Главная страница » Что добывают в скважинах

Что добывают в скважинах

  • автор:

Добывающая скважина на нефтяной залежи

Разработка нефтяных залежей пробуренными скважинами. Процесс освоения скважин. Насосно-компрессорные трубы и устьевое оборудование. Условия фонтанирования скважин. Эксплуатация скважин погружными центробежными и штанговыми глубинными электронасосами.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 16.09.2012
Размер файла 1,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СКВАЖИНЕ

ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ

ОСНОВНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ВЫВОДЕ НА РЕЖИМ И ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ШВН

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

ТИПЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ НА КНС

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ПЕРЕДВИЖНЫЕ ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ

БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ПОДЗЕМНЫЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ

ПОДСОБНЫЕ ЦЕХА ПРЕДПРИЯТИЙ, ПРОКАТНЫЕ БАЗЫ ПО РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СКВАЖИНЕ

Нефтяные залежи (месторождения) разрабатываются в основном пробуренными скважинами. Существуют также шахтные и карьерные способы разработки.

Добывающая скважина на нефтяной залежи, оснащённая фонтанным, насосным или газлифтным оборудованием (в зависимости от способа эксплуатации), контрольно-измерительными приборами, предназначена для добычи нефти, нефтяного газа и попутной воды, воздействия на нефтяной пласт и управления разработкой нефтяной залежи. Нефтяная шахта — совокупность наземных и подземных сооружений и подземных горных выработок, предназначенных для добычи нефти и нефтенасыщенной (битуминозной) породы. Карьерная разработка, предназначенная для извлечения нефтенасыщенной и битуминозной породы, осуществляется в нефтяном карьере с помощью открытых горных выработок.

Скважина представляет собой узкий глубокий колодец, пробуренный до нефтяного пласта. Глубина скважины бывает от нескольких метров до нескольких тысяч метров. Дно скважины называется забоем. Процесс углубления скважины называется бурением, углубление с использованием энергии двигателей — ударными или вращательным бурением.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

В процессе бурения для предохранения стенок скважины от обвала в неё спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных толстостенных труб. В зависимости от геологических условий в скважину может быть спущено на разные глубины несколько концентрически расположенных колонн труб, что определяет конструкцию скважины. Первая колонна из труб большого диаметра, спускаемая на небольшую глубину (от 40 до 200 — 600 м), называется кондуктором. Последняя, меньшая по диаметру и наиболее длинная, называется эксплуатационной колонной. При необходимости спускают одну или две промежуточные колонны.

Для эксплуатационной колонны используют обсадные трубы с наружным диаметром от 219 до 114 мм и толщиной стенок 6 — 12 мм.

После спуска обсадных труб их цементируют с подъёмом цемента до нужной высоты для перекрытия верхних нефтяных, газовых и водяных горизонтов. Если продуктивный пласт перекрывается эксплуатационной колонной полностью, то сообщение между ним и скважиной устанавливается путём прострела отверстий в колонне специальным аппаратом — перфоратором.

В процессе бурения спускаемые в скважину обсадные колонны обвязываются колонной головкой, предназначенной для герметизации межтрубных пространств, подвески каждой из колонн и их закрепления. На верхнем фланце колонной головки устанавливается устьевое оборудование. Колонные головки устанавливают на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации.

При любом способе эксплуатации скважин жидкость и газ поднимаются по специальным трубам, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными (НКТ). На обоих концах каждой НКТ нарезается резьба, и на один из них навинчивается муфта для свинчивания этой трубы со свободным концом другой трубы.

Проекция ствола скважины на вертикальную плоскость называется профилем скважины. По профилю различают следующие типы скважин: вертикальные, наклонно-направленные, пологие, горизонтальные, многозабойные.

По назначению различают следующие типы скважин: опорные — для изучения залегания горных пород; поисковые — для поиска месторождений; разведочные — для уточнения условий залегания нефти и газа; эксплуатационные. Последние в свою очередь делятся на добывающие, нагнетательные, контрольные — для контроля за разработкой месторождения, оценочные — для оценки остаточных запасов.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Освоением скважин называется комплекс работ по вызову притока из пласта жидкости и газа в скважины (для эксплуатационных) и достижение максимальной приемистости ими жидкости, газа или сжатого воздуха (для нагнетательных). На весь период освоения глубоких скважин, особенно разведочных, составляется соответствующий план.

Процесс освоения скважин начинается с приемки законченных бурением скважин и их опрессовки (или испытания снижением уровня) на соответствующее давление.

В комплекс работ по освоению скважин входят следующие операции:

1. Приемка скважины от конторы бурения.

2. Опрессовка (испытание) эксплуатационной колонны.

3. Подготовка скважины к перфорации (установка крестовика, тройника, прострелочной задвижки; присоединение агрегатов; сооружение площадки для перфорации; заполнение ствола скважины глинистым раствором того же удельного веса, который применялся при вскрытии продуктивного пласта; подготовка запасов утяжеленного раствора в количестве 1,5—2,0 объемов скважины).

4. Отбивка забоя и перфорация.

5. Проведение первого комплекса исследовательских работ (замер пластовых давлений и температур).

6. Спуск лифтовых труб (при фонтанно-компрессорной эксплуатации) и насосных, (при глубиннонасосной).

7. Подготовка наземного оборудования (арматура, станок-качалка, выкид, ЛЭП, рабочий и воздушный манифольды, трапы и т. д.).

8. Замена утяжеленного раствора раствором средней, затем нормальной плотности, потом водой и нефтью.

9. Вызов притока одним из существующих методов (продавкой компрессором, аэрацией, воздушно-жидкостными «подушками», оттартыванием свабом либо после спуска вставного насоса или плунжера трубного насоса со штангами — насосом).

10. Пробная эксплуатация скважины со снятием основных параметров продуктивности: пластовое и забойное давления; дебиты нефти, конденсата, газа и воды; состав газа, воды и механических примесей; динамика изменений затрубных, буферных и рабочих давлений.

11. Проведение второго комплекса исследовательских работ.

12. Разработка технологического режима эксплуатации (либо технологического режима работы нагнетательных скважин).

Все методы освоения скважин и вызова притока жидкости и газа из пласта в скважины основаны на двух принципах снижения противодавления на пласт:

принцип первый: снижение плотности жидкости в стволе скважины.

принцип второй: снижение уровня (столба жидкости) в скважине.

Наиболее распространены следующие методы освоения скважин:

промывка скважин — замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более лёгкой;

продавка сжатым газом (воздухом) — вытеснение жидкости из колонны НКТ сжатым газом, нагнетаемым в затрубное пространство скважины;

аэрация — насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью;

поршневание — снижение уровня жидкости в скважине путём спуска и подъёма на стальном канате поршня в НКТ. Поршень имеет клапан, открывающийся вверх. При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъёме поршня клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

Сроки освоения скважин в зависимости от условий различны — от нескольких часов до нескольких месяцев. Когда нефтяной пласт обладает значительными запасами пластовой энергии, фонтанирование может начаться сразу после перфорации. Если пластовой энергии для подъёма жидкости с забоя недостаточно, то используют методы вызова притока для снижения протидавления на пласт.

ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

Способ эксплуатации, при котором подъём жидкости на поверхность только за счёт пластовой энергии, получил название фонтанного.

Количество добываемой из скважин жидкости или газа за определённый промежуток времени называется дебитом жидкости или газа. В промысловой практике дебит принято измерять за сутки.

Условия фонтанирования скважин зависят от энергии газожидкостной смеси, расходуемой на подъём 1 т жидкости, средней скорости движения смеси и процентного содержания воды в добываемой жидкости. В целях наиболее полного использования энергии отбор жидкости из скважины ограничивается.

Фонтанное оборудование состоит из наземного и подземного. К наземному относятся фонтанная арматура, манифольд, лубрикатор, выкидная линия, подключающая скважину к системе промыслового сбора и транспорта нефти и газа. К подземному относятся НКТ, пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, конические глухие подвески, башмачные клапаны.

Фонтанная арматура, устанавливаемая на колонную головку, предназначена для герметизации устья, а также для контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Соединения деталей и узлов арматуры — фланцевые. Основные узлы фонтанной арматуры — трубная головка и ёлка. Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъёмных труб, их герметизации, а также выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Ёлка предназначена для направления продукции скважин по выкидам (струнам), контроля и регулирования режима эксплуатации скважин при помощи установленных на рабочих струнах штуцеров.

При эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъёмных труб проходит через центральную стволовую задвижку и направляется в выкид.

Фонтанные арматуры различают по конструктивному исполнению и прочностным показателям: рабочему давлению; размерам проходного сечения ствола; конструкции фонтанной ёлки и числу спускаемых в скважину рядов труб; виду запорных устройств.

Рис. 2. Типовые схемы фонтанных арматур: 1-манометр; 2-вентиль; 3-буферный фланец под манометр; 4-запорное устройство; 5-тройник; 6-дроссель; 7-переводник трубной головки; 8-ответный фланец; 9-трубная головка; 10-крестовина елки.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника (одно- или двухъярусная тройниковая арматура), либо крестовину (крестовая арматура). Двухструнная (двухъярусная тройниковая) и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство—запасным. Двухъярусную тройниковую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром.

На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трёхходовыми кранами: один — на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, другой — в верхней части арматуры для замера давления на устье.

В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследования продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта. Приборы спускаются через специальное герметизирующее устройство — лубрикатор, устанавливаемый на буферной задвижке фонтанной арматуры. Установленный лубрикатор опресовывается, после чего при помощи лебёдки, смонтированной на специальной машине, в скважину спускают прибор. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и длительного фонтанирования скважины дебит её регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцера. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях фонтанной арматуры, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями обвязки.

Конструкции штуцеров различны: втулочные, быстросъёмные, регулируемые. В процессе эксплуатации фонтанных скважин оператор по добыче нефти контролирует давление на буфер, в затрубном пространстве, наблюдает за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, выкидных линий и при необходимости проводит их текущий и мелкий ремонт. Данные о систематическом контроле за режимом эксплуатации скважины, ремонте, изменениях режима фиксируются в специальных журналах и рапортах. По этим данным устанавливают оптимальный режим эксплуатации скважины.

Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, который необходим для работы газожидкостного подъемника.

Газовый фактор Г(м3/т) — это объем газа, приведенный к стандартным условиям, приходящийся на 1 т дегазированной нефти при снижении давления до атмосферного в процессе разгазирования.

Эффективный газовый фактор Гэф (м3/т) — это средний объем свободного газа вдоль ствола газожидкостного подъемника (лифта), приведенный к атмосферному давлению и стандартной температуре (200С), приходящийся на единицу массы жидкости.

Удельный расход газа R(м3/т) — это объем газа, необходимый для подъема 1 т жидкости, приведенный к атмосферному давлению и стандартной температуре.

Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа при работе подъемника на оптимальном режиме:

Величины Гэф и R опт могут быть вычислены аналитически как для случая, когда забойное давление ниже давления насыщения (Pз < PH), так и для случая, когда Pз > PH.

НАСОСНО-КОПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ

Основное назначение НКТ — создание канала для подъема жидкости от забоя скважины на поверхность. При фонтанной и компрессорной добыче они могут быть оборудованы специальными клапанами для осуществления некоторых технологических операций.

В процессе испытания скважин НКТ часто используют при установке цементных мостов, для разбуривания цементных пробок, через них проводят соляно кислотные и другие обработки пластов.

Диаметр, тип и прочностную характеристику НКТ выбирают, исходя из ожидаемого дебита (диаметр), глубины скважины (тип труб, группа прочности). Для проведения отдельных технологических операций необходимо также учитывать размеры кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и наружным диаметром НКТ.

Для глубоких скважин применяют равно прочные НКТ с высаженными наружу концами.

НКТ изготовляют из сталей различных групп прочности (Д, К, Е, Л, М).

УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Устьевое оборудование — неотъемлемая часть конструкции скважины при ее строительстве и эксплуатации. Оно предназначено для обвязки всех спущенных в скважину обсадных колонн с целью организации контроля за состоянием межтрубного пространства и при необходимости воздействия на возникающие в нем проявления; управления скважиной при возникновении осложнений и бурении с продувкой забоя воздухом, газом или использованием аэрированной жидкости; эксплуатация скважины фонтанным или механизированным способом. Оборудование устья бурящейся скважины должно состоять из колонной головки, количество секций которой должно соответствовать числу спущенных в скважину обсадных колонн, превенторной установки, превенторной катушки с быстроразъемным желобом. Для бурения с продувкой забоя воздухом или газом, а также бурения с использованием аэрированной жидкости в комплект устьевого оборудования включаются вращающийся превентор или герметизирующее устройство.

В связи с тем, что оборудование устья скважины монтируется и обслуживается в процессе строительства скважины под полом вышечного блока буровой установки, оно, помимо своего прямого назначения, должно отвечать следующим требованиям:

колонные головки, превенторы и другие элементы должны иметь минимальную высоту;

присоединительные размеры фланцев колонных головок превенторов должны быть согласованы с учетом последовательной установки на устье секций колонных головок и противовыбросового оборудования на более высокое рабочее давление, чем при бурения предыдущего интервала;

проходные отверстия фланцев должны обеспечивать подвешивание спущенной обсадной колонны на клиновой захват без демонтажа противовыбросового оборудования;

должны быть согласованы также прочностные характеристики устьевого, оборудования и обсадных труб, на которые оно устанавливается.

Колонные головки

Тип колонных головок и схемы их монтажа следует выбирать с учетом обеспечения постоянного контроля давления, создаваемого появляющимся газом в межколонном пространстве, и проведения ремонтных работ по ликвидации возникающих проявлений.

Секции колонной головки устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию колонной головки необходимо подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее устанавливают противовыбросовое оборудование, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяют.

Обвязка всех входящих в конструкцию скважины обсадных колонн секциями колонной головки возможна только по мере их спуска и цементирования.

Противовыбросовое оборудование предназначено для управления скважиной при газоводонефтепроявлениях, герметизации затрубного пространства при цементировании обсадных колонн, осуществления обратных циркуляций и цементирования и других операций при бурении нефтяных и газовых скважин.

В соответствии с ГОСТ 13862-80 противовыбросовое оборудование изготовляется трех типов: двухпревенторный с двумя выкидами (рис. 4,а), трехпревенторный с тремя выкидами (4,б) и трехпревенторный с четырьмя выкидами (рис. 4,в).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

По мере истощения пластовой энергии её становится недостаточно для фонтанирования. В таких случаях переходят на механизированный способ добычи. Одним из видов механизированного способа добычи нефти является газлифтный. Жидкость с забоя поднимается с помощью подачи в скважину сжатого на поверхности газа или воздуха. Для подъёма жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: рабочий для подачи газа и подъёмный для подъёма жидкости на поверхность.

До пуска скважины жидкость в обсадной колонне и в колонне подъёмных труб находится на одном уровне, называемом статическим. По мере нагнетания рабочего агента в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъёмными трубами уровень в подъёмных трубах повышается, а в кольцевом пространстве понижается до тех пор, пока не достигнет нижнего конца подъёмных труб (башмака). Давление закачиваемого рабочего агента в этом случае достигает максимального и называется пусковым. За счёт увеличения подачи рабочего агента в эксплуатационную колонну уровень жидкости в подъёмных трубах будет повышаться, достигает устья скважины, после чего произойдёт её выброс. При этом давление у башмака труб резко упадёт, будет ниже пластового и нефть из пласта начнёт поступать в скважину. Давление нагнетаемого рабочего агента при установившейся работе подъёмника называется рабочим.

При газлифтной эксплуатации скважин на нефтяном месторождении предусматривается одна или несколько компрессорных станций. Иногда в качестве рабочего агента используется газ из газовых пластов с высоким давлением, в этом случае можно обойтись без применения компрессоров.

Для пуска и эксплуатации газлифтных скважин фонтанная арматура обвязывается выкидными линиями и газопроводом, идущим к газораспределительной батарее.

Подземное оборудование состоит из рабочего и подъёмного каналов, пусковых и рабочих клапанов, скважинных камер и пакера, устанавливаемого на конце подъёмных НКТ. Пусковые клапаны работают только в период освоения газлифтной скважины. Скважинные камеры для размещения в них газлифтных клапанов и других приспособлений необходимы при выполнении определённых технологических операций. Пакер, служащий для разобщения призабойной зоны скважины от затрубного пространства, обеспечивает плавную и спокойную работу скважины.

Различные операции (посадка газлифтных клапанов, глухих и циркуляционных пробок в скважинные камеры, извлечение их оттуда, посадка и извлечение приёмного клапана и т.д.) в скважине выполняются без её глушения при помощи комплекса оборудования и инструмента для обслуживания газлифтных скважин. При газлифтном способе эксплуатации сокращается объём ремонтных работ.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ

Для эксплуатации обводнённых, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широкое распространение получили погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительной чертой таких насосных установок является расположение двигателя непосредственно у насоса.

Рис.5. Схема установки погружного центробежного электронасоса:

1 — эксплуатационная колонна; 2 — компенсатор; 3 — электродвигатель; 4 — протектор; 5 — центробежный электронасос; 6 — обратный и спускной клапаны; 7 — насосно-компрессорные трубы; 8 — электрический кабель; 9 — крепежный пояс; 10 — обратный перепускной клапан; 11 — оборудование устья; 12 — барабан для кабеля; 13 — станция управления; 14 — трансформатор.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на НКТ, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора. Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабельной линии. Все узлы соединены между собой фланцами. Гидрозащита необходима для предотвращения попадания пластовой жидкости в полость электродвигателя.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры, трансформатора и станции управления. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю. Кабель крепится к НКТ крепильным поясом. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать или останавливать установку и контролировать её работу.

Устьевая арматура предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учётом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из него при чрезмерном увеличении его давления.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинают вращаться его вал и насос. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приёме насоса, и поднимается по НКТ на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, под насосом предусмотрен клапан для слива жидкости из труб перед подъёмом агрегата из скважины.

Основные осложнения при выводе на режим и эксплуатации УЭЦН

При выводе на режим и эксплуатации УЭЦН возможны следующие основные осложнения:

· недостаточный приток жидкости из пласта;

· неразворот или тяжёлый пуск установки;

Вывод УЭЦН на режим при недостаточном притоке из пласта.

Если в процессе откачки раствора глушения динамический уровень снизился до критического уровня (200 м над приёмом насоса) или сработала защита ЗСП, то это означает, что приток жидкости из пласта ниже производительности установки по каким-либо причинам. Тогда выполняются следующие операции:

1. Восстановление уровня в затрубном пространстве за счёт притока из пласта с последующей откачкой до критического уровня. Эти операции повторяются до получения определённого результата (положительного или отрицательного).

2. Если восстановление уровня в затрубном пространстве при отключенной установке не происходит или происходит незначительно, то производится откачка до уровня ниже критического (менее 200 м над приёмом насоса) с целью увеличения депрессии на пласт с последующим его восстановлением и откачкой. Операции повторяются также до получения определённого результата. Если вывести установку на режим не удаётся, то используется штуцирование на выкиде или перевод на периодический режим работы.

3. Запуск УЭЦН и освоение скважины с помощью частотного преобразователя бригадой, обученной работе с ним. Время непрерывной работы установки при недостаточном притоке или отсутствии притока из пласта не должно превышать 2 часа для ПЭД32, 1 час для ПЭД45, 0,5 часа для ПЭД мощностью более 45 кВт. Перерывы в работе для охлаждения ПЭД должны быть не менее 1,5 часов.

Операции при неразвороте или тяжелом пуске установки ЭЦН:

перед повторным включением неразвернувшейся установки меняется чередование фаз на погружном кабеле и проверяется напряжение по 3-м фазам на его зажимах. После включения проверяется симметрия фазных токов электродвигателя измерительными клещами. Если установка не развернулась и после смены направления вращения, то при достаточно высокой изоляции (не менее 10 Мом) допускается увеличить напряжение на ТМП на величину дополнительных потерь в кабеле от пусковых токов (до 1,5 UНОМ) и ещё раз включить УЭЦН. Результаты проверки по фазам при неразвороте установки записываются в эксплуатационном паспорте. Если установка развернулась, то продолжительность работы её на повышенном напряжении не должна превышать 1 часа, при этом допускается нагрузка по току не более 1,1 номинальной. После снижения нагрузки величину напряжения следует уменьшить до номинального. Продолжительность непрерывной работы двигателя при номинальном напряжении в зависимости от величины нагрузки определяется по таблице:

Добывающая скважина

см. и

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .

Смотреть что такое "Добывающая скважина" в других словарях:

добывающая скважина — эксплуатационная скважина — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы эксплуатационная скважина EN producer … Справочник технического переводчика

добывающая скважина, в продукции которой содержится сера — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN development well sulphur … Справочник технического переводчика

добывающая нефтяная скважина — эксплуатационная нефтяная скважина — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы эксплуатационная нефтяная скважина EN producing oil well … Справочник технического переводчика

скважина, добывающая нефть и газ — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN producing oil and gas well … Справочник технического переводчика

насосная добывающая нефтяная скважина — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN pumping producing oil well … Справочник технического переводчика

Нефтеотдача — (коэффициент извлечения нефти КИН) отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9 75&#160;%). Методы повышения нефтеотдачи. Повышение нефтеотдачи&#8230; … Википедия

Соединённые Штаты Америки — (United States of America), США (USA), гос во в Cев. Aмерике. Пл. 9363,2 тыс. км2. Hac. 242,1 млн. чел. (1987). Cтолица Bашингтон. B адм. отношении терр. США делится на 50 штатов и федеральный (столичный) округ Kолумбия. Oфиц. язык&#8230; … Геологическая энциклопедия

Нефтедобыча — Чертёж, иллюстрирующий обвязку устья нефтедобывающей скважины Нефтедобыча подотрасль нефтяной промышленности, отрасль экономики, занимающаяся добычей природного полезного ископаемого нефти. Нефтедобыча сложный производственный процесс, включающий … Википедия

BHP Billiton — (Би Эйч Пи Биллион) Компания BHP Billiton, история компании, деятельность компании Информация о компании BHP Billiton, история компании, деятельность компании Содержание Содержание Обозначение Ключевые моменты развития в Успехи Партнеры фирмы BHP … Энциклопедия инвестора

Моликпак — Платформа «Моликпак»&#160; первая в России морская производственно добывающая платформа ледового класса, установленная на шельфе Охотского моря в рамках проекта «Сахалин 2». Содержание 1 История 2 Конструкция … Википедия

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Продукция добывающих скважин , кроме нефти ( плотностью — 843 кг / м3 и вязкостью — 6.8 мПа с) и воды ( плотностью — 1144 кг / м3 и вязкостью — 1.14 мПа с), содержит сероводород в количестве до 0.74 % мае.  [1]

Продукция добывающих скважин содержит нефть, соленую, воду, свободный и растворенный газ, агрессивные компоненты. При откачке таких сред характеристики ЭЦН изменяются в зависимости от вязкости, газосодержания и других физико-химических свойств смеси. Разработанные методики подбора ЭЦН к скважинам учитывают влияние этих факторов на характеристику насоса.  [3]

Продукция добывающих скважин помимо нефти, газа или конденсата всегда содержит воду.  [4]

Обводненность продукции добывающих скважин быстро достигает предельных значений, при которых эксплуатация скважин становится нерентабельной. Основная масса вытесняющего агента фильтруется к скважинам по отдельным промытым зонам, что уменьшает охват пластов заводнением, а коэффициент нефтеотдачи при этом не превышает 0 3 — 0 5 от балансовых запасов.  [5]

Обводненность продукции добывающих скважин обычно определяется лабораторным путем по пробам жидкости, которые отбираются из выкидных линий или мерных емкостей. Повышение представительности проб достигается путем установки пробоотборных кранов на вертикальных участках выкидных линий и увеличением числа одновременно отбираемых проб. Наиболее надежные средние значения обводненности за сравнительно длительный промежуток времени ( месяц, квартал) могут быть получены в результате статистической обработки значительного числа определений.  [6]

Анализ продукции добывающих скважин на содержание компонентов мицеллярного раствора и полиакриламида проводился для получения данных о стадии прохождения процесса мицеллярно-полимер-ного воздействия в зонах пласта, дренируемых каждой из скважин.  [8]

Пробы продукции добывающих скважин отбирают перед началом указанных исследований. Проба пластовых флюидов отбирается либо из полости скважины ( скважинными пробоотборниками), либо на устье. Пробы нефти отбирают в стандартные контейнеры, воды — в полиэтиленовые канистры вместимостью от 0 5 до 3 л или в любую подобную тару. Пробы газа отбирают в специальные резиновые баллоны или бутыли. Периодичность отбора проб и число контрольных добывающих и нагнетательных скважин определяется планом работ и технологической картой внедрения метода ПНО, но не менее одного раза в квартал.  [9]

Обводненность продукции добывающих скважин быстро достигает предельных значений ( 95 — 98 %), при которых эксплу-атацця скважин становится нерентабельной, при этом коэффициент нефтеотдачи остается низким.  [10]

С продукцией добывающих скважин из пласта извлечено 52 5 % от закачанного индикатора. За время исследований с момента закачки индикатора на момент извлечения через добывающие скважины 52 5 % трития в нагнетательную скважину было закачано 106173 м3 воды. По данным индикаторных исследований, охват пласта активной фильтрацией закачиваемой воды составляет 55741 м3, что составляет 52 5 % норового объема участка.  [11]

Определение обводненности продукции добывающих скважин производится путем лабораторного анализа проб жидкости, отбираемых на выкидных линиях из скажин. Частота и количество отбираемых проб устанавливается для каждого нефтяного промысла опытным путем и регламентируется утвержденным обязательным комплексом исследований по контролю разработки.  [12]

Определение обводненности продукции добывающих скважин производится путем лабораторного анализа проб жидкости, отбираемых на выкидных линиях из скажин. Частота и количество отбираемых проб устанавливается для каждого нефтяного промысла опытным путем и регламентируется утвержденным обязательным комплексом исследований ко контролю разработки.  [13]

Система сбора продукции добывающих скважин , сепарации, отстоя и отделения воды, а также замера газа, нефти и воды расположена на одной площадке. Продукцию периодически вывозят на перерабатывающие установки автотраспортом. Все коммуникации, паропровод, продуктопровод от добывающих скважин и средства телемеханики проходят по одной трассе.  [14]

Нейтрализация сероводорода в продукции добывающих скважин / З.Г.Мурзагильдин, К.Р.Низамов, Н.В.Пестрецов, А.А.Калимуллин / / Нефтепромысловое дело.  [15]

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *