что включает в себя подземное оборудование нагнетательных скважин

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:

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

Нагнетательные нефтяные скважины

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

Что такое нефтяная нагнетательная скважина?

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

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

Нагнетательные скважины нашли свое применение не только в сфере нефтедобычи, но и в сегменте хранения полезных ископаемых, а также осушении обводненных месторождений. Конструкция нагнетательной скважины нефтяной подбирается исходя из предназначения, задач, которые ставятся перед оборудованием, прогнозируемой глубины и прочих технических параметров.

Конструкция нагнетательной нефтяной скважин и ее особенности

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

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

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

Приемистость нагнетательной скважины: основной технический параметр

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

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

Способы освоения нефтяных источников при использовании нагнетательных скважин

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

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

Источник

ОБОРУДОВАНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Устьевая арматура, предназначена для подачи и регулировки объема воды в скважину, проведения различных технологических опера­ций: промывок, освоения, обработок и т.д.

Арматура состоит (рисунок 32) из колонного фланца 1, устанавливаемого на o6caдную колонну, крестовины 2, приме­няемой для сообщения с затрубным пространством, катушки 3, на кото­рой подвешиваются НКТ, тройника 4 для подачи нагнетаемой жидкости в скважину.

1-колонный фланец; 2-крестовина; 3-катушка; 4-тройник

Рисунок 32-Устьевая арматура

Работа арматуры видна из её устройства. Устройство задвижек, устанавливаемых на арматуре, приведено на рисунке 33.

В корпусе 1 задвижки предусмотрены ванны 2 и 3 для смазки, кото­рая не тает механическим примесям накапливаться на дне корпуса. При­меняется смазка ЛЗ-162. Техническая характеристика задвижка представлена в таблице 11.

Достоинства и недостатки конструкции: а) резкое возрастание крутящего момента в задвиж­ках при эксплуатации из-за слома подшипника или замерзания; б) нару­шение герметичности из-за недостаточно затянутых шпилек; в) пропуск сальника по причине износа манжет; г) заклинивание затвора из-за отложений солей.

1-корпус; 2-ванны; 3-уплотнители; 4-винт; 5-маховик

Рисунок 33-Задвижка прямоточная

Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины. Получили широкое применение пакера механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до 70 МПа Устройство пакера приведено на рис. 34.

1-головка с резьбой; 2-ствол; 3-ограничительная втулка; 4-резиновая манжета; 5- корпус; 6-шлипсы; 7-фонарь; 8-замковая муфта

Техническая характеристика пакеров приведена в таблице 12.

Таблица 12–Техническая характеристика применяемых пакеров

Якорь предназначен для разгрузки НКТ от сжимающих усилий и предотвращения скольжения пакера по обсадной колон­не при создании перепада давления. Получили распространения якоря типа ЯГ-6, ЯГ-8, ЯПГ5-500.

1-корпус; 2-плашки; 3-резиновая трубка

Рисунок 35-Якорь 1ЯП

Взаимодействие узлов. При нагнетании жидкость воздействует на резиновую трубку через отверстия под поршнями-плашками, которые выдвигаются из корпуса в радиальном направлении и прижимаются с силой к экс­плуатационной колонне. Таким образом они воспринимают осевое давление от пакера и передают его на эксплуата­ционную колонну, удерживая пакер на месте. При прекра­щении закачки жидкости трубка принимает первоначальную форму, а плашки-поршни при подъеме занимают исходное положение. Техническая характеристика якорей представлена в таблице 13.

Таблица 13- Техническая характеристика якорей

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Нагнетательные трубопроводы. оборудование нагнетательных скважин

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

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

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

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

Оборудование нагнетательных скважин

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

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

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

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

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

Рис. 33 Арматура нагнетательная АНК 1

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

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

Рабочее давление, Мпа 16

Пределы измерения расхода, м3/сут 240-12000

Условный диаметр, мм 100

Температура, 0 С измеряемого потока воды 5-40

Источник

Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин.

Классификация скважин на нефтяных и газовых месторождениях по назначению. Добывающие и нагнетательные скважины. Типовые профили добывающих и нагнетательных скважин. Требования к конструкции скважин.

Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин. Типы ФА и маркировка. Типы НКТ и маркировка

По назначению скв-ны можно подразделить на разведочные, добывающие, нагнетательные, наблюдательные и пьезометрические. Разведочные скв-ны бурят для изучения особенностей геологического строения и размеров залежи и окружающей ее пластовой водонапорной системы, опр-я продуктивности и параметров пластов. Добывающие и нагнетательные скв-ны предназначены для управления пр-сами, имеющими место в пласте при разр-е мест-й природных ув, для добычи г, н и к-та. Всестороннее и периодическое иссл-е этих скв-н дополняет наши представления о мест-и. Сведения, получаемые при эксплуатации скв-н, дают информацию о параметрах пласта, о запасах н, г и к-та, активности водонапорного бассейна.

Требование к конструкции скв и выбор диаметра ЭК и НКТ.

Конструкция скважин — взаимное расположение колонн обсад­ных труб, концентрически спускаемых в скважину, их число, на­ружный диаметр и длина, интервалы цементирования, наружный диаметр цементного кольца. По назначению различают следующие виды обсадных колонн.

Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин.

В состав наземного устьевого оборудования входят фонтанная арматура (ФА), колонные головки (КГ), катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.

ФА предназначена для герметизации устья, контроля, регулирования режима эксплуатации.

1 – манометр; 2 – запорное устройство к манометру; 3 – фланец под манометр; 4 – запорное устройство; 5 – тройник, крестовина; 6 – дроссель; 7 – переводник трубной головки; 8 – ответный фланец; 9 – трубная головка.

ФА изготавливаются: нормальные; коррозионно-стойкие: углекислостойкие К₁, сероводородостойкие К₂, К₃; термостойкие Г (t>120°С); хладостойкие ХЛ (t

Источник