Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Ремонт — нагнетательная скважина
Ремонт нагнетательных скважин объединяет виды работ связанных с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта закачки на другой, работы по восстановлению герметичности цементного кольца и эксплуатационной колонны, увеличению толщины эксплуатируемого интервала, воздействию на призабойную зону пласта зарез-ке нового ствола и другие. [1]
При ремонте нагнетательных скважин , где работы по глушению нередко сопровождаются изливом на поверхность, почва сильно загрязняется минерализованными жидкостями. [2]
Основная отличительная особенность ремонта нагнетательных скважин — высокое пластовое давление в районе скважины, превышающее гидростатическое. [3]
Уделено значительное внимание вопросам освоения и ремонта нагнетательных скважин , которые для многих месторождений являются весьма актуальными. [4]
Трубы, применяющиеся при эксплуатации и ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин , изготавливаются в соответствии с действующей нормативно-технической документацией. [6]
Как было отмечено ранее, за счет ускорения времени ремонта нагнетательных скважин по новой технологии по сравнению с ремонтом по обычной технологии, обеспечивается получение дополнительной закачки воды в нагнетательные скважины, освоенные после капитального ремонта. [7]
Ниже рассматриваются технологические схемы компоновки подземного оборудования при освоении, эксплуатации и ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин , по которым оценивается возможность применения канатной техники. [8]
В ней представлены все главные результаты по исследованным добывающим скважинам 1298, 1321, 1367, 1368, 1369 и 1383: их динамические уровни жидкости до ремонта нагнетательных скважин 305 и 307 ( в июне) и спустя 5 мес после ремонта нагнетательных скважин ( в ноябре-декабре); их статистические уровни жидкости ( в ноябре-декабре) и соответственно депрессии; их дебиты нефти перед исследованием и соответствующие этим дебитам коэффициенты продуктивности по нефти; далее представлены установленные при исследовании возможные увеличения коэффициентов продуктивности, принятые увеличения коэффициентов продуктивности и возможные при депрессии 50 ат дебиты нефти. [9]
С — внутренняя цена реализации нефти ( без НДС и акциза), руб / т, qfi — суточный объем очистки сточной воды, тыс. м / сут, равный QB / 365; RI — число ремонтов нагнетательной скважины до внедрения; R2 — число ремонтов нагнетательной скважины после внедрения. [10]
С — внутренняя цена реализации нефти ( без НДС и акциза), руб / т, д — суточный объем очистки сточной воды, тыс. м / сут, равный QB / 365; RI — число ремонтов нагнетательной скважины до внедрения; R2 — число ремонтов нагнетательной скважины после внедрения. Примечание: коэффициенты К, К2, К3, К4 определяются геологическими службами и могут иметь другие значения. [11]
В ней представлены все главные результаты по исследованным добывающим скважинам 1298, 1321, 1367, 1368, 1369 и 1383: их динамические уровни жидкости до ремонта нагнетательных скважин 305 и 307 ( в июне) и спустя 5 мес после ремонта нагнетательных скважин ( в ноябре-декабре); их статистические уровни жидкости ( в ноябре-декабре) и соответственно депрессии; их дебиты нефти перед исследованием и соответствующие этим дебитам коэффициенты продуктивности по нефти; далее представлены установленные при исследовании возможные увеличения коэффициентов продуктивности, принятые увеличения коэффициентов продуктивности и возможные при депрессии 50 ат дебиты нефти. [12]
С — внутренняя цена реализации нефти ( без НДС и акциза), руб / т, qfi — суточный объем очистки сточной воды, тыс. м / сут, равный QB / 365; RI — число ремонтов нагнетательной скважины до внедрения; R2 — число ремонтов нагнетательной скважины после внедрения. [13]
С — внутренняя цена реализации нефти ( без НДС и акциза), руб / т, д — суточный объем очистки сточной воды, тыс. м / сут, равный QB / 365; RI — число ремонтов нагнетательной скважины до внедрения; R2 — число ремонтов нагнетательной скважины после внедрения. Примечание: коэффициенты К, К2, К3, К4 определяются геологическими службами и могут иметь другие значения. [14]
Разработка и внедрение герматизированных аппаратов по очистке сточных вод для предотвращения вредных выбросов в окружающую среду, например, аппаратов АОСВ 2 / 2 производительностью 3000 м / сут, позволит снизить содержание твердых взвешенных частиц и нефти в сбрасываемой воде до ( 20 — 30) мг / л и даст экономический эффект за счет сокращения объемов нефти, сбрасываемой со сточной водой в пласты, уменьшит число ремонтов нагнетательных скважин и предотвратит попадание нефти в почву при порывах нефтепроводов. [15]
Источник
Справочник инженера по добыче нефти (стр. 32 )
 | Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 |
Основные параметры сточных вод после очистки и подготовки
Остаточное содержание, мг/л
Возможность (+) очистки сероводородосо-держащих сточных вод
Резервуары отстойники с двухлучевым распреде-лительным устройством ввода и вывода жидкос-ти:
Резервуары отстойники с гидрофобным жидкост-ным фильтром:
Напорные герметизиро-ванные отстойники:
а) полный отстойник (V=100 м3)
б) с коалесцирующим фильтром (ФЖ-2973)
Мультигидроциклонная установка (НУР-3500)
10.6. Оборудование нагнетательных скважин
Оборудование нагнетательных скважин включает:
— обвязка устья скважины.
Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максималь-ное ожидаемое давление при закачке рабочего агента.
Арматура предназначе-на для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры – трубная головка и елка.
Трубная головка пред-назначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.
Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.
Технические характеристики устьевой арматуры для нагнетательных скважин приведены в табл. 10.6.1.
Технические характеристики устьевой арматуры
Условный проход ствола и боковых отводов, мм
коррозионная (вода техническая, сточная нефтепромысловая и мор-ская с содержанием механических примесей не более 25 мг/л, размером твердых частиц не более 0,1 мм)
Запорное устройство (прямоточная задвижка)
Габаритные размеры, мм:
Масса арматуры, кг
Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины (рис.10.6.1).К конструкции нагнетательных скважин предъявляются следующие требования:
1.оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания;
2.нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента;
3.для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.
Принцип работы нагнетательной скважины
Вода от ВРБ (ВРГ) подаётся через нагнетательную линию скважины и тройник устьевой арматуры в НКТ, а по ним поступает в пласт. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ. Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется штуцером (5) или регулятором расхода (см. рис.10.6.2). Для контроля процесса нагнетания воды арматура скважины оборудуется вентилями высокого давления (9 и 12).
 |
Обслуживание нагнетательных скважин
Обслуживание нагнетательных скважин осуществляют операторы по поддержанию рабочего давления. Нагнетательные скважины обслуживаются ежедневно. При обслуживании нагнетательных скважин контролируются:
— рабочее (линейное) и устьевое давление;
— работа контрольно-измерительных приборов и аппаратуры;
— состояние запорной арматуры и фланцевых соединений;
— состояние защитных устройств;
— состояние (наличие) штуцера или регулирующего устройства.
Ремонт нагнетательных скважин
Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины определяется геологической и технологической службами цеха ППД по результатам исследований. Необходимость ремонта наземного оборудования определяется мастером ЦППД и подтверждается начальником цеха. Ремонт нагнетательных скважин выполняется бригадами ПРС и КРС. Бригада подземного (текущего) ремонта скважин производит смену запорной арматуры, а бригада капитального ремонта производит ремонтно-изоляционные работы, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение различного рода аварий, ввод скважин в эксплуатацию и работы по увеличению приемистости скважин.
Ремонт нагнетательных скважин производится на основании плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т. д. Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту. Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен следующий объем работ:
— проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги;
— подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.
— подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения.
— закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного.
Вывод на режим и исследование нагнетательных скважин
Целью вывода нагнетательной скважины на режим является приведение рабочего давления и расхода жидкости в соответствие с режимными параметрами. Вывод скважины на режим осуществляется исходя из технологического режима работы нагнетательных скважин, утверждаемого главным инженером предприятия.
Задачей оператора по поддержанию пластового давления при выводе скважины на режим является контроль за рабочим давлением и количеством закачиваемого рабочего агента. Вывод на режим осуществляется следующим образом:
— оператор ППД ежедневно производит замеры давления и расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение первых 2-3 дней при относительно низком давлении закачки наблюдается большой расход рабочего агента, это связано со снижением давления в призабойной зоне скважины после ремонта;
— после стабилизации рабочего давления осуществляется регулирование режима работы скважины. Путем подбора диаметра штуцера или проходного сечения регулирующего устройства рабочее давление и расход по скважине приводятся в соответствие с режимными показателями.
Скважина считается выведенной на режим, если три замера расхода рабочего агента по скважине в течение суток соответствуют режимным показателям при неизменном давлении закачки.
В процессе эксплуатации скважин при помощи забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. Пластовое давление, фильтрационные параметры пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются путем исследования скважин методами падения забойного давления и установившихся пробных закачек.
Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту закачиваемой воды изучаются по динамике давления на различных участках пласта, результатам исследований методом гидропрослушивания, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров.
Источник
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Ремонт нагнетательных скважин
Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины определяется геологической и технологической службами цеха ППД по результатам исследований.
Необходимость ремонта наземного оборудования определяется мастером ЦППД и подтверждается начальником цеха. Ремонт нагнетательных скважин выполняется бригадами ПРС и КРС.
Бригада подземного (текущего) ремонта скважин производит смену запорной арматуры, а бригада капитального ремонта производит ремонтно-изоляционные работы, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение различного рода аварий, ввод скважин в эксплуатацию и работы по увеличению приемистости скважин.
Ремонт нагнетательных скважин производится на основании плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т.д. Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту.
Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен следующий объем работ:
— проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги;
— подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.
— подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения.
— закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного.
Источник