Перекачка высоковязкой и застывающей нефти, страница 27. Узел нагнетания горячей нефти


Тепловые методы воздействия на пласт

 Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м 3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.

Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работы скважины по подъемным (насосно-компресорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.

Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компресорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м3 горячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 часов после обработки скважину пускают в работу.

При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95 °С и добавляют ПАВ (0,5-1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70-80 м3 под давлением закачивают в скважину.

Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8-15 МПа при следующих благоприятных условиях:

- глубина продуктивного пласта не более 1200 м;

-толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами,не менее15 м;

- вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа*с;

- остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50 %;

- плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м3.

Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

Перед закачкой пара проводят исследование скважин.

- замер дебита нефти;

- замер дебита газа;

- замер дебита воды;

- замер пластового давления;

- замер температуры;

- замер статического уровня.

Затем промывают забой, спускают насосно-компресорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500-600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компресорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компрессора с телескопическим устройством.

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок  (ППУ),  парогенераторных установок  (ПТУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Имеются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С. Также применяют мощные автоматизированные передвижные парогенераторные установки типа УПГ -9/120 с подачей пара до 9 т/ч и рабочим давлением 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление работой оборудования осуществляется из кабины оператора.

Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 1000 т) устье скважины герметизируют на 2-5 суток для передачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.

Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеменной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется болтами с гидрофланцем.

Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течении 5-7 суток, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1-1,2 м.

Метод применяется обычно на месторождениях с маловязкими нефтями.

Паронагнетательные  установки  УПГ-60/160  и  УПГ-50/60 предназначены для паротеппового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Техническая характеристика

Показатель

УПГ-60/160

УПГ-50/60

производительность на пару, т/ч

60

50

теплопроизводительность, Гкал/ч

34,4

25,4

номинальное давление пара, МПа

16,0

6,0

установленная электрическая мощность, кВт

1528,0

1294,5

температура отработанных газов, °С

320

343

КПД установки, °/о

80,0

83,9

вид топлива

газ

газ, нефть

Паронагнетательная установка УПГ-50/60 состоит:

- дроссельное устройство;

- парогенератор;

- подогреватель топлива;

- дутьевой вентилятор;

- подогреватель воздуха;

- топливный насос;

- деаэратор;

- охладитель деаэрированной воды;

- электронасосный агрегат;

- сульфоугольный фильтр;

- насос химочищенной воды;

-          бак химочищенной воды;

-          насос исходной воды;

-          подогреватель исходной воды;

-          фильтр химводоочистки.

Парогенераторная установка УПГ-60/160 :

- подогреватель воздуха;

- электровинтилятор;

парогенератор;

-  ГРП;

- дроссельное устройство;

- деаэратор;

- охладитель деаэрированной воды;

- питательный насос;

- сульфаугольный фильтр;

- деаэраторный насос;

- бак химочищенной воды;

- насос исходной воды;

- подогреватель исходной воды;

- фильтр химводоочистки.

Паронагнетательная установка ППУА-1600/100 состоит из цистерны для воды, емкости для топлива, парогенератора, питательного насоса, вентилятора высокого давления, топливного насоса, привода     установки, приборов и трубопроводов.

Техническая характеристика

производительность по пару, т/ч

1,6

давление пара, МПа

9,81

температура пара, °С

310

теплопроизводительность, Гкал/ч

0,94

масса установки без заправки водой и топливом, кг

15350

вместимость цистерны, м3

5,2

Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 предназначена для герметизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт.

Техническая характеристика

тип арматуры

АП-65/210

АП-65/50х16У1

рабочее давление, МПА

15

16

максимальная температура, °С

320

345

условный проход, мм

65

65

Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 :

 -устьевой сальник;

- задвижка;

- устьевое шарнирное устройство;

- специальная труба.

Термостойкие пакеры ПВ-ЯГМ-Г-122-140,  ПВ-ЯГМ-Г-140-140 предназначены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя.

Термостойкий пакер:

-переводник;

-верхний шлипсовый узел;

-уплотнитель;

-нижний шлипсовый узел;

-гидроцилиндр;

-клапанный узел;

-фильтр.

Техническая характеристика

тип пакеров

ПВ-ЯГМ-Г-122-140

ПВ-ЯГМ-Г-140-140

диметр обсадных труб, мм

146

146

максимальный перепад давлений, МПа

14,0

14,0

максимальная температура, °С

325

325

условный диаметр обсадных труб, мм

146

168

давление при посадке пакера, МПа

20

20

диаметр пакера, мм

122

140

длина пакера, мм

1690

2370

Газовые винтовые компрессоры Компрессорные установки, изготавливаемые на базе винтовых газовых компрессоров с подачей 10...50 м3/мин, по условиям всасывания применяются   в   нефтяной   промышленности   для   сбора   и внутрипромыслового транспорта нефтяного газа после концевых ступеней сепарации, включая «горячую» вакуумную сепарацию газа и затрубного газа из насосных скважин.

По назначению эти компрессоры подразделяют на две группы:

- компрессоры 5ВКГ-10/6, 7ВКГ-30/7, 7ВКГ-50/7 предназначены для сбора нефтяного газа с давлением на приеме, близкому к атмосферному и давлением нагнетания 0,6 ...0,7 МПа;

- компрессор 6ГВ-18/6-17, дожимающий газ с начального давления 0,6 до 1,7 МПа.

Техническая характеристика компрессорных установок приведена в таблице 10.

Таблица 10

Показатели

Компрессорная установка

5ВКГ-10/6

6ГВ-18/6-17

7ВКГ-30/7

7ВКГ-50/7

Подача по условиям всасывания, м3/мин

11

18

30

50

Давление газа на всасывании, МПа

0,08 ...0,12

0,6

0,08...0,12

0,08...0,12

Давление нагнетания, МПа

0,6

1,7

0,7

0,7

Температура газа на приеме, °С

25

15...45

5...45

5...45

Температура газомасляной смеси на нагнетании, °С

80...100

100

100

100

 

Компрессорные установки - автоматизированные, включают в себя следующие блоки:

- компрессорный агрегат, в который входят:

- компрессор;

- электродвигатель;

- фильтры масла грубой и тонкой очистки;

- трубопроводы;

- запорная и регулирующая арматура;

- местный щит контроля и управления. все узлы смонтированы к общей раме;

- блок маслоохладителя в установке 7ВКГ-50/7 состоит из двух параллельно функционирующих воздушных холодильников;

- дистанционный щит управления:

корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с двумя вертикальными разъемами; состоит:

- камеры всасывания и нагнетания;

- блока цилиндров.

- роторы (ведущий и ведомый) — Стальные, с винтовой нарезкой зубьев асимметричного профиля. Ведущий ротор имеет четыре зуба, ведомый - шесть зубьев. Отношение длины ротора к его диаметру в установке-1,35.

Каждый ротор упирается на два опорных роликоподшипника. Для восприятия осевых сил на роторах установлены радиально-упорные шарикоподшипники. Уплотнение на выходном конце ведущего ротора -торцовое графитовое.

- система смазки - циркуляционная под давлением; впрыск масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смазки и охлаждения винтов и подшипников.

-          Система автоматики обеспечивает управление установкой, контроль основных параметров и защиту от аварийных режимов работы.

Компрессорная установка 7ВКГ-50/ состоит:

 - электродвигатель;

  - местный щит контроля и управления;

 - компрессор;

 - блок маслоохладителя;

 - рама;

 - компенсатор;

 - камера всасывания;

 - блок цилиндров;

 - ведомый и ведущий роторы;

 - роликоподшипник;

 - камера нагнетания;

 - блок шарикоподшипников;

 - разгрузочный поршень;

 - торцевое уплотнение.

oilloot.ru

Узел подключения линии нагнетания дозировочного устройства

 

Полезная модель относится к оборудованию нефтедобывающей промышленности, в частности, к средствам подключения нагнетательной линии дозатора реагентов к капиллярному трубопроводу для подачи химического реагента в заданный интервал скважины.

Известен узел подключения линии нагнетания дозировочного устройства к продуктопроводу, включающий корпус и размещенное в нем седло с осевым каналом, затвор, выполненный в виде сферы или шара, пружину, установленной с возможностью взаимодействия с затвором, и средство регулировки усилия сжатия пружины.

Задача полезной модели - повышение надежности работы узла подключения линии нагнетания дозировочного устройства и, тем самым повышения надежности дозировочного устройства, а также стабильности подачи химического реагента.

Поставленная задача решается тем, что узел подключения линии нагнетания дозировочного устройства включает корпус и размещенное в нем запорное устройство, состоящее из седла с осевым каналом, затвора, пружины и средства регулировки усилия сжатия пружины. Затвор содержит толкатель с конической посадочной поверхностью, контактирующей в крайнем верхнем положении с седлом, и оснащен направляющим цилиндрическим элементом. В проходных каналах корпуса установлены цилиндрические вставки из коррозионно-стойкого материала. Выше затвора располагается шаровой запорный элемент с проходными каналами. Один канал выполнен сквозным на шаровом запорном элементе, а два других канала, сообщенных со сквозным, выполнены перпендикулярно первому каналу. На корпусе выполнена направляющая коническая проточка, со стороны противоположной соединению с капиллярным трубопроводом, а диаметр конуса соответствует внутреннему диаметру фланца.

Полезная модель относится к оборудованию нефтедобывающей промышленности, в частности, к средствам подключения нагнетательной линии дозатора реагентов к капиллярному трубопроводу для подачи химического реагента в заданный интервал скважины.

Известно устройство для подачи реагента в трубопроводную систему [1], где на линию нагнетания установлено запорное устройство, выполненное в виде нескольких последовательно расположенных обратных клапанов с подпружиненными запорными органами (шариками).

Надежность этого устройства обеспечивается тем, что при работе насоса-дозатора сработает, по крайней мере, один из обратных клапанов, поэтому несколько установленных клапанов повышают вероятность перекрытия линии нагнетания. Несколько установленных обратных клапанов удорожают конструкцию и усложняют процесс обслуживания устройства.

Наиболее близким к заявляемому (прототип) является узел подключения линии нагнетания дозировочного устройства к продуктопроводу [2]. Узел включает корпус и размещенное в нем седло с осевым каналом, затвор, выполненный в виде сферы или шара, пружину, установленной с возможностью взаимодействия с затвором, и средство регулировки усилия сжатия пружины.

Дозировочное устройство подает химические реагенты, которые зачастую являются коррозионно-агрессивными средами, поэтому велика вероятность коррозионного износа, выноса продуктов коррозии и забивание затвора абразивом, что снижает надежность работы узла. Выполнение узла из коррозионно-стойкого материала значительно повысит стоимость изделия.

Задача полезной модели - повышение надежности работы узла подключения линии нагнетания дозировочного устройства и, тем самым повышения надежности дозировочного устройства, а также стабильности подачи химического реагента.

Поставленная задача решается тем, что узел подключения линии нагнетания дозировочного устройства включает корпус и размещенное в нем запорное устройство, состоящее из седла с осевым каналом, затвора, пружины и средства регулировки усилия сжатия пружины. Затвор содержит толкатель с конической посадочной поверхностью, контактирующей в крайнем верхнем положении с седлом, и оснащен направляющим цилиндрическим элементом. В проходных каналах корпуса установлены цилиндрические вставки из коррозионно-стойкого материала. Выше затвора располагается шаровой запорный элемент с проходными каналами. Один канал выполнен сквозным на шаровом запорном элементе, а два других канала, сообщенных со сквозным, выполнены перпендикулярно первому каналу. На корпусе узла выполнена направляющая коническая проточка, со стороны противоположной соединению с капиллярным трубопроводом, а диаметр конуса соответствует внутреннему диаметру фланца.

На фиг. схематически изображен заявляемый узел подключения линии нагнетания дозировочного устройства, состоящий из корпуса 7, в который установлено запорное устройство 2, включающее: седло 3, затвор 4, пружину 5, средство регулировки усилия сжатия пружины 6. Затвор 4 содержит толкатель 7 с конической посадочной поверхностью и направляющий цилиндрический элемент 8. В проходных каналах корпуса 1 установлены цилиндрические вставки 9 из коррозионно-стойкого материала. В корпусе узла выполнено отверстие 10 с направляющей конической проточкой 11. Шаровой запорный элемент 12 включает в себя шаровой элемент 13 и регулировочный вентиль 14.

Предлагаемый узел работает следующим образом. Узел устанавливается на нагнетательную линию дозировочного устройства - к линии нагнетания дозировочного устройства крепится шаровой запорный элемент. С другой стороны к узлу с помощью резьбового соединения крепится капиллярный трубопровод 15. При работе дозировочного устройства затвор 4 препятствует выходу реагента обратно в дозировочное устройство. Толкатель 7 с направляющим цилиндрическим элементом 8 позволяет проталкивать продукты коррозии (абразив), в результате чего на седле 3 не образуется осадка, и коническая посадочная поверхность толкателя 7 плотно ложится на седло 3. Цилиндрические вставки 9 из коррозионно-стойкого материала защищают корпус узла от коррозионного износа, что увеличивает надежность узла и предотвращает унос продуктов коррозии вместе с реагентом в капиллярный трубопровод 15 и далее, например, в скважину.

В корпусе узла выполнено отверстие 10, которое позволяет производить технологические операции на скважине, такие как промывка, отбитие уровня и.т.д. Отверстие 10 выполнено с направляющей конической проточкой 11 (диаметр конуса соответствует внутреннему диаметру фланца 16), позволяющей беспрепятственно вводить в корпус технологическое оборудование, исключая его застревание.

Шаровой запорный элемент 12 с проходными каналами крепится к запорному устройству 2 с помощью резьбы. С помощью регулировочного вентиля 14 меняется положение шарового элемента 13, в результате чего изменяется направление движения реагента и появляется возможность одновременного подключения двух линий подачи химического реагента. На фиг. имеется разрез А-А, на котором показаны возможные варианты положения вентиля 14. В положении 1 происходит одновременная подача двух ингибиторов, так как оба канала оказываются открытыми. В положении 2 один из каналов перекрывается, и ингибитор подается только по одной линии. В положении 3 перекрывается другой канал, и уже другой химический реагент поступает в устройство.

Таким образом, предлагаемая конструкция обеспечивает надежность узла подключения линии нагнетания дозировочного устройства и стабильную подачу химического реагента с возможностью одновременного подключения двух линий подачи, значительно упрощает процесс подачи химического реагента в скважину, а сам узел имеет повышенную стойкость к агрессивным средам.

Источники информации:

1. Патент 76066 РФ, Е21В 37/06, 2008.

2. Патент 64684 РФ, Е21В 37/06, 2007.

1. Узел подключения линии нагнетания дозировочного устройства, включающий корпус и размещенное в нем запорное устройство, состоящее из седла с осевым каналом, затвора, пружины и средства регулировки усилия сжатия пружины, отличающийся тем, что затвор содержит толкатель с конической посадочной поверхностью, контактирующей в крайнем верхнем положении с седлом, и с направляющим цилиндрическим элементом, в проходных каналах корпуса установлены цилиндрические вставки из коррозионно-стойкого материала, а выше затвора располагается шаровой запорный элемент с проходными каналами, причем один канал выполнен сквозным на шаровом запорном элементе, а два других несквозными, сообщенных со сквозным, и выполнены перпендикулярно первому каналу, что обеспечивает подключение двух линий подачи химических реагентов.

2. Узел по п.1, отличающийся тем, что на корпусе выполнена направляющая коническая проточка, со стороны противоположной соединению с капиллярным трубопроводом, а диаметр конуса соответствует внутреннему диаметру фланца.

poleznayamodel.ru

Нагнетание - горячая вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нагнетание - горячая вода

Cтраница 1

Нагнетание горячей воды и пара чаще всего проводят через колонну насосно-компрессорных труб с целью уменьшения потерь теплоты в стволе скважины.  [1]

Нагнетание горячей воды оказало в основном существенное воздействие на участок, ограниченный первым рядом скважин.  [2]

Нагнетание горячей воды и пара чаще всего проводят через колонну насосно-компреосорных труб с целью уменьшения потерь теплоты в стволе скважины.  [3]

Нагнетание горячей воды существенно ускоряет выработку пласта.  [4]

Нагнетание горячей воды форсирует эксплуатацию месторождения. Потери нефти для однородного пласта при одномерной фильтрации все же незначительны.  [6]

Нагнетание горячей воды осуществляется для повышения нефтеотдачи пласта. Чем выше температура нагнетаемой воды, тем с большим эффектом может быть осуществлен этот процесс.  [7]

Для нагнетания горячей воды в пласт разработана двухконтурная установка производительностью 600 м3 / ч воды, нагретой до 100 С.  [8]

Процесс нагнетания горячей воды в нефтяные пласты мало чем отличается от процесса длительного нагнетания пара. Значительные объемы горячей воды, нагнетаемой в пласт, требуют разработки специального водогрейного оборудования большой производительности. Оборудование должно быть блочным и обеспеченным для транспортировки по железным и промысловым дорогам.  [9]

При нагнетании горячей воды с постоянной температурой АГ0 const второй член решения способствует охлаждению ствола скважины и приводит, наконец, к полному погашению третьего члена, выражающего влияние горячей воды.  [11]

При нагнетании горячей воды тепловое воздействие на нефть может приводить к изменению ее вязкости и увеличению скорости фильтрации. Поэтому важно с самого начала, располагая спектром проницаемостей ( кумулятивной кривой, определенной по керновым данным), установить группу слоев в разрезе, которые будут подвергаться тепловому воздействию ввиду отставания в них фронтов вытеснения из-за теплообмена со слоями с повышенной проницаемостью.  [12]

При нагнетании горячей воды эффективно используется гидростатический напор столба жидкости, вследствие чего осуществляется быстрая и жесткая передача давления по пластам, сокращаются сроки разработки месторождений. В экологическом отношении метод не имеет противопоказаний.  [13]

Эффект от нагнетания горячей воды по сравнению с холодным заводнением зависит от строения пласта и колеблется в широком диапазоне. В неблагоприятных ситуациях потери нефти из-за нагнетания холодной воды могут быть значительными. Для двухслойных пластов с одинаковыми толщинами слоев закупорка низкопроницаемого пласта из-за охлаждения нефти и ее застывания в порах возникает при отношениях проницае-мостей 7: 1 или 8: 1 в зависимости от абсолютных значений толщины слоев и общей интенсивности фильтрации. Для многослойных пластов часть низкопроницаемых слоев будет вообще выключена из разработки, другая часть вследствие охлаждения может работать малоэффективно.  [14]

За рубежом нагнетанию горячей воды и пара придают большое значение. Начиная с 1952 г., и особенно с 1961 г., в США, Венесуэле, Канаде и Нидерландах проводятся обширные опыты по применению этого метода, дающие, как правило, хорошие результаты.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нагнетание - горячая вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Нагнетание - горячая вода

Cтраница 4

Установка УВГК-2Р ( рис. 69, б) служит для нагнетания горячей воды и состоит из наземного и скважинного оборудования.  [46]

В 1973 г. было принято решение перевести месторождение Узень на нагнетание горячей воды во все разрезающие ряды. В связи с этим в последний период выполнен ряд проектов по реконструкции существующих наземных сетей и сооружений в связи с намеченными изменениями системы закачки. Технологическая часть этого проекта выполнена ВНИИнефтью.  [48]

Из приведенных в табл. 33 данных видно, что эффективность нагнетания горячей воды на отдельных пластах неодинакова и зависит от степени их неоднородности. Эффект закачки горячей воды возрастает по мере увеличения степени неоднородности нефтяного пласта.  [49]

Повышение температуры может привести к нежелательным последствиям, например при нагнетании горячей воды или пара в глинизированный или глинистый пласт. В этих условиях интенсифицируется процесс набухания глин, что приводит к появлению начального градиента давления при фильтрации воды ( или возрастанию его величины), в результате чего приемистость скважин снижается.  [50]

Тепловое воздействие на нефтяной пласт может быть осуществлено различными способами: нагнетанием горячей воды в пласт; нагнетанием пара; созданием в пласте движущегося очага горения.  [51]

Характерным примером теплового воздействия на пласт может служить начатое в 1970 г. нагнетание горячей воды в горизонты XVIII-XVI нефтяного месторождения Узень на полуострове Мангышлак.  [52]

Характерно, что кривые зависимости температуры от количества прокачанной жидкости для случая нагнетания горячей воды и горячего масла совпадают между собой.  [54]

Таким образом, сгущение сетки скважин при нагнетании пара более интенсивно, чем при нагнетании горячей воды, увеличивает прирост добычи нефти за счет роста нефтеотдачи и дает относительно большее снижение удельных капитальных вложений, себестоимости добычи нефти и приведенных затрат, а применение теплоносителей вместо обычного заводнения может радикально улучшить разработку залежей высоковязкой нефти.  [55]

Опытами установлено, что при нагнетании в пористую среду пара нефтеотдача гораздо выше, чем при нагнетании горячей воды. Это объясняется большим количеством тепла, выделяющимся при конденсации пара. При вытеснении легкой нефти паром перед паровой зоной движется горячий газоконденсат, которому предшествует зона холодного газоконденсата. Нефть, остающаяся после горячей конденсированной воды, идущей впереди паровой зоны, подвергается перегонке. Продукты дистилляции, продвигаясь вперед, при встрече с холодной нефтью конденсируются. В результате при движении паровой зоны в нефти возрастает содержание легких компонентов, уменьшающих ее вязкость. Все это способствует увеличению нефтеотдачи. В лабораторных условиях паром удавалось извлечь до 95 - 97 % нефти из модели пласта.  [56]

Для нагнетания в один пласт создана установка УВК-Р, для нагнетания в два пласта - установки УВКС-2Р и нагнетания горячей воды - УВГК-2Р.  [57]

В последние годы проводится большой комплекс исследований новых методов интенсификации добычи нефти, из которых наиболее развиваемыми являются нагнетание горячей воды я паротепловая обработка скважин.  [58]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Применение - метод - нагнетание

Применение - метод - нагнетание

Cтраница 1

Применение метода нагнетания в пласт обогащенного газа, как и газа высокого давления, характеризуется высоким коэффициентом вытеснения нефти. Однако неблагоприятное соотношение подвижностей требует мероприятий по улучшению охвата процессом вытеснения, среди которых следует отметить предложения о нагнетании вместе с газом воды. С целью предотвращения потерь нефтеотдачи вследствие гравитационной сегрегации метод вытеснения нефти обогащенным газом рекомендуется применять в маломощных пластах с низкой проницаемостью. По этой же причине рекомендуется осуществлять там, где это позволяет геологическое строение залежи, нагнетание газа в верхние части структуры, а вытеснять нефть - в нижние.  [1]

Задача 5.11. Нефтяная залежь разрабатывается с применением метода нагнетания пара. Система расстановки скважин - площадная.  [2]

Лабораторные и теоретические исследования, проведенные институтами ВНИИ и СибНИИНП, показали эффективность применения метода нагнетания С02 для конкретных условий нефтяных месторождений Западной Сибири.  [3]

Предметом исследований данного раздела является обоснование представлений в целом о процессе нефтеизвлечения из неоднородных порово-трещинных объектов при применении методов нагнетания теплоносителя в пласт. В основу исследований положены результаты лабораторно-экспериментальных и теоретических изучений особенностей протекающих процессов вытеснения нефти и внутрипластовых капиллярных явлений в неизотермических условиях при различных технологиях теплового воздействия - непрерывном нагнетании теплоносителя с последующей закачкой холодной воды ( технология воздействия горячей водой - ВГВ) и импульсно-дозированном тепловом воздействии - ИДТВ.  [4]

Как было указано при обсуждении метода нагнетания ртути, данные капиллярного давления, полученные при использовании одной комбинации фаз, не могут быть точно выражены комбинацией других фаз ни по формуле ( III. В случае применения метода нагнетания ртути лучшие результаты дает формула ( III. Так как эта формула более проста и не требует знания угла смачивания при пластовых условиях, она будет в дальнейшем использоваться во всех расчетах, в которых необходимо приводить лабораторные данные к пластовым условиям.  [5]

Причины, вызывающие это возрастание, в основном определяют эффективность применения методов нагнетания вс / ш или газа.  [6]

Из диаграммы, представленной на рис. 155, следует, что с увеличением содержания промежуточных компонентов в нагнетаемом агенте улучшаются условия его смешиваемости с пластовой нефтью. Если нагнетаемый агент будет полностью состоять из промежуточных компонентов, то он будет смешиваться с пластовой нефтью без ее обогащения промежуточными компонентами, что и является теоретической основой применения метода нагнетания в пласт жидких углеводородов, которые называют в этом случае растворителями. Обычно с целью экономии в пласте создается оторочка из растворителя - которая затем проталкивается газом или газом и водой. В случае перемещения оторочки растворителя газом и водой соотношение объемов их нагнетания должно быть таковым, чтобы вода отставала от фронта вытеснения растворителя газом. Оторочка растворителя обычно составляет 2 - 10 % от порового объема пласта. При этом с увеличением неоднородности пласта увеличивается и необходимый объем оторочки растворителя. Перемещающаяся по пласту оторочка вытесняет впереди себя нефть, при этом между оторочкой и вытесняемой нефтью образуется переходная зона перемешийания нефти и растворителя. Если растворитель нагнетается в предварительно заводненный пласт, то. Обычно подвижность воды больше подвижности нефти, потому вода движется быстрее к добывающим скважинам. Вследствие этого образуется вал нефти. В случае применения метода с начала разработки месторождения вал нефти ( зона 6) будет отсутствовать, а в зонах 2 - 5 и 7 фильтрация будет происходить при наличии погребенной воды.  [7]

Доказанные разработанные запасы нефти и газа - это запасы, которые с достаточной долей уверенности могут считаться извлекаемыми из существующих скважин при помощи существующего оборудования и методов добычи. Дополнительные нефть и газ, которые, как ожидается, будут получены путем применения метода нагнетания жидкости или иных технологий увеличения нефтеотдачи в дополнение к природным силам и механизмам первичной добычи, должны включаться в доказанные разработанные запасы только после предварительного тестирования или после того, как работа установленной программы будет подтверждена производственными результатами, позволившими добиться повышения нефтеотдачи.  [8]

Доказанные неразработанные запасы - это запасы, которые, как ожидается, будут извлекаться из новых скважин на неразбуренных площадях или из существующих скважин, переоборудование которых потребует достаточно значительных затрат. Запасы на не затронутых бурением площадях ограничиваются теми пробуренными участками, замещающими продуктивные участки, в отношении которых имеется достаточная степень уверенности в их продуктивности после завершения бурения. Доказанные запасы на других участках, не затронутых бурением, могут быть объявлены только после того, как появится возможность с определенной уверенностью говорить о продолжении добычи из существующего продуктивного пласта. Ни при каких обстоятельствах оценки доказанных неразработанных запасов не могут относиться к площадям, на которых предполагается применение метода нагнетания жидкости или других технологий усовершенствования процесса добычи, если только эффективность такой технологии не была доказана фактическим тестированием на участке и в том же самом пласте.  [9]

В основе существующих способов ПТВ лежит ввод тепла в пласт путем нагнетания теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции из окружающих добывающих скважин. В этом случае создается однонаправленное вытеснение нефти в системе нагнетательная - добывающие скважины. В зависимости от схемы размещения скважин и характера неоднородности объекта воздействия формируются области ( а часто только каналы) токов активной фильтрации и области, не охваченные вытеснением - застойные зоны или, как принято их называть, целики. Опыт показывает, что запасы нефти таких целиков могут быть весьма велики и соизмеримы с запасами областей, охваченных вытеснением. Ввод теплоносителя в пласт циклически ( с паузами) позволяет увеличить нефтеизвлече-ние. Однако в силу малых скоростей перемещения теплового фронта фонд добывающих скважин обречен работать в течение длительного времени в неблагоприятных холодных условиях. Далее, известно, что при применении методов нагнетания теплоносителя в пласт используются преимущественно плотные сетки скважин. То есть здесь и схема размещения скважин и расстояния между ними определяются не столько геологическими условиями залежи нефти, сколько характеристикой теплоносителя и картиной тешюмассопереноса в процессе воздействия. Теплоноситель как агент воздействия имеет высокую динамичность потерь тепла в окружающие непродуктивные пласты, что определяет необходимость применения сравнительно плотных сеток скважин при нагнетании теплоносителя в пласт.  [10]

При росте газонасыщения газовые факторы добычи резко возрастают, поэтому-то при нагнетании газа в истощенные залежи очень часто приходится иметь дело с процессами увлечения нефти протекающими через породу большими массами газа. Удельные расходы газа при этом могут быть весьма значительны и достигать 1500 - 2000 мг на тонну добытой нефти. Большая водонасыщенность, вообще говоря, не является препятствием к применению метода, так как условия эффективной проницаемости породы для газа не улучшаются. Однако при этом в добываемой жидкости будет сильно возрастать содержание воды. Если принять за допустимый предел обводненности добываемой жидкости 90 %, то переносом на диаграмму / линии, отвечающей водонефтяному фактору 10: 1, с диаграммы / / окончательно определится область нефте -, водо - и газонасыщенности породы, допускающих эффективное применение нагнетания газа с целью увеличения нефтеотдачи залежи. На диаграмме эта область заштрихована. В первом случае применение метода нагнетания газа не даст результатов; во втором же случае метод может дать большой эффект. Приведенные данные характерны для песка. Для сцементированных песчаников и известняков соответствующие эксперименты пока отсутствуют. Для этих пород порядок цифр, возможно, будет несколько иной, однако нет причин ожидать коренного изменения характера явлений.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Перекачка высоковязкой и застывающей нефти, страница 27

Другая причина нестационарности связана с остановками перекачки. Такие остановки могут быть плановыми (при циклической эксплуатации “горячего” трубопровода, при проведении плановых ремонтов и т.д.) и внеплановыми (аварии, прекращение энергоснабжения, переполнение резервуарной емкости в конце нефтепровода и др.). В обоих случаях нефть в остановленном трубопроводе и грунт вокруг него постепенно остывают. При последующем пуске “горячего” трубопровода происходит вытеснение остывшего продукта разогретым (аналог последовательной перекачки) и увеличение расхода в трубопроводе. Однако даже после завершения замены остывшей нефти на разогретую выход трубопровода на стационарный режим не произойдет. Расчеты показывают, что только через несколько суток (около 10) температура перекачиваемой жидкости становится близкой к стационарной величине (80...90 % от температуры стенки). Все это время одновременно с прогревом трубопровода идет процесс прогрева окружающего грунта. При этом следует иметь в виду, что прогревается не весь массив грунта, окружающего трубопровод, а только кольцо грунта толщиной 10...20 см вокруг трубы. Для поддержания примерно постоянного температурного режима перекачки достаточно, чтобы вокруг трубы был прогрет небольшой слой грунта. Однако этот режим очень далек от стационарного. Трубопровод в таком  состоянии нельзя останавливать на  значительное время, не опасаясь его “замораживания”. По этой же причине нельзя снижать температуру подогрева и расход перекачиваемой жидкости.

Для полного прогрева грунта вокруг трубопровода требуется 2000...3000 часов. Так что стационарного режима работы “горячие” трубопроводы  практически  не  достигают.  Можно   говорить лишь об   условностационарном режиме.

2.3.9. Особые режимы “горячих” трубопроводов

Наиболее сложными и ответственными операциями при эксплуатации “горячих” трубопроводов являются заполнение  трубопроводов, их остановка и последующий пуск.

2.3.9.1. Заполнение трубопровода высоковязкой нефтью

Заполнение вновь построенного трубопровода горячей высоковязкой нефтью - одна из самых ответственных операций при эксплуатации “горячих” трубопроводов. Перед началом закачки высоковязкой нефти трубопровод заполнен холодной водой после опрессовки.

Если вытеснять эту воду горячей высоковязкой нефтью, для которой предназначен трубопровод, нефть будет быстро (особенно в месте контакта с холодной водой) остывать, вследствие чего, вязкость ее сильно повысится или она застынет и закупорит нефтепровод.

Вновь построенный трубопровод, предназначенный для перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей или нефтепродуктов с предварительным подогревом, можно пустить в работу двумя способами:

1. После предварительного прогрева трубопровода и окружающего

 грунта маловязким низкозастывающим нефтепродуктом или водой.

2. Без предварительного прогрева.

Магистральные трубопроводы пускают в эксплуатацию, как правило, с предварительным подогревом. Наиболее целесообразно прогревать систему трубопровод-грунт водой, т.к. это  требует в 3...4 раза меньше времени, чем при прогреве системы нефтью или нефтепродуктами (у воды больше теплоемкость, выше скорость течения). Другое дело, если достаточного количества воды нет - тогда выбирать не приходится.

Прогрев системы труба-грунт производится до такого состояния, при котором напора, развиваемого насосами, будет достаточно, чтобы высоковязкая нефть дошла до следующей насосной станции.

При прогреве трубопровода необходимо стремиться поддерживать температуру греющей жидкости на выходе из тепловой станции равной или, если позволяют теплообменники, несколько большей, чем начальная температура нефти. Это дает возможность проверить технологическое оборудование на термические напряжения и своевременно устранить возможные неисправности на стадии прогрева.

Применяют различные способы прогрева системы трубопровод-грунт:

1. Прямой прогрев.

2. Обратный прогрев.

3. Челночный прогрев.

4. Встречный прогрев.

vunivere.ru

Линия - нагнетание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Линия - нагнетание

Cтраница 2

Линия нагнетания вспомогательного насоса одновременно подводится к сервомеханизму и к подпорному клапану. Линия нагнетания одноплунжерного насоса, пройдя через подпорный клапан, идет дальше на подпитку основной гидросистемы.  [16]

Линию нагнетания для аварийной разгрузки компрессора череа запорный вентиль и глушитель соединяют с атмосферой или факелом. Эта линия используется для вытеснения газа из компрессора при продувке нейтральным газом.  [17]

Линию нагнетания ( так принято именовать линию, проходящую через нагнетательные скважины и связывающую их) намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности.  [18]

На линии нагнетания после запорного вентиля ( задвижки) устанавливают обратный клапан, автоматически отсоединяющий компрессор от нагнетательного коллектора. Обратными клапанами снабжают также линии отвода газа от компрессора на межступенчатый отбор или очистку.  [19]

На линии нагнетания ( /, 36 м) расположены 2 отвода под углом 90 и 5 отводов под углом 110, а также 2 нормальных вентиля и 1 прямоточный.  [20]

Все линии нагнетания от скважин подключены к патрубкам, вынесенным на внешние стороны сепарационно-замерного блока. Продукция всех скважин направляется в общий нефтяной коллектор. Переключение очередной скважины на замер осуществляется трехходовым клапаном по команде блока местной автоматики, в результате чего газоводонефтяная смесь контролируемой скважины поступает в измерительный сепаратор дебитомерного устройства. Выделившийся в сепараторе газ отводится в нефтяной коллектор, при этом камерной диафрагмой контролируется его количество. Жидкость после сепарации накапливается в мерной камере. Реле ГР-7 последовательно выдает сигналы нижнего и верхнего уровня жидкости в камере. По сигналу датчика нижнего уровня начинается отсчет времени наполнения, которое закончится, когда уровень жидкости в камере достигнет верхнего предела.  [21]

На линии нагнетания, так же как и на линии всасывания, возникают колебания давления газа. Эти колебания, особенно в случае резонанса, могут значительно изменить линию нагнетания. Возникновение резонансных колебаний в линии нагнетания тоже ухудшает экономичность компрессора.  [22]

На линии нагнетания устанавливается - щит арматуры 5, на: котором, монтируются предохранительный клапан, манометр и вентиль сброса газа в атмосферу.  [23]

На линии нагнетания пара и горячей нефти на передвижных парогенераторных и депарафинизационных установках применяют горизонтальные обратные клапаны Венюковского арматурного завода. Устанавливаются они на горизонтальных участках трубопровода крышкой вверх и с направлением потока рабочей среды под тарелку снизу вверх. Обратный горизонтальный клапан В-414 ( рис. 86) состоит из корпуса, крышки, тарелки, прокладки и хвостовика. Корпус и крышку обратного клапана изготавливают из отливок углеродистой стали и соединяют при помощи фланцевого соединения. Фланцевое содинение уплотняют точеной рифленой прокладкой, выполненной из низколегированной стали, а крепежные детали изготовлены из конструкционной углеродистой или низколегированной стали. Для уплотнительных поверхностей применяют сплавы аустенитного класса, обладающие высокой эрозионностойкостью, достаточной твердостью и стойкостью против задирания. Концентрическая посадка тарелки на уплотнительную поверхность корпуса обеспечивается направляющим хвостовиком тарелки.  [25]

Переход линии нагнетания в кривую расширения должен быть показан на диаграмме резким почти под углом 90 и находиться в мертвой точке. Закругленный переход свидетельствует о неплотности поршня или всасывающего клапана. Запаздывание посадки нагнетательного клапана проявляется на диаграмме тем, что кривая расширения а начинается после мертвой точки ( фиг. Слишком пологое падение кривой расширения b указывает на очень большое мертвое пространство-или на неплотность нагнетательного клапана. В последнем случае наблюдается резкое повышение кривой сжатия, особенно в начале. Очень резкое падение кривой расширения может быть следствием неплотности поршня или всасывающего клапана ( фиг.  [26]

Перенос линии нагнетания по всему фронту заводнения был осуществлен по ПК свите площади Раманы и месторождения Гюргяны-море.  [27]

Вид линии нагнетания в значительной степени зависит от соотношения объемов цилиндра н полости нагнетания, скорости поршня, динамики движения пластин клапанов н организации отвода газа из полости нагнетания.  [28]

Принимаем линию нагнетания за контур питания.  [29]

На линиях нагнетания главного и пускового масляных насосов расположен сдвоенный обратный клапан 3, после которого масло разделяется на два потока: к маслоохладителю 7 через регулятор давления после себя б и к соплу инжектора насоса.  [30]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru