Учебное пособие, скважинная добыча нефти и газа. Устройство скважин нефти


Устройство для замера и транспортировки нефти куста нефтяных скважин

 

Способ обустройства куста нефтяных скважин и вариант реализации этого способа относятся к нефтяной отрасли и могут быть использованы в системах сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях.

Способ состоит в том, что измеренная с помощью групповых замерных установок продукция каждой в отдельности нефтяной скважины куста нефтяных скважин поступает в нефтесборный коллектор.

Новизна способа обустройства куста нефтяных скважин и варианта для его реализации заключена в том, что на вход дожимной насосной станции продукция поступает с помощью мультифазного насоса, установленного на нефтесборном коллекторе.

Способ и вариант его реализации обеспечивают более высокие потребительские свойства объекта. 2 н.п.ф., 1 ил.

Полезная модель относится к нефтяной отрасли и может быть использована в системах сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях.

Нефтяные месторождения, как правило, обустраиваются следующим образом. На кустовой площадке находится несколько нефтедобывающих скважин, оснащенных глубинным насосным оборудованием. Все добывающие скважины подключаются к групповым замерным установкам (ГЗУ), обеспечивающим периодический контроль дебита каждой отдельной скважины (Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002., стр.28, 29; 36-40).

Давление в нефтесборном коллекторе на кустовых площадках выбирается таким образом, чтобы оно было достаточным для транспорта нефти до дожимной насосной станции (ДНС) или установки подготовки нефти (УПН), и, как правило, варьируется в диапазоне от 0,4 МПа до 4,0 МПа. Большинство нефтесборных коллекторов Западной Сибири работают под давлением 0,82,2 МПа.

С кустовых площадок продукция скважин поступает на ДНС, где производится ряд технологических операций, в том числе частичное отделение попутного газа и (или) частичное отделение пластовой воды, с последующим повышением давления для дальнейшей транспортировки нефти до УПН. В зависимости от размеров месторождения на нефтепромысле может быть несколько ДНС, либо ни одной.

В пункте подготовки нефти производится окончательная подготовка сырья до товарной кондиции с последующей сдачей нефти в магистральный трубопровод Транснефть.

Расстояния от кустовых площадок до ДНС, количество кустовых площадок, ДНС и их расположение, в основном, определяются количеством скважин и их расположением (сеткой разбуривания), расстояниями от кустов до ДНС и давлением нефтесборного коллектора.

Известно устройство для замера и транспортировки нефти куста нефтяных скважин, реализующее самотечный двухтрубный сбор продукции нефтяных скважин, при котором происходит отделение газа от нефти, после чего отделившийся газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если последний расположен поблизости, а жидкая фаза (нефть с водой) направляется на вторую ступень сепарации. Водонефтяная смесь самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП). (Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002, стр.193195).

При реализации такого самотечного перемещения жидкости уменьшаются энергозатраты на ее транспортировку, однако имеются и существенные недостатки:

- при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (например, за счет увеличения обводненности) система требует реконструкции;

- для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

- из-за низких скоростей движения продукции возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;

- из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-ой ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора продукции достигают 2..3% от общей добычи нефти.

Известно также устройство для сбора и транспортировки нефти, реализующее высоконапорный однотрубный сбор продукции скважин, при котором осуществляется транспортировка на расстояния в несколько десятков километров за счет высоких устьевых давлений (до 67 МПа). (Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002, стр.195).

Данное решение позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Вместе с тем, при высоком содержании газа в смеси (до 90% по объему) в нефтесборном коллекторе возникают значительные пульсации давления массового расхода жидкости и газа. Это, естественно, нарушает устойчивость трубопроводов, ускоряет их разрушение, а также отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Наиболее близким техническим решением является устройство для замера и транспортировки нефти куста нефтяных скважин, содержащее связанную с кустом нефтяных скважин групповую замерную установку, подсоединенную своим выходом к нефтесборному коллектору, и дожимную насосную станцию. Данное устройство предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7-ми километров от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей до ЦСП (Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002, стр.195-196).

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0.60.8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Далее нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа, после чего газ подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком поступает в сырьевые резервуары.

Данный способ замера и транспортировки продукции скважин особенно эффективен для нефтяных месторождений Западной Сибири, где за счет кустового разбуривания и обустройства достигнуты высокие темпы развития нефтяной промышленности (Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Эксплуатация и моделирование работы часто ремонтируемых наклонно направленных скважин. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. стр.15) и позволяет сконцентрировать на ЦСП промысловое оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных на значительных расстояниях (до 100 км) друг от друга, а также снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления.

Однако данное устройство имеет существенный недостаток, заключающийся в ограниченном давлении в нефтесборных коллекторах (0,82,2 МПа) месторождений Западной Сибири, ограничивающем, в свою очередь протяженность коллекторов от кустовых площадок до ДНС или до установок подготовки нефти (УПН), что не позволяет применить его с большой эффективностью на эксплуатируемых нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Задачей, на решение которой направлена заявленная полезная модель, является повышение потребительских свойств устройства сбора и транспортировки нефти куста нефтяных скважин, за счет введения дополнительного источника энергии в нефтесборный коллектор, позволяющем увеличить протяженность коллектора от кустовых площадок до ДНС с одновременным уменьшением расстояния от пункта подготовки нефти до трубопровода Транснефть.

Технический результат достигается тем, что в устройстве для замера и транспортировки нефти куста нефтяных скважин, содержащем связанную с кустом нефтяных скважин групповую замерную установку, выход которой подсоединен к нефтесборному коллектору, и дожимную насосную станцию, на нефтесборном коллекторе, между групповой замерной установкой и дожимной насосной станцией, установлен насосный мультифазный агрегат в сборе с электродвигателем.

Установка на нефтесборном коллекторе между групповой замерной установкой и дожимной насосной станцией, насосного мультифазного агрегата в сборе с электродвигателем позволяет, за счет введения дополнительного источника энергии, обеспечить объекту более высокие потребительские свойства.

Полезная модель поясняется графически, где на рисунке изображена схема устройства для замера и транспортировки нефти куста нефтяных скважин.

Устройство содержит связанную с кустом 1 нефтяных скважин, групповую замерную установку 2, нефтесборный коллектор 3, дожимную насосную станцию 4 и мультифазный агрегат 5 с электродвигателем, установленный на нефтесборном коллекторе 3 между групповой замерной установкой 2 и дожимной насосной станцией 4.

В каждом конкретном случае модификация насосного мультифазного агрегата 5 в сборе с электродвигателем выбирается с учетом интегрального дебита продукции куста скважин и линейной протяженности нефтесборного коллектора от места установки агрегата до дожимной насосной станции.

Работа устройства осуществляется следующим образом.

От куста 1 нефтяных скважин продукция подается на вход групповой замерной установки, где измеренная по раздельным дебитам (нефть, газ, вода) в режиме циклического опроса, продукция каждой отдельной скважины (в момент измерения дебита отдельной скважины все остальные скважины нефтяного куста 1 подключены к нефтесборному коллектору 3) подается в нефтесборный коллектор 3, из которого под действием насосного мультифазного агрегата 5 с электродвигателем интегральный дебит под повышенным давлением поступает на вход дожимной насосной станции 4. С выхода ДНС продукция поступает для окончательной переработки на ЦСП.

Таким образом, полезная модель позволяет:

- реализовать возможность изменения (уменьшения) рабочего (избыточного) давления на буфере скважин, что в свою очередь позволяет выбирать запорно-регулирующую арматуру и прочее технологическое оборудование на меньшее давление;

- осуществлять выбор глубинного насосного оборудования, развивающего меньшее давление на устье скважин, при сохранении прежней производительности скважин;

- уменьшить давление на устье скважин (противодавления на пласт) позволит увеличить производительность скважин - отдачу пласта при сохранении постоянства давления в системе поддержания пластового давления;

- повысить давление в нефтесборном коллекторе (ориентировочно с 0.61,2 МПа до 3,04,0 МПа), что позволит уменьшить потери давления при транспортировке водонефтегазовой смеси за счет уменьшения объема свободного попутного нефтяного газа (часть свободного попутного нефтяного газа растворится в нефти), что приведет к снижению вязкости смеси и к уменьшению пульсаций давления в трубопроводе.

В результате установки мультифазных насосов в нефтесборных коллекторах нефтепромысла может уменьшиться количество ДНС или отпадет необходимость в их строительстве. При отказе от ДНС вся продукция скважин поступает на УПН, где локально размещено все необходимое оборудование для подготовки нефти, причем, УПН можно разместить ближе к пункту сдачи нефти. Уменьшение количества ДНС, в свою очередь, приведет к отказу от строительства дополнительных газопроводов от ДНС, так как попутный нефтяной газ вместе с нефтью поступает в УПН, где и происходит окончательное доведение смеси до коммерческого продукта.

Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для замера и транспортировки нефти куста нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям «полезной модели» и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.

Устройство для замера и транспортировки нефти куста нефтяных скважин, содержащее связанную с кустом нефтяных скважин групповую замерную установку, выход которой подсоединен к нефтесборному коллектору, и дожимную насосную станцию, отличающееся тем, что на нефтесборном коллекторе, между групповой замерной установкой и дожимной насосной станцией, установлен насосный мультифазный агрегат в сборе с электродвигателем.

poleznayamodel.ru

Учебное пособие, скважинная добыча нефти и газа — Добыча нефти и газа

Учебное пособие, скважинная добыча нефти и газа.

Общая характеристика нефтяной залежи

1.1. Понятие о нефтяной залежи 1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

Источники пластовой энергии

2.1. Пластовые давления 2.1.1. Статическое давление на забое скважины 2.1.2. Статический уровень 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины 2.1.4. Динамический уровень жидкости 2.1.5. Среднее пластовое давление 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания 2.1.7. Пластовое давление в зоне отбора 2.1.8. Начальное пластовое давление 2.1.9. Текущее пластовое давление 2.1.10. Приведенное давление 2.2. Приток жидкости к скважине 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений 2.4. Водонапорный режим 2.5. Упругий режим 2.6. Режим газовой шапки 2.7. Режим растворенного газа 2.8. Гравитационный режим

Технология и техника воздействия на залежь нефти.

3.1. Цели и методы воздействия 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды 3.2.1. Размещение скважин 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды 3.4. Водоснабжение систем ППД 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды 3.5.1. Водозаборы 3.5.2. Насосные станции первого подъема 3.5.3. Буферные емкости 3.5.4.Станции второго подъема 3.6. Оборудование кустовых насосных станций 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ППД 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа 3.9. Методы теплового воздействия на пласт 3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт 3.11. Внутрипластовое горение

Подготовка скважин к эксплуатации

4.1. Конструкция оборудования забоев скважин 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине 4.3. Техника перфорации скважин 4.4. Пескоструйная перфорация 4.5. Методы освоения нефтяных скважин 4.6. Передвижные компрессорные установки 4.7. Освоение нагнетательных скважин

Методы воздействия на призабойную зону скважины

5.1. Назначение методов и их общая характеристика 5.2. Обработка скважин соляной кислотой 5.3. Термокислотные обработки 5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов 5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин 5.7. Гидравлический разрыв пласта 5.8. Осуществление гидравлического разрыва 5.9. Техника для гидроразрыва пласта 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины 5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины 5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

Исследование скважин

6.1. Назначение и методы исследования скважин 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах 6.4. Термодинамические исследования скважин 6.5. Скважинные дебитометрические исследования 6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин

Основы теории подъема жидкости в скважине

7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы 7.1.4. К. п. д. процесса движения ГЖС 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения 7.1.7. Структура потока ГЖС в вертикальной трубе 7.2. Уравнение баланса давлений 7.3. Плотность газожидкостной смеси 7.4. Формулы перехода

Эксплуатация фонтанных скважин

8.1. Артезианское фонтанирование 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа 8. 3. Условие фонтанирования 8. 4. Расчет фонтанного подъемника 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления 8. 6. Оборудование фонтанных скважин 8.6.1. Колонная головка 8.6.2. Фонтанная арматура 8.6.3. Штуцеры. 8.6.4. Манифольды 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение 8.8.1. Открытое фонтанирование 8.8.2. Предупреждение отложений парафина 8.8.3. Борьба с песчаными пробками 8.8.4. Отложение солей

Газлифтная эксплуатация скважин

9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации 9.2. Конструкции газлифтных подъемников 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) 9.4. Методы снижения пусковых давлений 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров 9.4.2. Последовательный допуск труб 9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную 9.4.4. Задавка жидкости в пласт 9.4.5. Применение пусковых отверстий 9.5. Газлифтные клапаны 9.6. Принципы размещения клапанов 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта 9.8. Оборудование газлифтных скважин 9.9. Системы газоснабжения и газораспределения 9.10. Периодический газлифт 9.11. Исследование газлифтных скважин

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи 10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН 10.3.1. Влияние газа 10.3.2. Влияние потери хода плунжера 10.3.3. Влияние утечек 10.3.4. Влияние усадки жидкости 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера 10.4. Оборудование штанговых насосных скважин 10.4.1. Штанговые скважинные насосы 10.4.2. Штанги 10.4.3. Насосные трубы 10.4.4. Оборудование устья скважины 10.4.5. Канатная подвеска 10.4.6. Штанговращатель 10.4.7. Станки качалки (СК) 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками 10.5.1. Эхолот 10.5.2. Динамометрия ШСНУ 10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация 10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами

11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса 11.2. Погружной насосный агрегат 11.3. Элементы электрооборудования установки 11.4. Установка ПЦЭН специального назначения 11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН 11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления

Гидропоршневые насосы

12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса 12.2. Подача ГПН и рабочее давление 13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ 14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ 14.1. Общие принципы 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов 14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

Ремонт скважин

15.1. Общие положения 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин 15.3. Технология текущего ремонта скважин 15.4. Капитальный ремонт скважин 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах 15.6. Ликвидация скважин

Эксплуатация газовых скважин

16.1. Особенности конструкций газовых скважин 16.2. Оборудование устья газовой скважины 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава 16.4. Оборудование забоя газовых скважин 16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны НКТ 16.5.2. Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину 16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин 16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной

 

Похожие статьи:

РЭНГМ → Магистральные нефтепроводы

РЭНГМ → Скважинная добыча нефти. Статическое и динамическое давление.

РЭНГМ → Сборник задач по технике и технологии нефтедобычи. Мищенко Т.М.

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. В.М. Муравьев

РЭНГМ → Транспорт нефти и газа-сбор и подготовка нефтепродуктов

rengm.ru

Основные параметры нефтяной скважины. — КиберПедия

Основные параметры: 1)дебит – количество добываемой жидкости из скважины в тоннах в сутки или газа в метрах кубических в сутки.

2)процент обводнённости – процентное содержание воды в добываемой жидкости;

3)давление буферное – это давление в трубном пространстве на устье скважины;

4)затрубное давление – это давление на устье скважины в затрубном пространстве;

5)газовый фактор – это количество газа в метре кубическом, растворенного в одной тонне нефти в пластовых условиях.

Для нагнетательных скважин: приёмистость – это количество закачиваемой жидкости в пласт за сутки; давление – под которым идёт закачка жидкости. На фонтанных и нагнетательных скважинах необходимо знать диаметр штуцера (дросселя).

 

 

Устройство резервуаров и технологических ёмкостей для сбора нефти и газа.

Ёмкости и резервуары предназначены для сбора газа, нефти, жидкости; разделение нефти от воды и газа. Разделение газа от нефти и воды осуществляется в ТВО. Вода направляется в КНС для подготовки и закачки её в пласт для ППД. Резервуары ёмкостей имеют дыхательные устройства, нижний слив для выкачивания отстоявшейся воды, слив для нефти и сверху выход для газа. Ёмкости имеют обволовку, площадку для обслуживания, люк, лаз, дыхательный клапан, предохранительный клапан, запорную арматуру, противопожарное оборудование.

 

Расследование отказов и повреждений промысловых трубопроводов.

Некатегоричные отказы 1 группы расследуются постоянно действующей комиссией управления добычи. Комиссия назначается приказом, при расследовании составляется акт, один экземпляр которого передаётся в цех добычи нефти и газа, где произошёл отказ, а второй в управление. В акте отражается : дата, место возникновение отказа, техническая характеристика трубопровода, условия эксплуатации трубопровода, характер выполнения ремонтных работ, причины отказа, ущерб от отказа, делаются выводы и выносится предложение. По результатам расследования некотегорийных отказов создаётся приказ с указанием причины, виновных лиц и мероприятий, подлежащих выполнению со сроками ответственными лицами. Некотегорийные отказы 2 группы то есть на выкидных линиях от скважин до АГЗУ, а также все повреждения на трубопроводах расследуются комиссией промысла в составе: председатель зам. начальника цеха, мастер по добыче нефти и газа, механик цеха, старший оператор. Комиссия составляет акт произвольной формы, в которой отражается причина виновных лиц, мероприятия, проведение аварийно – восстановительных работ и записываются в специальном журнале (журнал некотегорийных отказов). Все отказы необходимо зарегистрировать в журнале отказов трубопроводов не позже 24 часов с момента возникновения отказа.

 

Режимы эксплуатации скважин.

Режимы эксплуатации устанавливаются для максимального использования естественной энергии пласта, добычи максимального объёма нефти или газа, достигнув при этом наибольшего значения нефтеотдачи. При этом учитываются так же другие факторы. При этом учитываются экономические факторы. Понятие режима – это отбор пластовой жидкости согласно проекта разработки. Количество добываемой жидкости должна соответствовать к так называемым “добывным возможностям” скважины, то есть необходимо добиться равенства добываемой жидкости и жидкости которую можно добывать из данной скважины, не допуская при этом прорывов газа или воды. Объёмы отбора жидкостей изменяют путём изменения производительности глубинно – насосного оборудования: изменение диаметра насоса, то есть увеличение производительности скважины; изменение глубины подвески, меняем уровень депрессии на забой; изменение производительности штангового насоса путём изменения числа качаний СК и изменение длины хода; Для изменения производительности фонтанных скважин и УЭЦН – дроссилирование изменением диаметра отверстия на выкидной линии; если скважина малодебитная, то есть её переводят в “режим’’ остановка работы насоса на ожидание притока. Кроме насосных способов добычи существует способ добычи из малодебитных скважин тартанием либо свабированием.

 

Требования безопасности при обслуживании и обходе нефтепроводов.

Перед началом работ необходимо: ознакомиться с маршрутной схемой, знать трассу прохождения трубопровода на местности знать опасные участки (пересечение с водоёмами , авто дорогами, и железными дорогами, оврагами, ЛЭП, магистральными трубопроводами и тд.), знать места расположения отключающих задвижек, знать план ликвидации аварии, пройти инструктаж. При движении по маршруту строго соблюдать маршрутную схему. При обходе инструмент, иметь средства индивидуальной защиты; двигаться в двух, трёх метрах от оси трубопровода, обращать внимание на состояние охранной зоны. При обнаружении неисправностей, нарушений немедленно сообщать об этом диспетчеру и принимать меры для исключения повреждений. Запрещается: двигаться в кузовах автомобилей, на площадках прицепов и саней, нагруженных негабаритными грузами, трубами, ядовитыми и горючими материалами, пылящими реагентами, пользование личным транспортом, курить, разжигать огонь, спускаться в колодцы (получить наряд – допуск, 2 человека), применять для открытия задвижек, кранов и вентилей какие – либо ломы, патрубки вентилей и др. предметы, отдыхать на заниженных участках трассы. При случае обнаружения выхода нефти , газа или воды, немедленно сообщить диспетчеру (мастеру), принять меры по ликвидации аварии. После обхода доложить о результатах проведённой работы и делать записи в вахтовом журнале.

 

Виды обработок ПЗС.

а)кислотные обработки. Для обработки призабойных зон нефтяных и нагнетательных скважин используется HCl с добавками ингибитора коррозии, плавиковой кислоты и других реагентов. Кислотные обработки предназначены для создания каналов для притока нефти к забою нефтяной скважины, если продуктивный пласт представлен карбонатами. Для очистки ПЗ нагнетательных скважин от нанесённых с водой ржавчины, окалин от трубопроводов, по которым закачивается вода. HCl может использоваться так же как жидкость разрыва пласта при гидроразрыве пласта (ГРП). Солено – кислотные обработки бывают: промывка, кислотная ванна, закачка кислоты вглубь пласта под давлением. При закачке жидкости под давлением, в свою очередь существуют различные методы для охвата обработкой больших объёмов пласта. Для этого в первые порции добавляют различные вязкие реагенты, которые со временем разлагаются.

б)Обработка растворителями с целью обработки ПЗ от отложения солей, гипса, а так же асфальто – смолистых веществ.

в)механические способы обработки – вибрация (происходит расстановка частиц, при этом образуются новые капиллярные каналы).

г)пенокислотные обработки – для очистки ПЗ и выноса продуктов реакции. За счёт образования пены уменьшается гидростатическое давление жидкости и вынос продуктов реакции происходит за счёт энергии пласта.

д)тепловые методы воздействия: обогрев ПЗ электрообогревателем, сжиганием пороха, термохимическая обработка и другие.

 

cyberpedia.su