины по ее глубине, что приводит к неоднородности процесса битумизации.  [11]

Механизм воздействия при периодическом способе прогрева скважины сводится к расплавлению парафиновых и асфальтосмолис-тых отложений в призабойной зоне, которые в процессе последующей эксплуатации удаляются из пласта. При этом с возобновлением эксплуатации происходит интенсивное остывание пласта и требуется повторная обработка забоя для восстановления проницаемости пород.  [12]

Механизм воздействия при периодическом способе прогрева скважины сводится к расплавлению парафиновых и асфальтосмолистых отложений в призабойной зоне, которые в процессе последующей эксплуатации удаляются из пласта. При этом с возобновлением эксплуатации происходит интенсивное остывание пласта и требуется повторная обработка забоя для восстановления проницаемости пород.  [13]

В случае закачки пара для теплового прогрева скважины его получают от передвижных паровых установок ( ППУ-ЗМ, 1АДП - 4 / 150 и др.), монтируемых на шасси автомобилей повышенной проходимости.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов. Оно предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость; так же уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках НКТ и в выкидных линиях.
Обработка паром и горячей водой. При этом способе теплоноситель - пар получают от стационарных котельных и передвижных котельных установок (ППУ). Устье оборудуют фонтанной запорной арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС. Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.
Электротепловая обработка. Этот способ проще и дешевле чем предыдущий, однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, неудается прогреть значительную зону (в радиусе до 1м).
Для электротепловой обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС - 1200. Состоит из трех электронагревателем с кабель-тросом, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП с лебедкой и трех прицепов. На каждом прицепе монтируют станцию управления и автотрансформатор.
Электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом. В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом. Температура на забое стабилизируется через 3 - 5сут непрерывного прогрева и нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50м вверх и на 10 - 20м вниз от места установки нагревателя. Эффект прогрева действует 3 - 4мес.

neftegaz.ru

Прогрев призабойной зоны пласта

Проблема прогрева призабойной зоны пласта является острой и актуальной для российского рынка, так как нефти с высоким содержанием твердых углеводородов (парафинистые нефти) характеризуются повышенными температурами застывания и вязкостью и требуют бóльших расходов энергии для перемещения по лифту скважины и трубопроводным сетям. В связи с этим основной проблемой скважинного оборудования является его повышенный износ в связи с усиленным режимом работы, что приводит к преждевременному выходу погружного оборудования из строя.

Другой проблемой добычи высоковязкой нефти являются крайне низкие коэффициенты извлекаемости, вынуждающие нефтяников использовать высокодебитное дорогостоящее погружное оборудование для добычи скромного количества продукта.

Многочисленные промысловые исследования добычи высоковязкой нефти показали, что одним из наиболее эффективных способов снижения вязкости является тепловой способ с применением специальных погружных скважинных нагревателей.

Уникальной разработкой ООО «НЕФТЕСЕРВИС» является установка прогрева призабойной зоны «УППЗ», помещаемая на хвостовике из насосно-компрессорных труб в интервал перфорации, нагревает скважинную жидкость, поступающую из пласта, на 20-70°С, что снижает вязкость жидкости, облегчает работу погружного оборудования, увеличивает дебит и межремонтный период работы скважины.

Применение стандартных электрических разъемов, используемых в погружном оборудовании, облегчает обслуживание УППЗ персоналом, эксплуатирующим погружное оборудование скважины.

Скважинные нагреватели, предназначенные для работы с штанговыми насосами, могут иметь внутренний канал, который увеличивает общую площадь нагрева жидкости без увеличения мощности нагрева, так как обычно пластовые температуры таких скважин очень низкие.

  Все услуги заказать услугу