Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину. Закачка воды
закачка воды | электрика для начинающих
Часто приходится закачивать воду в резервуар для бытовых нужд. Наполнение ванны, закачка воды в садовую емкость для полива… Да мало ли куда закачиваем воду. Процесс требует постоянного присмотра, дабы не перелить, особенно в ванной комнате: и воду жалко — денег стоит, и соседей нижних этажей — еще дороже, и время почем зря теряем.Избежать подобной рутины можно с помощью маленькой безделушки, ее легко и быстро сделать самому. Устройство настолько мало, что его достаточно сложить в коробку и переносить куда угодно.
комплект деталей для автоматического контроля закачки воды
Самое трудное, на мой взгляд, — найти электромагнитный клапан на 12 или на 24 вольта. Первый предпочтительнее, так как трансформатор блока питания чаще попадается именно на такое напряжение. Мощность трансформатора должна быть порядка 25-30 ватт (хотите мощнее, если габариты аппарата не в тягость) и вторичная обмотка, способная выдать не меньше 1 ампера.
как работает схема контроля закачки воды
Соединяем с краном водопровода электромагнитный клапан (ЭМК), шланг от него заправляем в бак, датчики располагаем на емкости, включаем аппаратуру в розетку. ЭМК открылся — вода потекла. Как только уровень воды достиг электродов, открывается транзистор и включается РП, размыкая соответствующим контактом цепь катушки ЭМК, который закрывает водопроводную систему.Однако, не факт, что аппаратура сработает при касании воды датчиков. Природная вода — своего рода электролит, пропускающий электрический ток из-за того, что в ней много всевозможных солей. Вода бывает по этому составу разная, поэтому и проводимость не везде одинакова. Нужна настройка срабатывания схемы на каждый такой «раствор» в отдельности. Если используете устройство только в своем доме, вода одна и та же, достаточно одной регулировки.Налейте в кастрюлю воду, опустите в нее наши штыри и переменным резистором R установите четкое включение релюшки РП. Вытащите пластинку со штырями из воды и опять опустите — сработало? Нет — повторите регулировку. Да — полный порядок.Диод, подключенный параллельно катушке, обязателен: он защищает КТ814 от электрического пробоя при отключении реле, не перепутайте его полярность (внимательно смотрите чертеж). Пробой может произойти из-за того, что в обмотке с приличной индуктивностью при отключении возникает противо-эдс, создающая высокое напряжение. Вот это перенапряжение и гасится через наш полупроводник, называемый демпферным.Не забудьте при соединении шланга с водопроводным краном поставить хомут, а то напор воды его выбьет. Идеальный вариант, конечно, с фитингами, но это слишком рутинно.Совсем замечательно подключить звонок или что-то подобное для оповещения о завершении закачки.
electriku.ru
Закачка - вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Закачка - вода
Cтраница 2
Закачка воды должна проводиться при условии сохранения устьевого оборудования. [16]
Закачка воды осуществляется с 1979 г. в 2 прикон-турные скважины на Шейхалинской залежи. Закачивается пластовая вода, добытая из терригенных отложений девона. Несмотря на непродолжительный период заводнения отмечается положительная реакция ближайших добывающих скважин: стабилизация в добыче нефти и жидкости, повышение забойных давлений. [17]
Закачка воды осуществляется с 1985 г. Закачивали вначале пресную воду, затем перешли на сточную. [18]
Закачка воды ведется в 9 нагнетательных скважин, расположенных по периметру участка. Практически участок гидродинамически обособлен. [20]
Закачка воды, как видно IB рис. 32.12, приводит к менее резкому падению дебита нефти, чем в случае разработки этого же элемента на истощение. Следует отметить, что при расчете показателей работы добывающей скважины результаты по У2в и УЗв оказались очень блгоки между собой и поэтому на всех графиках представлены по вариантам У2в, V3s одной линией. [21]
Закачка воды в пласт для этой цели нецелесообразна ввиду большой ( от 15 до 50 %) остаточной газонасыщенности. [22]
Закачка воды превышает проектный уровень в 1 5 - 2 0 раза, что недопустимо, т.к. это приводит к резкому обводнению продукции за более короткий срок, снижает эффективность разработки и оставляет значительные запасы нефти в недрах, уменьшая коэффициент нефтеотдачи. Это отрицательный опыт освоения лицензионных участков. [23]
Закачка воды по изложенному способу позволяет в запланированном режиме извлечь газ и конденсат из заводненного объема, используя пачку / в качестве буфера. Соответственно чем большая часть запасов газа извлекается в результате заводнения, тем на большую долю запасов газа можно долгосрочно планировать режим эксплуатации месторождения и точнее прогнозировать коэффициенты газо - и конденсатоотдачи. [24]
Закачка воды в продуктивные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные пласты также может в конкретных случаях быть приемлемым способом повышения эффективности разработки объекта. Однако отмеченные выше особенности глубокозалегающих продуктивных пластов и скважин обычно ограничивают возможности искусственного заводнения. Иногда препятствием для данного метода воздействия может стать резкая неоднородность и трещи-новатость пород, поскольку лабораторные эксперименты указывают на быстрые прорывы воды в этом случае к добывающей скважине. Тем не менее предложены варианты технологий разработки газоконденсатных и нефтега-зоконденсатных месторождений, позволяющие достаточно успешно применять заводнение в условиях конкретных объектов. [25]
Закачка воды в нефтегазоконденсатный пласт может быть использована не только как средство поддержания давления, но и для регулирования равномерности перемещения газонефтяного контакта при разработке оторочек на режиме газовой шапки. Поэтому представляется целесообразным в загазованные нефтяные скважины закачивать ( возможно, периодически) порции воды. Искусственное снижение фазовой проницаемости для газа в зонах локальных прорывов его в оторочку замедляет развитие языков газа, благодаря чему улучшаются коэффициенты охвата по площади и разрезу. [26]
Закачка воды в пласт, получила в технической литературе и на практике название Поддержание пластового давления, что на наш взгляд, не совсем точно отражает суть метода. На самом деле целью технологии является не только поддержание пластового давления, снижающегося по мере разработки нефтяного пласта, но и активное вытеснение нефти из его пор, принудительное перемещение ее к забоям добывающих скважин. [27]
Закачка воды осуществляется с 1985 г. Закачивали вначале пресную воду, затем перешли на сточную. [28]
Закачка воды ведется в 9 нагнетательных скважин, расположенных по периметру участка. Практически участок гидродинамически обособлен. [30]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
обычное. Это стандартное устьевое оборудование и станок-качалкасоответствующей грузоподъемности. Очистка НКТ от парафина осуществляется с помощью пластинчатых скребков иштанго-вращателяс обязательным применением штангового вертлюжка в нижней части колонны штанг, так как вращение соединительной штанги между верхним и нижним ШСН недопустимоиз-законструктивных особенностей установки. Отложения парафина, если они неинтенсивные, можно ликвидировать с помощью прогрева верхней части НКТ паром от передвижной паровой установки (ППУ).
Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно. Разработаны конструкции подземного оборудования для раздельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5)(рис. 14.5) и колонне 168 мм(ОРЗ-2П-6).На колонне насосных труб 1 в скважину опускается шлипсовый пакер 3 специальной конструкции. В дополнение к обычным узлам пакер 3 имеет муфту перекрестного течения 2, подпружиненный промывочный клапан 9 и центральный патрубок 6, нижний конец которого пропущен через сальник 8.
Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие заиливания. По схеме предусматривается закачка воды через межтрубное пространство в верхний водопоглощающий пласт и по центральным трубам в нижний водопоглощающий пласт. Давление воды, нагнетаемой в верхний пласт, по каналам перекрестной муфты 2
идалее по центральному патрубку 6 пакера 3 передается вниз на подпружиненный тарельчатый промывочный клапан 9, который при этом закрывается, что предотвращает переток воды в нижний пласта внутри скважины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал 4 между центральным патрубком и основной трубой в паксре и далее через отверстия 7 попадает в нижний пласт. Промывочный клапан позволяет нагнетать промывочную воду в НКТ. В этом случае вода через НКТ, пройдя межтрубный канал 4
иотверстия 7, промоет фильтр нижнего пласта и далее через башмак 11 попадет под промывочный клапан 9. Если давление под клапаном 9 будет больше, чем над ним, он откроется и даст доступ промывочной воде
впромывочный патрубок 6 и далее через каналы перекрестной муфты 2 в обсадную колонну. При этом одновременно будет происходить промывка фильтровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная вода поступает по межтрубному пространству. Для того чтобы промывочный клапан открылся, кольцевое сечение обсадной колонны 5 отключается от водовода и давление падает. Для того,
чтобы промывочный клапан был закрыт при нормальной работе, необходимо в верхний пласт по межтрубному пространству закачивать воду с более высоким давлением. так как в этом случае давление над клапаном 9 будет больше, чем под ним, и он будет закрыт. Если вода с более высоким давлением
372
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
должна закачиваться не в верхний, а в нижний пласт, то перед спуском оборудования в скважину необходимо перевернуть корпус промывочного клапана 9 и присоединить его к переводнику 10. При такой компоновке оборудования ствол скважины и фильтры обоих пластов промываются закачкой воды в межтрубное пространство (обратная промывка). Расходы воды в оба пласта замеряются на поверхности. Если в большинстве случаев 146-ммобсадная колонна обеспечивает нужную прочность при нагнетании воды в пласт, то в колонных диаметром 168 мм, прочность на разрыв которой
Рис. 14.5. Схема оборудования для раздельной закачки воды в два пласта с одним разделительным пакером типа ОРЗ-2П-5
меньше, нагнетание возможно только при низких давлениях. Для защиты 168-ммобсадной колонны от
давления воды разработана конструкция ОРЗ-2П-6с двумя разделительными пакерами, | обращенными | |
раструбом вниз. При спуске оборудования в скважину для защиты | манжеты на | нее одевается |
предохранительный металлический кожух который сбрасывается | с нее давлением жидкости при | |
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
опрессовке | оборудования в | скважине. | Выше | самоуплотняющейся манжеты на сердечнике пакера | ||||
устанавливаются | ограничительные | втулки с резиновыми манжетами, | которые сжимаются весом | |||||
колонны труб и фиксируют пакер по центру эксплуатационной колонны, | обеспечивая нормальную | |||||||
работу | самоуплотняющейся | манжеты. | Конструкция оборудования ОРЗ-2П-6под колонну 168 мм | |||||
похожа | на | ранее | описанную. | Технологической схемой использования оборудования ОРЗ-2П-6 | ||||
предусматривается закачка воды с | более | высоким | давлением в верхний пласт по НКТ, а с низким | |||||
давлением | - в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной | |||||||
промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6опускается в скважину только с одним нижним разделительным пакером. Верхний пакер с самоуплотняющейся манжетой не ставится.
Для раздельной закачки воды в два пласта существует и ряд других конструкций, описание которых можно найти в специальной литературе.
studfiles.net
Процесс - закачка - вода
Процесс - закачка - вода
Cтраница 1
Процесс закачки воды контролируется так же, как и при закачке газа. Но в данном случае проведение анализов нефти и газа имеет подчиненное значение. Зато чрезвычайно важное значение имеют непрерывный анализ качества нагнетаемой в пласт воды и наблюдение за изменением водо-нефтяного фактора и состава воды, извлекаемой из эксплуатационных скважин. Как и при закачке газа, здесь необходимо систематически замерять уровни и забойные давления по скважинам всех категорий. [1]
Процесс закачки воды осуществляют не сразу во все нагнетательные скважины, а поочередно в определенном порядке. На каждом отдельном участке залежи нагнетательные скважины, окружающие группу добывающих, работают по одной последовательно. Пока в одну нагнетательную скважину закачивают воду, в другие окружающие нагнетательные медленно закачивают нефть. Возникает вращение точки нагнетания воды. Благодаря этому дополнительно используется положительный эффект смены направления фильтрации, исключаются постоянные мертвые точки с нулевыми скоростями фильтрации, увеличивается охват пластов воздействием и уменьшается неравномерность заводнения. [2]
Анализ процесса закачки воды в нагнетательные скважины показывает, что фильтрующая поверхность в призабойной зоне этих скважин засоряется твердыми частицами, взвешенными в нагнетаемой воде. [3]
В процессе закачки воды вокруг забоя нагнетательных скважин устанавливаются определенные тепловые поля, характер которых зависит от объема и температуры закачиваемой воды, а также времени нагнетания. Для расчета степени охлаждения или прогрева призабойной зоны скважин при закачке холодной или горячей воды можно использовать методики, предложенные в работах X. Ло-верье [41], Э. Б. Чекалюка [67], И. А. Чарного [66], Л. И. Рубинштейна [56], М. А. Пудовкина [53], Г. Е. Малофеева [41] и др. В табл. 18 приведены результаты расчета распределения поля температур вокруг забоя нагнетательных скважин по различным методикам. Не останавливаясь детально на анализе результатов расчета различными методами, можно сделать следующий общий вывод. При длительной закачке холодной воды вокруг забоя нагнетательных скважин устанавливается тепловое поле, температура в котором изменяется от забойной до пластовой. [4]
В процессе закачки воды по всем нагнетательным скважинам наблюдалось снижение приемистости, и особенно интенсивно в скважинах, расположенных в низкопродуктивных зонах. [6]
В процессе закачки воды в продуктивные пласты происходит постепенное снижение коэффициента приемистости нагнетательных скважин. [7]
В процессе закачки кислородсодержащей воды в пласт СВБ во все возрастающем количестве поступают во флюиды нефтяного пласта. Но и здесь бактерии долгое время неактивны, так как для начала их жизнедеятельности нужны определенные условия, а они возникают здесь постепенно. Кратко они сводятся к появлению в окружающей бактерии среде окисленных нефтепродуктов, к существенному снижению минерализации пластовой воды, к наличию в ней достаточного количества ионов сульфата, нейтральному рН среды, подходящей температуры и к соблюдению ряда других специфических условий. Поэтому благоприятная обстановка для активной жизнедеятельности СВБ в нефтяных пластах и системе нефтедобычи складывается годами. А до этого часть попадающей в пласт жизнеспособной микрофлоры накапливается в нефтяных флюидах, свободно фильтруется вместе с пластовой жидкостью к добывающим скважинам и через них выносится в систему нефтесбора. [8]
Пилотные испытания процесса закачки воды в пласт были начаты в 1951 - 1953 гг. Они оказались успешными, но только с 1959 г. и особенно с 1968 г. ( после бурения около 300 нагнетательных скважин) этот процесс стал промышленно интенсивным. Закачка воды в пласт снизила скорость оседания поверхности земли с 75 см за один 1951 год до 3 см за 1967 г. Мало того, уже в 1967 г. был зафиксирован небольшой подъем поверхности земли в центре воронки ее оседания. [9]
Технологически правильное ведение процесса закачки воды предусматривает обязательный регулярный контроль давления на устье нагнетательных скважин при одновременном измерении их приемистости. [10]
В данном разделе рассматриваются процессы закачки воды и других сред, которые находятся в жидком состоянии во всех элементах технологической цепочки. [11]
Исследовать пласты желательно без прекращения процесса закачки воды и без извлечения оборудования. Если это невозможно, то оборудование извлекают из скважины, затем проводят исследования, после чего его вновь опускают в скважину. [12]
Изменение состояния призабойной зоны пласта в процессе закачки воды определяется путем сопоставления периодически получаемых кривых восстановления забойного давления и одновременно определенных коэффициентов приемистости скважин. [13]
Некоторые специалисты считали, что в процессе закачки воды в продуктивные пласты девонских залежей затухания фильтрации в призабоинои зоне пласта не происходит. Однако не были проведены прямые исследования на скважинах, которые подтвердили бы результаты лабораторных опытов о влиянии пресной воды на проницаемость девонских песчаников. [14]
Так, для наблюдения за скважиной в процессе закачки воды в пласт или для определения эффективности мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта периодические или повторные исследования скважин необходимо проводить только с одного режима закачки или же в процессе излива или поршне-вания. В этих условиях трещины призабойной зоны находятся в закрытом состоянии, и результаты исследований, проведенных до и после осуществления мероприятий, можно сопоставить между собой. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Закачка - вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Закачка - вода
Cтраница 3
Закачка воды в пласт возможна при благоприятных геологических условиях. [31]
Закачка воды имеет и ряд преимуществ по сравнению с закачкой сухого газа в пласт. При закачке воды с самого начала разработки месторождения газ подается потребителю. Так как давление поддерживается на определенном уровне ( оптимальная величина поддерживаемого давления как при закачке газа, так и при закачке воды определяется технико-экономическими расчетами), то не требуется или оттягивается срок сооружения дожимной компрессорной станции. Постоянство поддерживаемого пластового давления обеспечивает также стабильную добычу конденсата и не требует обычно ввода в эксплуатацию установок искусственного холода. [32]
Закачка воды началась в 1938 г. До середины 1947 г. было возвращено обратно в пласт 104 млн. м3 воды, отобранной из месторождения. В течение первой половины 1947 г. более 90 % добываемой пластовой воды, порядка 77 тыс. м3 / сутки, закачивалось в 75 скважин вдоль и вне западной части месторождения. Вначале возврат воды был разработан, как решение проблемы сброса пластовой воды, добываемой вместе с нефтью. Однако, скоро было признано, что возврат воды в пласт имеет благоприятное влияние на поддержание давления в нефтяном резервуаре. Можно считать, что возврат воды снижает чистый отбор жидкости из пласта на соответственное количество закачиваемой воды. [33]
Закачка воды в нагнетательные скважины ведется вплоть до ее появления в окружающих добывающих скважинах, после чего нагнетательные скважины-обводнительницы переводятся на чередующуюся закачку воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти. [34]
Закачка воды на обоих полях началась в 1978 году, на северном поле в 3 скважины, на южном в одну. В последующем фонд нагнетательных скважин на северном поле оставался неизменным, а на южном поле постепенно рос - в 1985 году составил 6 скважин. [35]
Закачка воды в пласт возможна при благоприятных геологических условиях ( залежь с большим этажом газоносности, тектонические нарушения отсутствуют, сообщаемость газонасыщенной и водоносной частей затруднена), приемлемом литоло-гическом и фациальном составе пород и цементирующего материала, высоком пластовом давлении ( достаточно большой глубине залегания пласта), большом содержании углеводородного конденсата ценных товарных свойств. [36]
Закачка воды имеет и положительные стороны. При закачке воды с самого начала разработки месторождения газ подается потребителю. Постоянство поддерживаемого пластового давления обеспечивает также стабильную добычу конденсата. [38]
Закачка воды в систему поддержания пластового давления требует высокого качества ее подготовки в период предварительного обезвоживания на начальных этапах сбора и подготовки нефти. Одним из способов решения этой проблемы является создание новых высокоэффективных отстойных аппаратов. [39]
Закачка воды выросла с 701 6 до 733 060 м3, что объясняется только увеличением, действующего фонда скважин, средняя приемистость снизилась с 194 3 до 187 5 м3 / сут. В результате вышеперечисленных изменений пластовое давление в зоне отбора снизилось с 23 7 до 21 4 МПа, при этом дебит жидкости увеличился на 2 5 т / сут ( с 17 8 до 20 3 т / сут), следовательно, снижение давления или засоренность ПЗП не являются причинами падения добычи нефти. В то же время однозначно судить о незначительном влиянии на добычу нефти пластового давления не представляется возможным. [40]
Закачка воды с добавкой ПАВ для поддержания пластового давления позволит проводить разработку месторождения при более низких температурах, чем пластовая. [41]
Закачка воды в пласт с высокой остаточной нефтенасыщенностью происходит с большими потерями энергии на преодоление сил вязкости смеси воды и нефти. При этом часть пород вскрытой толщины пласта остается неохваченной процессом заводнения, что в дальнейшем отрицательно сказывается на полноте вытеснения нефти. Особенно заметно наличие остаточной нефти сказывается на приемистости скважин, приуроченных к малопроницаемым неоднородным пластам. В этом случае восстановление проницаемости пород ПЗП может быть достигнуто путем проведения обработок ПЗП растворителями и растворами ПАВ. [42]
Закачка воды на Ватьеганском месторождении была организована в 1985 году. На начальном этапе для этой цели использовались пресные воды реки Айка-еган и расположенных в ее бассейне озер. [43]
Закачка воды в пласт была возобновлена только в феврале 1975 г. с расходом около 40 м3 / сут. [44]
Закачка воды при втором способе регулирования ( при сочетании горения с заводнением) выполняет роль теплоносителя для охвата пласта тепловым воздействием после прекращения в нем горения. [45]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно. Разработаны конструкции подземного оборудования для раздельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5) (рис. 14.5) и колонне 168 мм (ОРЗ-2П-6). На колонне насосных труб 1 в скважину опускается шлипсовый пакер 3 специальной конструкции. В дополнение к обычным узлам пакер 3 имеет муфту перекрестного течения 2, подпружиненный промывочный клапан 9 и центральный патрубок 6, нижний конец которого пропущен через сальник 8.
Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие заиливания. По схеме предусматривается закачка воды через межтрубное пространство в верхний водопоглощающий пласт и по центральным трубам в нижний водопоглощающий пласт. Давление воды, нагнетаемой в верхний пласт, по каналам перекрестной муфты 2 и далее по центральному патрубку 6 пакера 3 передается вниз на подпружиненный тарельчатый промывочный клапан 9, который при этом закрывается, что предотвращает переток воды в нижний пласта внутри скважины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал 4 между центральным патрубком и основной трубой в паксре и далее через отверстия 7 попадает в нижний пласт. Промывочный клапан позволяет нагнетать промывочную воду в НКТ. В этом случае вода через НКТ, пройдя межтрубный канал 4 и отверстия 7, промоет фильтр нижнего пласта и далее через башмак 11 попадет под промывочный клапан 9. Если давление под клапаном 9 будет больше, чем над ним, он откроется и даст доступ промывочной воде в промывочный патрубок 6 и далее через каналы перекрестной муфты 2 в обсадную колонну. При этом одновременно будет происходить промывка фильтровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная вода поступает по межтрубному пространству. Для того чтобы промывочный клапан открылся, кольцевое сечение обсадной колонны 5 отключается от водовода и давление падает. Для того, чтобы промывочный клапан был закрыт при нормальной работе, необходимо в верхний пласт по межтрубному пространству закачивать воду с более высоким давлением. так как в этом случае давление над клапаном 9 будет больше, чем под ним, и он будет закрыт. Если вода с более высоким давлением должна закачиваться не в верхний, а в нижний пласт, то перед спуском оборудования в скважину необходимо перевернуть корпус промывочного клапана 9 и присоединить его к переводнику 10. При такой компоновке оборудования ствол скважины и фильтры обоих пластов промываются закачкой воды в межтрубное пространство (обратная промывка). Расходы воды в оба пласта замеряются на поверхности. Если в большинстве случаев 146-мм обсадная колонна обеспечивает нужную прочность при нагнетании воды в пласт, то в колонных диаметром 168 мм, прочность на разрыв которой
Рис. 14.5. Схема оборудования для раздельной закачки воды
в два пласта с одним разделительным пакером типа ОРЗ-2П-5
меньше, нагнетание возможно только при низких давлениях. Для защиты 168-мм обсадной колонны от давления воды разработана конструкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделительными пакерами, обращенными раструбом вниз. При спуске оборудования в скважину для защиты манжеты на нее одевается предохранительный металлический кожух который сбрасывается с нее давлением жидкости при опрессовке оборудования в скважине. Выше самоуплотняющейся манжеты на сердечнике пакера устанавливаются ограничительные втулки с резиновыми манжетами, которые сжимаются весом колонны труб и фиксируют пакер по центру эксплуатационной колонны, обеспечивая нормальную работу самоуплотняющейся манжеты. Конструкция оборудования ОРЗ-2П-6 под колонну 168 мм похожа на ранее описанную. Технологической схемой использования оборудования ОРЗ-2П-6 предусматривается закачка воды с более высоким давлением в верхний пласт по НКТ, а с низким давлением - в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6 опускается в скважину только с одним нижним разделительным пакером. Верхний пакер с самоуплотняющейся манжетой не ставится.
Для раздельной закачки воды в два пласта существует и ряд других конструкций, описание которых можно найти в специальной литературе.
РЕМОНТ СКВАЖИН
Общие положения
Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр. Так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающем предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями.
Относительная длительность работы скважин оценивается коэффициентом эксплуатации Кэ, который представляет собой отношение суммарного времени работы данной скважины Тi в сутках к общему календарному времени Tкi анализируемого периода (год, квартал, месяц). Таким образом,
. (15.1)
По отношению к группе m скважин, имевших различную длительность работы Ti и, возможно, различные длительности анализируемого периода (ввод скважины в эксплуатацию в тот или иной момент данного года и т. д.), величина Kээ будет определяться отношением
. (15.2)
Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный (ПЦЭН, ШСН), газлифтный - характеризуются различными коэффициентами эксплуатации Кэ так как вероятность остановок, связанных с ремонтами и другими неполадками на скважинах, зависит от сложности оборудования, его надежности, долговечности и других условий эксплуатации. Обычно более высокий коэффициент Кэ - при фонтанной эксплуатации, наиболее низкий - при эксплуатации скважин штанговыми насосами. По этим причинам Кэ определяют для каждого способа эксплуатации отдельно по формуле (15.2).
Для общей оценки этого показателя по нефтедобывающему предприятию также пользуются формулой (15.2). Однако в этом случае такая обобщенная величина Кэ может исказить истинное состояние техники эксплуатации. Например, увеличение Кэ может произойти за счет роста фонда фонтанных скважин, для которых он близок к единице, а вовсе не за счет улучшения работы механизированного фонда, как это может показаться. Обычно величина Кэ для механизированного фонда скважин составляет 0,95 - 0,97, причем в последнее время в связи с улучшением качества ПЦЭН, их ремонта и обслуживания наметилась тенденция к некоторому повышению Кээ по скважинам, оборудованным ПЦЭН, по сравнению с Кэ по скважинам, оборудованным ШСН. Геологические и технологические условия эксплуатации скважин, такие как пескопроявления, обводненность, наличие сильно коррелирующих веществ в продукции скважин (сероводород, высокая минерализация), отложения солей и парафина, могут сильно влиять на коэффициенты эксплуатации. Поэтому величина Кэ для одного и того же способа эксплуатации, например ШСН, в разных районах или на разных месторождениях может быть различной. Другим важным показателем работы скважин является так называемый межремонтный период (МРП). По отношению к отдельной скважине - это средняя продолжительность непрерывной работы скважины в сутках между двумя ремонтами. По отношению к группе m скважин, имеющих различную продолжительность работы Тi между ремонтами, МРП определяется как отношение суммы продолжительностей работы этих скважин к сумме числа ремонтов по каждой i - й скважине:
. (15.3)
где αi - число ремонтов по каждой скважине в течение анализируемого времени.
Если продолжительность анализируемого (календарного) времени по каждой скважине различна, то средний МРП удобнее определять по формуле
. (15.4)
где Tкi - календарное время работы i - й скважины, сут; Tpi - продолжительность пребывания i - й скважины в ремонте в течение ее календарного времени Tкi, сут.
В круглых скобках числителя (15.4) указана продолжительность работы в сутках i - й скважины в течение анализируемого времени. Из (15.4) видно, что продолжительность ремонта также влияет на величину МРП.
Величина МРП в разных районах при разных способах эксплуатации различна и изменяется от нескольких недель для штанговых насосных установок, работа которых осложнена наличием песка в жидкости (Баку), до нескольких лет при фонтанной эксплуатации.
Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.
К текущему ремонту относятся следующие работы.
1. Планово-предупредительный ремонт.
2. Ревизия подземного оборудования.
3. Ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.
4. Смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).
5. Смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.
6. Очистка НКТ от парафина или солей.
7. Замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остеклованные трубы).
8. Изменение глубины подвески насосной установки.
9. Подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.
10. Специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.
11. Некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.
Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми в нефтедобывающем предприятии. Бригады подземного ремонта работают круглосуточно (три смены) либо в две смены и даже в одну. В состав одной вахты входят обычно три человека: оператор с помощником, работающие у устья скважины, и машинист, управляющий подъемной лебедкой.
К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы.
1. Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.
2. Исправление нарушений в обсадных колоннах.
3. Изоляция пластовых вод.
4. Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.
5. Забуривание второго ствола.
6. Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.
7. Гидравлический разрыв пласта.
8. Солянокислотные обработки скважин.
9. Термическая обработка забоя скважин.
10. Установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятий обсадных колонн.
11. Операции по ликвидации скважин.
Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, организуемой при объединениях (иногда и при НГДУ) и располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами (мастера по ловильным работам, по изоляционным работам, по ГРП или по кислотным обработкам и т. п.).
Похожие статьи:
poznayka.org
Закачка - вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Закачка - вода
Cтраница 3
Закачка воды в пласт возможна при благоприятных геологических условиях. [31]
Закачка воды имеет и ряд преимуществ по сравнению с закачкой сухого газа в пласт. При закачке воды с самого начала разработки месторождения газ подается потребителю. Так как давление поддерживается на определенном уровне ( оптимальная величина поддерживаемого давления как при закачке газа, так и при закачке воды определяется технико-экономическими расчетами), то не требуется или оттягивается срок сооружения дожимной компрессорной станции. Постоянство поддерживаемого пластового давления обеспечивает также стабильную добычу конденсата и не требует обычно ввода в эксплуатацию установок искусственного холода. [32]
Закачка воды началась в 1938 г. До середины 1947 г. было возвращено обратно в пласт 104 млн. м3 воды, отобранной из месторождения. В течение первой половины 1947 г. более 90 % добываемой пластовой воды, порядка 77 тыс. м3 / сутки, закачивалось в 75 скважин вдоль и вне западной части месторождения. Вначале возврат воды был разработан, как решение проблемы сброса пластовой воды, добываемой вместе с нефтью. Однако, скоро было признано, что возврат воды в пласт имеет благоприятное влияние на поддержание давления в нефтяном резервуаре. Можно считать, что возврат воды снижает чистый отбор жидкости из пласта на соответственное количество закачиваемой воды. [33]
Закачка воды в нагнетательные скважины ведется вплоть до ее появления в окружающих добывающих скважинах, после чего нагнетательные скважины-обводнительницы переводятся на чередующуюся закачку воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти. [34]
Закачка воды на обоих полях началась в 1978 году, на северном поле в 3 скважины, на южном в одну. В последующем фонд нагнетательных скважин на северном поле оставался неизменным, а на южном поле постепенно рос - в 1985 году составил 6 скважин. [35]
Закачка воды в пласт возможна при благоприятных геологических условиях ( залежь с большим этажом газоносности, тектонические нарушения отсутствуют, сообщаемость газонасыщенной и водоносной частей затруднена), приемлемом литоло-гическом и фациальном составе пород и цементирующего материала, высоком пластовом давлении ( достаточно большой глубине залегания пласта), большом содержании углеводородного конденсата ценных товарных свойств. [36]
Закачка воды имеет и положительные стороны. При закачке воды с самого начала разработки месторождения газ подается потребителю. Постоянство поддерживаемого пластового давления обеспечивает также стабильную добычу конденсата. [38]
Закачка воды в систему поддержания пластового давления требует высокого качества ее подготовки в период предварительного обезвоживания на начальных этапах сбора и подготовки нефти. Одним из способов решения этой проблемы является создание новых высокоэффективных отстойных аппаратов. [39]
Закачка воды выросла с 701 6 до 733 060 м3, что объясняется только увеличением, действующего фонда скважин, средняя приемистость снизилась с 194 3 до 187 5 м3 / сут. В результате вышеперечисленных изменений пластовое давление в зоне отбора снизилось с 23 7 до 21 4 МПа, при этом дебит жидкости увеличился на 2 5 т / сут ( с 17 8 до 20 3 т / сут), следовательно, снижение давления или засоренность ПЗП не являются причинами падения добычи нефти. В то же время однозначно судить о незначительном влиянии на добычу нефти пластового давления не представляется возможным. [40]
Закачка воды с добавкой ПАВ для поддержания пластового давления позволит проводить разработку месторождения при более низких температурах, чем пластовая. [41]
Закачка воды в пласт с высокой остаточной нефтенасыщенностью происходит с большими потерями энергии на преодоление сил вязкости смеси воды и нефти. При этом часть пород вскрытой толщины пласта остается неохваченной процессом заводнения, что в дальнейшем отрицательно сказывается на полноте вытеснения нефти. Особенно заметно наличие остаточной нефти сказывается на приемистости скважин, приуроченных к малопроницаемым неоднородным пластам. В этом случае восстановление проницаемости пород ПЗП может быть достигнуто путем проведения обработок ПЗП растворителями и растворами ПАВ. [42]
Закачка воды на Ватьеганском месторождении была организована в 1985 году. На начальном этапе для этой цели использовались пресные воды реки Айка-еган и расположенных в ее бассейне озер. [43]
Закачка воды в пласт была возобновлена только в феврале 1975 г. с расходом около 40 м3 / сут. [44]
Закачка воды при втором способе регулирования ( при сочетании горения с заводнением) выполняет роль теплоносителя для охвата пласта тепловым воздействием после прекращения в нем горения. [45]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
