Промывка скважин растворами горячей нефтью курсовая. Промывка горячей нефтью скважины


Способ обработки скважины

 

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности при освоении и очистке скважин. Сущность изобретения: закачивают в призабойную зону продуктивного пласта нагретый рабочий агент со скоростью, при которой теплопроводная составляющая потока тепла рабочего агента в процессе нагревания превышает конвективную составляющую. Выдерживают скважину под давлением с последующим его сбросом. Удаляют использованный рабочий агент и кольматирующие вещества со скоростью, при которой конвективная составляющая потока тепла рабочего агента в процессе охлаждения превышает теплопроводную составляющую и за счет расширяющегося газа рабочего агента. В качестве рабочего агента используют смесь горячей воды, водяного пара и газа. В качестве газа используют азот. 2 з. п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и очистке скважин.

Известен способ обработки скважины горячей водой, заключающийся в промывке забоя и обсадной колонны с целью удаления парафина и других осадков [1] Однако этот способ недостаточно эффективен, так как позволяет очищать только саму скважину и мало воздействует на фильтровую часть скважины и призабойную зону пласта, где особенно важно иметь хорошие каналы для притока нефти. Наиболее близким к предлагаемому является способ промывки скважины с последующей закачкой в призабойную зону пара и горячей воды [2] Сущность способа заключается в том, что скважину вначале промывают горячей водой и паром, затем закрывают выкидную задвижку на устье и закачивают пар и горячую воду в призабойную зону пласта. После этого скважину закрывают и дают выдержку для прогрева призабойной зоны, расплавления и растворения легкоплавких и растворимых в горячей воде компонентов коллектора и нефти. Этот процесс, требующий много тепла, приводит к конденсации пара. Затем производят откачку жидкости из скважины. Для этого либо спускают скважинный насос, либо подключают компрессор, либо осуществляют свабирование скважины. Во время откачки жидкости из призабойной зоны удаляются расплавленные и растворенные компоненты, а также сама вода, являющаяся теплоносителем. В результате такой обработки проницаемость коллектора призабойной зоны увеличивается, возрастает продуктивность скважины. Вместе с тем рассмотренный способ имеет свои недостатки, связанные со свойствами воды и водяного пара как вытесняющих агентов. Имея большой запас потенциальной энергии, вода и водяной пар реализуют ее, поступая в низкотемпературную пористую среду, только через теплопередачу. Упругая энергия пара в локальной операции по обработке скважины практически не используется вообще, так как пар тут же конденсируется. Закаченная в пласт вода после выдержки будет иметь практически то же давление, что и в самом пласте, и не будет располагать собственной энергией для вытеснения пластовой жидкости. Отмывающая способность воды ограничена тем, что она, обладая относительно малой упругостью, недостаточно подвижна в простой среде и к тому же однородна по составу, что также ограничивает ее отмывающие свойства. Для обратного движения воды вместе с расплавленными и растворенными компонентами необходимо в скважине существенно понизить давление. При этом откачка должна начинаться сразу же, так как промедление приводит к остыванию призабойной зоны и постепенному затвердеванию ранее расплавленных парафинов. Обустройство скважины насосными и пр. установками для откачки жидкости требует определенного времени и оно не может быть начато до завершения процесса, выдержки. Этот недостаток снижает эффективность проведенных ранее операций и в конечном итоге сказывается на приросте продуктивности скважины. В некоторых случаях (например, при отказе насоса) задержка может привести к необходимости повтоpных обработок скважины. Целью изобретения является повышение продуктивности скважины за счет улучшения отмывающих и вытесняющих свойств рабочего агента и ускорение процесса удаления из призабойной зоны кольматирующих веществ. Цель достигается тем, что в способе обработки скважины, включающем промывку забоя и скважинного оборудования рабочим агентом, закачку под давлением рабочего агента в призабойную зону продуктивного пласта, выдержку, сброс давления и удаление использованного рабочего агента и кольматирующих веществ из продуктивной зоны и скважины, в качестве рабочего агента используют смесь горячей воды, водяного пара и газа, удаление использованного рабочего агента и кольматирующих веществ из призабойной зоны производят расширяющимся газом рабочего агента, а удаление их с забоя и из скважины производят собственным газлифтом. В качестве газа в рабочем агенте преимущественно используют азот. Закачку рабочего агента в призабойную зону осуществляют преимущественно со скоростью, при которой теплопроводная составляющая потока тепла в процессе нагревания превышает конвективную составляющую. Удаление использованного рабочего агента из призабойной зоны осуществляют преимущественно со скоростью, при которой конвективная составляющая теплового потока в процессе охлаждения превышает теплопроводную составляющую. Способ обработки скважины проводят преимущественно в условиях, когда разобщают затрубное пространство скважины выше забоя на верхнюю и нижнюю части и обеспечивают прохождение использованного рабочего агента и кольматирующих веществ в верхнюю часть без возможности их возврата в нижнюю часть. После промывки забоя и скважинного оборудования горячей водой и паром в призабойную зону пласта одновременно с закачкой горячей воды и пара вводят предварительно смешанный с ними газ, а удаление расплавленных и растворенных компонентов производят путем снижения давления на устье и лифтирования газа в скважине. В качестве газа, смешиваемого с горячей водой и паром, предпочтение отдается азоту, обладающему меньшей растворимостью в нефти и воде, чем углеводородный газ, более инертному в химическом отношении. Достигаемая цель повышение продуктивности скважины, может иметь более высокий качественный уровень, если процесс закачки рабочего агента в призабойную зону пласта осуществляют с такой скоростью, при которой скорость передачи тепла за счет теплопроводности больше, чем за счет конвекции, а процесс удаления из призабойной зоны расплавленных компонентов с повышением скорости передачи тепла конвекцией над скоростью теплопередачи за счет теплопроводности. На фиг.1 изображена схема процесса промывки забоя и ствола скважины; на фиг. 2 схема нагнетания рабочего агента в призабойную зону пласта; на фиг.3 схема выдержки времени; на фиг.4 схема удаления из призабойной зоны продуктов очистки и отработанного рабочего агента; на фиг.5 схема удаления продуктов очистки и отработанного рабочего агента из скважины. Скважина 1, вскрывшая перфорацией 2 продуктивный пласт 3, оборудована насосно-компрессорными трубами 4 и пакером 5 с клапаном 6 большого проходного сечения. Устье скважины оборудовано задвижкой 7 на входе в насосно-компрессорные трубы и задвижкой 8 на выходе из затрубного пространства скважины. Цифрой 9 обозначены пузырьки газа, вводимого в составе рабочего агента например азота, цифрой 10 пузырьки водяного пара в горячей воде, цифрой 11 пузырьки углеводородного газа, выделившегося из нефти при нагреве и снижении давления. Направления потоков показаны стрелками. В качестве рабочего агента может быть использована, например, смесь продукции парогенератора и компpессора. Соотношение по массе между горячей водой, водяным паром и газом (азотом) может быть в пределах соответственно (0-90% ): (5-70% ): (5-50% ). Технология обработки скважины осуществляется в следующей последовательности. В скважину 1 через насосно-компрессорные трубы 4 нагнетают рабочий агент, состоящий из смеси горячей воды и газа (фиг.1). Выкидная задвижка 8 открыта. В скважине идет циркуляция горячей воды с диспергированными в ней пузырьками газа, при которой отмывается от парафина и грязи зона перфорации 2 и ствол скважины 1. После появления на виде скважины осветленной жидкости задвижку 8 закрывают, повышают температуру нагнетаемого рабочего агента до образования водяного пара, повышают давление нагнетания для ввода рабочего агента в призабойную зону пласта 3 (фиг.2). Темп закачки регулируют так, чтобы теплопpоводная составляющая потока тепла в процессе нагнетания превышала конвективную составляющую, что обеспечивает более глубокое пpоникновение рабочего агента в пористую среду. Объемы закачки назначаются исходя из пористости и проницаемости коллектора, степени его загрязненности (сравнивается начальная и конечная продуктивности скважины), количества парафина в нефти, удельной температуры его кристаллизации и пр. затем закрывают задвижку 7 и скважину оставляют под давлением на время, необходимое для теплообмена между рабочим агентом, коллектором и пластовой жидкостью (фиг. 3). За это время температура в призабойной зоне не должна понизиться до температуры кристаллизации парафина. В скважине в это время происходит гравитационное разделение воды и газа. После выдержки времени сбрасывают давление на забое скважины путем одновременного открытия задвижек 7 и 8 для быстрого удаления расплавленных и растворенных в горячей воде компонентов (фиг.4). Этому способствует газ, проникший в пористую среду вместе с водяным паром и водой, а также собственный пластовый газ и газ, образовавшийся в результате фазового перехода легкокипящих фракций нефти при ее нагревании. Механизм вытеснения газом жидкости из призабойной зоны пласта состоит в том, что после открытия задвижек 7 и 8 из скважины выходит газ, накопившийся в ее верхней части за время ожидания. Происходит резкое снижение давления на забое скважины, что вызывает приток к нему жидкости и газа из призабойной зоны. Запаса упругой энергии в газе значительно больше, чем в жидкости (в пластовых условиях на один-два порядка), поэтому газ выталкивает жидкость в зону пониженного давления, т.е. в скважину. Поступившая в скважину жидкость с расплавленными и растворенными компонентами попадает в затрубное пространство через клапан 6 и в трубы 4. Через некоторое время, когда эффективность лифтирования в затрубном пространстве снизится, задвижку 8 закрывают. Теперь вся жидкость и газ поступают только в трубы 4, где продолжается процесс лифтирования и потери энергии на относительное скольжение газа в жидкости значительно меньше, чем в затрубном пространстве (фиг.5). Продолжительность лифтирования жидкости по трубам 4, зависящая от объема закачанного газа и некоторых других факторов, выбирается такой, чтобы в конце этого пpоцесса из скважины поступала чистая жидкость. После прекращения лифтирования в трубы 4 вновь подается рабочий агент для окончательной промывки скважины по схеме, изображенной на фиг.1. Эта операция необходима для удаления из затрубного пространства парафина и загрязнений, попавших туда в начале процесса очистки призабойной зоны, не удаленных лифтированием по затрубному пространству и задержанных там от оседания на забой клапаном 6. Технология очистки может корректироваться в зависимости от конкретных условий проведения операций, например, при малом объеме закачанного газа лифтирование загрязненной жидкости может осуществляться только по трубам 4, а повторная промывка скважины не производится. Способ может быть реализован без применения пакера 5, если загрязнение призабойной зоны невелико. В другом случае при сильном загрязнении пласта возможно двукpатное проведение процесса очистки. При значительном загрязнении наличие пакера 5 становится предпочтительным. Эффективность обработки скважины предложенным способом обусловлена проявлением следующих факторов: расплавлением парафиновых отложений, снижением вязкости нефти при контактировании с упругим и более подвижным теплоносителем, появлением за счет этого дополнительной паровой фазы, т.е. среды с более высокой упругостью, чем первоначальная; высокой вытесняющей способностью высокотемпературной водогазовой смеси в пористой среде; созданием глубокой и регулируемой депрессии на продуктивный пласт на конечной стадии разработки без использования внешних окачивающих устройств для удаления из призабойной зоны расплавленного парафина, загрязнений, инфильтрата с растворенными в нем солями и пр. высокой отмывающей способностью горячей воды с диспергированными в ней пузырьками газа; использованием в качестве газовой компоненты в рабочем агенте азота, растворимость которого в воде мало зависит от температуры. П р и м е р. Проводили обработку добывающей скважины глубиной 1300 м. Скважина оборудована колонной насосно-компрессорных труб, пакером с обратным клапаном, установленным на глубине 1200 м, устьевым оборудованием. Призабойная зона закольматирована парафиновыми отложениями, загрязнена. Дебит скважины не превышает 1 т/сут. Продуктивный пласт содержит нефть вязкостью 50 мПа.с, содержание парафина в нефти 10% Температура плавления парафина 35оС. Промывали забой и скважинное оборудование, нагнетая в колонну насосно-компрессорных труб рабочий агент, имеющий на устье следующие характеристики: температура 150оС, массовое соотношение вода:пар:азот равное 0,85:0,05:0,10. Закачку рабочего агента производили по насосно-компрессорным трубам под давлением 160 атм и температуре 380оС. При этом устьевое оборудование перекрывали, предотвращая выход рабочего агента из затрубного пространства скважины. Скорость подачи рабочего агента в скважину по трубам диаметром 62 мм составляла 0,3 м/с. Такая скорость обеспечивает прогрев призабойной зоны, в основном, за счет теплопроводности. Прогрев за счет конвекции тепла рабочим агентом осуществляется по мере прогрева и расплавления термопластичных составляющих кольматирующих веществ пласта. После закачки рабочего агента в объеме 42 м3 производили технологическую выдержку в течение 30 мин. Сбрасывали давление на устье. При сбросе давления расход рабочего агента зависел от степени открытия задвижек на устье скважины. Установили эквивалентную скорость движения рабочего агента и кольматирующих веществ, равную 1,2 м/с. Такая скорость обеспечивает вынос из призабойной зоны расплавленных веществ в жидком состоянии, так как остывание призабойной зоны за счет теплопроводности идет медленнее, чем за счет конвективного уноса тепла, и жидкость движется в более нагретой пористой среде. При уменьшении давления расширяющийся газ рабочего агента выталкивал расплавленные парафиновые отложения, загрязнения и другие кольматирующие вещества в нижнюю часть скважины. Поскольку объем закачанного газа достаточно велик, то подъем кольматирующих элементов вверх по колонне НКТ и затрубному пространству осуществляли лифтированием собственного газа, т.е. азотом. Азот вместе с жидкостью и кольматирующими элементами поднимался через клапан пакера в затрубное пространство над пакером. Обратный клапан пакера обеспечивал прохождение кольматирующих веществ в одном направлении и скопление их в надпакерной зоне. При замене азота на углеводородный газ эффективность процесса снижалась на 10-20% так как в работе вытеснения и лифтирования участвовало меньшее количество свободного газа. При скорости нагнетания рабочего агента больше 0,5 м/с происходило повышение давления закачки в пласт при том же расходе рабочего агента и эффект от обработки снижался. При скорости удаления использованного рабочего агента меньше 1,0 м/с происходило также снижение эффективности, выразившееся в более быстром прекращении лифтирования. При отсутствии пакера с обратным клапаном часть кольматирующих веществ осаждалась на забое и вновь загрязняла призабойную зону при последующей промывке под давлением. Выполнение способа по прототипу приводит к необходимости спуска в скважину насоса для откачки рабочего агента с кольматирующими веществами. Откачка задерживается на несколько часов (8-10 ч), в течение которых происходит остывание расплавленных компонентов и частичное их затвердевание. В результате призабойная зона не полностью очищается от кольматирующих веществ, а в некоторых случаях положение усугубляется в связи с концентрацией затвердевших веществ вблизи скважины.

Формула изобретения

1. СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ, включающий промывку забоя и скважинного оборудования предварительно нагретым рабочим агентом, закачку под давлением рабочего агента в призабойную зону продуктивного пласта, выдержку скважины под давлением с последующим его сбросом и удаление использованного рабочего агента и кольматирующих веществ из призабойной зоны продуктивного пласта и скважины, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют смесь горячей воды, водяного пара и газа, нагрев которой осуществляют до парообразного состояния, закачку рабочего агента в призабойную зону продуктивного пласта осуществляют со скоростью, при которой теплопроводная составляющая потока тепла рабочего агента в процессе нагревания превышает конвективную составляющую, удаление использованного рабочего агента и кольматирующих веществ из призабойной зоны осуществляют со скоростью, при которой конвективная составляющая потока тепла рабочего агента в процессе охлаждения превышает теплопроводную составляющую и за счет расширяющегося газа рабочего агента. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве газа в смеси рабочего агента используют азот. 3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что до закачки рабочего агента разобщают затрубное пространство скважины выше забоя на верхнюю и нижнюю части.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

www.findpatent.ru

Расскажите операцию по промывке скважин горячей (холодной) нефтью.

1. Работу с АДП производят два человека: оператор-машинист, он же водитель АДП, и оператор по добыче нефти и газа, который должен:

1.1.Произвести обвязку агрегата со скважиной вспомогательными трубопроводами АДП и шарнирными коленами.

1.2. Стравить газ из затрубного пространства скважины через вен­тили, имеющиеся в обвязке скважины.

1.3. Подсоединить всасывающий рукав агрегата к автоцистерне.

1.4. Перед работой агрегата на скважину опрессовать все высоконапорные тру­бопроводы насосом агрегата на полуторократное давление от ожидаемого максимального в процессе работы, но не свыше 160 кгс/см2.

1.5. Перед пуском агрегата в работу убедиться, что система блоки­ровки защиты агрегата включена.

1.6. При достижении температуры нагрева … нефти + 50°С, по команде машиниста открыть задвижку на скважине.

1.7. Температура нагрева нефти не должна превышать +150"С.

1.8. Следить за герметичностью соединений всех трубопроводов и арматуры скважин, за давлением нагнетания и давлени­ем выхода жидкости из скважины в нефтяной коллектор, за температурой нефти на входе и выходе со скважины.

2.2. Во время работы агрегата запрещается:

2.2.1. Нахождение посторонних людей на агрегате и в зоне его работы.

2.2.2. Производить какие-либо ремонтные работы на агрегате или крепить обвязку устья скважин и трубопроводов.

3.2.3. Оставлять работающий агрегат без присмотра.

3.2.4. Категорически запрещается курить на агрегате или в зоне его работы.

3.2.5. Работать при обнаружении протечек нефти или топлива че­рез неплотности соединений.

3.2.6. Пользоваться открытым огнем для освещения, осмотра и прогрева агрегата. Розжиг парового котла и нагревателя нефти должен проводиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

| следующая страница ==>
Какой серии используются задвижки, что на них написано? | Меры безопасности при работе с ППУ? Какие средства индивидуальной защиты применяются?

Дата добавления: 2015-06-30; просмотров: 22; Нарушение авторских прав

Поделиться с ДРУЗЬЯМИ:

refac.ru

промывка скважины горячей нефтью — с русского на английский

Все языкиАбхазскийАдыгейскийАзербайджанскийАймараАйнский языкАканАлбанскийАлтайскийАнглийскийАрабскийАрагонскийАрмянскийАрумынскийАстурийскийАфрикаансБагобоБаскскийБашкирскийБелорусскийБолгарскийБурятскийВаллийскийВарайскийВенгерскийВепсскийВерхнелужицкийВьетнамскийГаитянскийГреческийГрузинскийГуараниГэльскийДатскийДолганскийДревнерусский языкИвритИдишИнгушскийИндонезийскийИнупиакИрландскийИсландскийИспанскийИтальянскийЙорубаКазахскийКарачаевскийКаталанскийКвеньяКечуаКиргизскийКитайскийКлингонскийКомиКорейскийКриКрымскотатарскийКумыкскийКурдскийКхмерскийЛатинскийЛатышскийЛингалаЛитовскийЛюксембургскийМайяМакедонскийМалайскийМаньчжурскийМаориМарийскийМикенскийМокшанскийМонгольскийНауатльНемецкийНидерландскийНогайскийНорвежскийОрокскийОсетинскийОсманскийПалиПапьяментоПенджабскийПерсидскийПольскийПортугальскийРумынский, МолдавскийРусскийСанскритСеверносаамскийСербскийСефардскийСилезскийСловацкийСловенскийСуахилиТагальскийТаджикскийТайскийТатарскийТвиТибетскийТофаларскийТувинскийТурецкийТуркменскийУдмурдскийУзбекскийУйгурскийУкраинскийУрдуУрумскийФарерскийФинскийФранцузскийХиндиХорватскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧеркесскийЧерокиЧеченскийЧешскийЧувашскийШайенскогоШведскийШорскийШумерскийЭвенкийскийЭльзасскийЭрзянскийЭсперантоЭстонскийЮпийскийЯкутскийЯпонский

 

Все языкиАварскийАдыгейскийАзербайджанскийАйнский языкАлтайскийАнглийскийАрабскийАрмянскийБаскскийБашкирскийБелорусскийВенгерскийВепсскийВодскийГреческийДатскийИвритИдишИжорскийИнгушскийИндонезийскийИсландскийИспанскийИтальянскийКазахскийКарачаевскийКитайскийКорейскийКрымскотатарскийКумыкскийЛатинскийЛатышскийЛитовскийМарийскийМокшанскийМонгольскийНемецкийНидерландскийНорвежскийОсетинскийПерсидскийПольскийПортугальскийРусскийСловацкийСловенскийСуахилиТаджикскийТайскийТатарскийТурецкийТуркменскийУдмурдскийУзбекскийУйгурскийУкраинскийУрумскийФинскийФранцузскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧеченскийЧешскийЧувашскийШведскийШорскийЭвенкийскийЭрзянскийЭсперантоЭстонскийЯкутскийЯпонский

translate.academic.ru

Технология - промывка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Технология - промывка

Cтраница 1

Технология промывки горячей нефтью не отличается от описанной для фонтанной скважины. Разновидностью является использование промывки одновременно с работой штангового насоса. Это повышает эффективность отмыва отложений за счет интенсификации воздействия прокачиваемой жидкости на элементы оборудования и лучшего выноса АСПО из скважины.  [1]

Технология промывки регламентируется специальными инструкциями. Очистка трубной системы осуществляется в обязательном порядке перед отопительным сезоном.  [3]

Технология промывки горячей нефтью не отличается от описанной для фонтанной скважины. Разновидностью является использование промывки одновременно с работой штангового насоса. Это повышает эффективность отмыва отложений за счет интенсификации воздействия прокачиваемой жидкости на элементы оборудования и лучшего выноса АСПО из скважины.  [4]

Технология промывки, при которой происходят размыв стенок скважины, кавернообразование или накопление шлама в растворе, особенно его коллоидных частиц, вызывает снижение механической скорости и производительности бурения.  [5]

Технология промывки сводится к следующему.  [7]

Технологию промывки обеспечивают центрирование НКТ, возможность ее перемещения и применение трехфазной пены.  [8]

В технологии промывки скважин для управления свойствами буровых растворов используют следующие факторы.  [9]

В технологии промывки скважин при получении эмульсий прямого типа используют сульфанолы, щелочные мыла, неонолы, а также другие анионные и неионогенные ПАВ; при получении инвертных эмульсий применяют эмультал, металлические мыла ( например, кальциевые соли жирных и смоляных кислот), некоторые катионные ПАВ и другие маслорастворимые вещества с полярными группами в структуре молекул.  [10]

Для технологии промывки скважин важнейшими являются следующие характеристики РНО.  [11]

Отработаны технологии промывки горизонтального участка с помощью гибкой трубы.  [12]

Отработаны технологии промывки горизонтального участка с помощью гибкой трубы.  [13]

Выбор технологии промывки производится персоналом наладочной организации совместно с химической службой электростанции.  [14]

Улучшение технологии промывки значительно увеличивает глубину спуска кондуктора ниже подошвы мерзлых пород.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Промывка скважин растворами горячей нефтью курсовая

Измерительная труба станции монтируется в нагнетательной линии после блока манифольда непосредственно перед цементировочной головкой вс, что поступает в скважину, проходит через измерительную трубу сигналы датчиков контролируемых параметров с помощью контроллера преобразуются в цифровой электрический сигнал, который поступает на рабочее место оператора передача данных идт либо по кабелю питания через блок питания, либо по линии радиосвязи компьютерная программа отражает технологические параметры в виде графиков на экране монитора и на выносном цифровом табло инженер по цементированию в течение всего времени проведения работ имеет возможность контролировать параметры закачки после обвязки наземного оборудования при закрытой цементировочной голове производится опрессовка график давления показывает величину опрессовочного давления движения воды по трубопроводу нет, поэтому график расхода остатся на нуле после открытия цементировочной головки в скважину закачивается буферная жидкость для предотвращения смешения бурового и тампонажного растворов и очистки стенок скважин поскольку буфер лишь разделяет жидкости, его объм относительно небольшой следующий этап закачка первого тампонажного раствора гельцемента гельцемент предназначен для тампонажа верхней части колонны до определнной высоты, поэтому необходим тщательный контроль объма закачанной жидкости закачку цементного раствора начинают на малой скорости насоса, в дальнейшем переходят на более высокие график расхода фиксирует смену режимов подачи в скважину цементного раствора плотность цемента является основным параметром цементирования график плотности позволяет инженеру по цементированию производить оперативное управление процессом закачки после сброса в цементировочной головке верхней пробки начинается процесс продавки продавливание цементного раствора начинают с высоких скоростей насоса, постепенно переходя на низкие, что связано с ростом давления на продавке при этом учитывается сжатие продавочной жидкости программа моделирует проникновение тампонажного раствора в затрубное пространство объем продавочной жидкости, закачанной в скважину, непрерывно контролируют когда до окончания продавки остается 1 2 кубометра продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают для этого оставляют работать только один цементирующий агрегат, чтобы плавно подойти к глубине стоп скачок давления свидетельствует о посадке пробки на стоп кольцо продавливание цементного раствора в затрубное пространство завершено нужна ли лицензия на на право пользования недрами?

Для бурения мелкой скважины на песок не нужна, как и для колодца но некоторые фирмы поступают следующим образом: выдают два паспорта, один для владельца, другой для проверяющих органов для промышленных скважин лицензия на природопользование нужна безусловно в исключительных случаях при бурении на песок в указанном месте воды нет, или же ее недостаточно скважина расценивается как разведочная, и взимается только 50 договорной стоимости признанный лидер в своей области немецкая фирма grundfos уже в течение тридцати лет изготавливает свои насосы из коррозионностойкой нержавеющей стали хотя есть варианты, насосы из италии тоже неплохи, а самый дешевый наш малыш ремонт песчаных скважин требует специального инструмента есть метод восстановления промывкой фильтра в нижней части скважины водой под напором скважина прокачивается, мелкодисперсные частицы вымываются из фильтра, приток воды возобновляется ремонт артезианских скважин сложный, высокотехнологичный процесс, им занимаются специализированные фирмы есть малогабаритные буровые установки, можно пробурить скважину и в подвале дома если потолки не менее 2х м однако серьезную скважину располагать в подвале нельзя, даже если сам дом еще не построен, т к обслуживание и ремонт замена насоса, профилактика и т д требует применения крупногабаритных буровых установок, доступ которым в подвал дома невозможен бурение скважины лучше всего начинать до строительства дома, сразу после разметки участка колышками это сэкономит много сил и средств на восстановление забора и газона после заезда буровиков, обеспечит строителей питьевой и технической водой, даст возможность почувствовать себя владельцем недвижимости еще до возведения забора если уж не сложилось со скважиной сразу, не отчаивайтесь можно и потом, в любом случае собственная скважина придаст завершенность вашему владению и чувство независимости признаки близости воды более темный и яркий цвет травы, болотная растительность, но это говорит только о подпочвенных водах верховодке цвет травы, впрочем, может зависить и от присутствия на данном участке удобрений или отличного по микроэлементам состава почвы из более тонких признаков мошка вьется над сырым местом, деревья склоняют свои ветви к воде ну а рамка или ивовыйореховый прутик с биолокацией и лозоходцами для этого нужен крепкий оптимизм и твердая вера в эту самую биолокацию если речь идет о скважине на песок, узнайте, есть ли у соседей колодцы или скважины в известняке бурение скважин на воду в тамбове и тамбовской области по доступной цене.

Полный цикл ...: промывка скважин растворами горячей нефтью курсовая. Вода есть практически везде, вопрос только в глубине залегания и мощности пласта ручное бурение скважин можно ли сделать все самому?

Как правило, буровики, предлагающие ручное бурение, на самом деле используют компактные буровые установки и приспособления чисто же ручное бурение скважины это тяжелый физический труд с помощью желонки на свинчивающихся штангах, которую при проходке надо постоянно поднимать и освобождать от грунта что касается бурения скважины у себя на участке своими силами если хватит энтузиазма и есть соответствующее оборудование да, можно тяжелая это работа ручное бурение скважины, а если встретится валун, ручное бурение уже не поможет цена метра бурения скважины вручную, которое предлагают специалисты, значительно выше машинного, т к хотя при этом и используются машины и механизмы, доля тяжелого ручного труда достаточно велика ручное бурение скважин оправдано там, где машинное бурение невозможно проблема колодцев плохая изоляция стыков жб колец, изза чего после дождей вода становится мутной обсадная колонна труба скважины отсекает ливневые и подпочвенные воды от пластовой воды в песчаном слое объединяет же их то, что получать разрешение на бурение скважины, как и на колодец, не надо верхние водоносные известняковые горизонты могут быть маломощными для производительной скважины советую прислушаться к советам буровиков: если уж делать так хорошо как правило, вода в верхнем горизонте загрязнена водами из вышележащих пеcчаных слоев и верховодкой, проникающими в известняк вследствии нарушения технологических требований при бурении второй горизонт стратегические запасы воды, для бурения скважины нужна лицензия на пользование недрами и разрешение на бурение бурение скважины на 2й и 3й горизонты станет значительно дороже, так как они залегают иногда намного глубже нужно ли для бурения личной скважины на воду требовать от буровиков лицензию на этот вид работ?

P измерительная труба станции монтируется в нагнетательной линии после блока манифольда непосредственно перед цементировочной головкой p p сигналы датчиков контролируемых параметров с помощью контроллера преобразуются в цифровой электрический сигнал, который поступает на рабочее место оператора p p компьютерная программа отражает технологические параметры в виде графиков на экране монитора и на выносном цифровом табло p p после открытия цементировочной головки в скважину закачивается буферная жидкость для предотвращения смешения бурового и тампонажного растворов и очистки стенок скважин p p гельцемент предназначен для тампонажа верхней части колонны до определнной высоты, поэтому необходим тщательный контроль объма закачанной жидкости p p продавливание цементного раствора начинают с высоких скоростей насоса, постепенно переходя на низкие, что связано с ростом давления на продавке p p но некоторые фирмы поступают следующим образом: выдают два паспорта, один для владельца, другой для проверяющих органов p p в исключительных случаях при бурении на песок в указанном месте воды нет, или же ее недостаточно скважина расценивается как разведочная, и взимается только 55 договорной стоимости p p признанный лидер в своей области немецкая фирма grundfos уже в течение тридцати лет изготавливает свои насосы из коррозионностойкой нержавеющей стали p p есть метод восстановления промывкой фильтра в нижней части скважины водой под напором скважина прокачивается, мелкодисперсные частицы вымываются из фильтра, приток воды возобновляется p p это сэкономит много сил и средств на восстановление забора и газона после заезда буровиков, обеспечит строителей питьевой и технической водой, даст возможность почувствовать себя владельцем недвижимости еще до возведения забора p p если уж не сложилось со скважиной сразу, не отчаивайтесь можно и потом, в любом случае собственная промывка скважин растворами горячей нефтью курсовая: бурение скважин на воду в тамбове и тамбовской области по доступной цене.

blog-richkenikimu.zzz.com.ua

Горячая промывка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Горячая промывка

Cтраница 3

Преимущество фильтров такого типа - проведение горячей промывки ткани во время обычного рабочего процесса; однако конструкция их при этом значительно усложняется. На отечественных установках депарафинизации и обезмасливания подобные фильтры не применяют.  [31]

Прогрев осуществляют или созданием циркуляции ( горячей промывкой), или продавливанием жидкости в призабойную зону. При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, скважину не останавливают. Такое тепловое воздействие на призабойную зону незначительно. При продавливании горячей жидкости в призабойную зону извлекают скважинное оборудование и спускают НКТ с пакером. Иногда призабойную зону обрабатывают горячей нефтью с добавлением ПАВ. При этом сначала очищают НКТ, закачивая горячую нефть в затрубное пространство, затем скважину останавливают и извлекают насосные штанги с конусом насоса. Через НКТ закачивают 10 - 12 м3 горячей нефти с добавлением 80 - 100 кг ПАВ. По истечении 6 - 7 ч после обработки скважину пускают в работу.  [32]

Вскрытие вакуум-фильтра без предварительного удаления продукта, горячей промывки и продувки его инертным газом запрещается.  [33]

Установка имеет ванны для предварительной обработки, холодной и горячей промывки и сушильную установку - устройства, которые по сравнению с соответствующими устройствами для металлопокрытий не имеют никаких особенностей.  [34]

Ввод острого пара для подогрева воды в отсеке горячей промывки осуществляется через штуцеры с условным проходом 125 мм, Защита этих штуцеров аналогична защите сливных штуцеров.  [35]

Устройство предназначено для автоматического программного дистанционного управления процессом горячей промывки вакуум-фильтров в установках депарафинизации масел и производства парафинов на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Оно состоит из поста управления, коммутаторов КР-15 ( 1 - 4 шт.  [37]

В производстве полиэтилена низкого давления повышение температуры в процессе горячей промывки оборудования приводит к образованию жидкостных пробок на линии азотного дыхания. При этом возникает опасность увеличения давления в аппаратах и их разрушения.  [38]

Резервуары для органических растворителей, для щелочного обезжиривания, холодной и горячей промывки, нейтрализации могут быть изготовлены из обычной конструкционной стали.  [39]

Применяют два варианта прогрева: 1) создание циркуляции ( горячая промывка) и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.  [40]

В опытах [81] по открытию берклия для более эффективного разделения была применена комбинированная горячая промывка колонки лимонной и концентрированной соляной кислотами.  [41]

К химической и электрохимической подготовке относятся обезжиривание, травление, декапирование, холодная и горячая промывка. Для каждой операции нужна отдельная ванна.  [43]

Для проведения химической обработки режущего инструмента необходимо иметь ванны для обезжиривания, холодной и горячей промывки, нейтрализации и травления.  [44]

По Шмиту 2, в тротиле могут быть динитрооксибензойные кислоты, образующиеся при горячей промывке из несимметричных тринитробензойных кислот. В то время как при кипячении водного раствора симметричной тринитробензойной кислоты выделяется С02 и образуется тринитробензол ( см. стр.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Сущность промывки скважины горячей нефтью

При прогреве призабойной зоны парафиносмолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне. Кроме того, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи скважинных электронагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

ЗАКАЧКА В СКВАЖИНУ ГОРЯЧИХ ЖИДКОСТЕЙ (нефти, газового конденсата, керосина, дизельного топлива или же воды с добавками ПАВ «поверхностно активными веществами»), обычно проводят для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны. Жидкость в объеме до 15 – 30 кубометров нагревают до температуры 90 – 95оС паром от ППУ , а затем с помощью насоса закачивают в скважину.

Кроме того , имеется специальные агрегаты АДП-4-150 для нагрева и нагнетания нефти или других рабочих агентов в скважины с целью удаления отложений парафина. Эти агрегаты также можно использовать и для депарафинизации трубопроводов, трапов, манифольдов и другого нефтепромыслового оборудования.

Применяют два варианта закачки: создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы скважинного насоса и продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте скважинный насос доспускают до нижнего интервала перфорации и, не прекращая работы насосной установки, горячую жидкость закачивают через межтрубное пространство. По пути она нагревает НКТ, расплавляет парафин с их внутренних стенок и, проникая в призабойную зону, расплавляет и вымывает парафиносмолистые отложения в непосредственной близости от скважины.

Для осуществления второго варианта из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячую жидкость закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, спускают скважинный насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне, и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Первый вариант более прост по своему осуществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной линии, призабойная зона скважины практически не прогревается.

Закачка горячей жидкости в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установке пакера.



3-net.ru