Давление в устье скважины, МПа

Следующей операцией является освоение скважины с целью создания условий для притока нефти. Для этого постепенно начинают уменьшать плотность глинистого раствора, разбавляя его водой (снижать гидростатическое давление столба жидкости в скважине) до полной замены глинистого раствора на воду. При снижении давления в скважине нефть (газ) из пласта через перфорации начинает поступать в ствол скважины, постепенно вытесняя воду, и выходит на поверхность. Чтобы сделать этот процесс безопасным и контролируемым (особенно при аномально высоких пластовых давлениях), устье скважины плотно закрывают крышкой, прикрепленной болтами к фланцу верхней обсадной трубы. Через эту крышку в скважину пропускают эксплуатационную колонну труб, а снаружи к ней крепят систему труб и задвижек (фонтанная арматура) и выходной штуцер, через который из скважины отбирается нефть. [c.31]

Задача промысловой подготовки заключается в доведении качества нефти до требований стандартов. В настоящее время существует много разновидностей систем сбора и подготовки нефти, газа и воды в зависимости от климатических и топографических условий, качества нефти (содержания парафинов, смол, асфальтенов). Принципиальная усредненная схема сбора и подготовки нефти на промысле приводится на рис. 6.1. Система изолирована и работает под избыточным давлением устья скважины. [c.257]

Определить профиль гидродинамического давления над точкой инжекции газа. Этот профиль может основываться на максимальном располагаемом значении объема инжектируемого газа (максимальный ГЖФ), минимальной градиентной кривой продукта (отсутствует ограничение по объему инжектируемого газа) или на глубине установки пакера. Профиль начинается у кривой гидродинамического давления устья скважины и должен быть продлен до точки пересечения кривой давления инжектируемого газа на кривой глубины,если только линия профиля не пересекла предварительно точку глубины установки пакера. [c.211]

В тех случаях, когда давление природного газа на устье скважины недостаточно, для повышения полноты абсорбции и уменьшения капиталовложений на установку газ сжимают компрессорами приблизь [c.23]

Для гидравлического разрыва пласта используют насосные агрегаты высокого давления типа ЧАН-700 и пескосмесительные установки для смешения жидкости с песком. Жидкостями, используемыми при разрыве, могут быть вязкая нефть, мазут, керосин и дизельное топливо, загущенные специальными добавками, водный раствор сульфат-спиртовой барды (ССБ), соляная кислота и др. Гидравлический разрыв производят с помощью насосных агрегатов, подключаемых к устью скважины через специальную головку. Чтобы предохранить обсадную колонну от действия высокого давления, над продуктивным пластом устанавливают пакер, изолирующий затрубное пространство. [c.45]

Более эффективны различные напорные системы с многоступенчатой сепарацией газа (рис. 1.3, б). Нефть проходит через замерные пункты на центральный сборный пункт за счет собственного давления на устье скважины. Отделение газа от нефти проводится в несколько ступеней непосредственно возле групповой замерной установки — в сепараторе С-1 (первая ступень) — и н а [c.15]

Повышенная плотность сточной воды позволяет развивать на выкиде центробежных насосов дополнительное давление. По этой же причине при равном давлении нагнетания иа устье скважин создается разное забойное давление, которое растет с увеличением плотности воды. [c.126]

Более заметное термодинамическое воздействие испытывают нефти при движении по подземным трубам скважин. В процессе добычи в скважине, по мере удаления от забоя и приближения к устью, происходит охлаждение нефти и нарушение ее агрегативной устойчивости. Основной причиной снижения температуры нефти является теплообмен между стенкой трубы и более холодной окружающей ее породой. Менее существенно, но влияет на снижение температуры нефти также ее частичное разгазирование в результате снижения давления в системе по мере приближения к устью скважины. Было установлено /55/, что доля снижения температуры в скважинах из-за разгазирования в промысловых условиях составляет 23-37 % от общего изменения температуры в скважине. Разгазирование изменяет состав нефти, что также сказывается на растворимости в ней твердых компонентов. [c.120]

Так, на месторождениях Краснодарского края основ ными коррозионными компонентами в добываемой про дукции являются углекислый газ (0,4—6,25 об. % и уксусная кислота (до 98 г/м ). Температура и давле ние в скважинах снижаются от забоя к устью скважин тем самым способствуя конденсации воды. Зависимости интенсивности разрушения труб от глубины скважины сопоставленные с изменениями температур и давлений показывают, что возрастание поражений начинается с момента появления в скважине конденсационных вод (точка росы), т. е. с появлением возможности образования углекислоты за счет растворения углекислого газа в конденсационной воде. [c.129]

При фонтанном способе нефть благодаря высокому пластовому давлению и действию газа, переходящего из растворенного состояния в свободное при поступлении нефти из пласта в скважину, поднимается к устью скважины и поступает через специальную арматуру и трубы в закрытые резервуары. [У [c.7]

При компрессорном способе (фиг. 2) в скважину с обсадной колонной труб 3 опускают колонну нагнетательных труб 2. Внутри нее находится колонна 4 труб меньшего диаметра. В колонну 2 компрессором 1 нагнетается сжатый газ — воздух или нефтяной газ. Давлением сжатого газа нефть оттесняется к нижнему концу внутренней колонны труб 4, называемых подъемными. Искусственно созданная газо-нефтяная смесь имеет меньшую плотность, чем пластовая нефть 5. Поэтому, а также вследствие избыточного давления в пласте газо-нефтяная смесь поднимается по внутренней колонне труб к устью скважины на поверхности земли. Эта нефть содержит в себе пластовый нефтяной газ и газ, принудительно нагнетаемый в скважину. В трапе газ 7 отделяется от нефти 8. [c.7]

Концентрация компонентов в газе, отбираемом на устье скважин, вследствие перепадов давления в призабойной зоне и стволе скважины и изменения температуры может меняться в широких пределах. [c.19]

Вся система закрыта и работает под избыточным давлением устья скважинь около 1 МПа. [c.36]

Г. Режим постоянного давления устья скважины = onst. [c.314]

С течением времени давление в пласте уменьшается и становится недостаточным для подъема нефти до устья скважины. Тогда прибегают к компрессорному (газлифтному) или глубиннонасосному способам эксплуатации. В последние годы благодаря выдающимся успехам советской науки разработаны и внедряются новые методы эксплуатации нефтяных залежей, при которых пластовое давление поддерживают в течение длительного времени и таким образом увеличивают срок фонтанной Э1 сплуатации скважины. Из методов поддержания пластового давления на промыслах Советского Союза широко применяют законтурное и внутриконтурное заводнения и закачку газа в пласт. [c.19]

Линии высокого давления оснащены обратными клапанами, а блок манифольдов — манометром и предохранительным клапаном. Приемные и нагнетательные линии опрессовывают при давлении, превыщающем рабочее давление нагнетания линии высокого давления, блок манифольдов и обвязку "устья скважины опрессовывают с использованием одной пары агрегатов 4АН-700, а приемные линии — с помощью центробежных насосов. При опрессовке высоконапорных линий задвижку и краны блока манифольдов 1БМ-700 открывают, а центральную устьевую задвижку на скважине закрывают. Воду при этом на прием агрегатов подают либо из водовода, либо из ближайшей автоцистерны. Давление опрессовки контролируют по манометрам. Перед закачкой реагентов в скважину определяют приемистость скважины по воде. Для этого задвижку закрывают, а центральную устьевую задвижку скважины открывают воду нагнетают по возможности на различных режимах. [c.99]

В том случае, если возникщее газонефтепроя ление ликвидировать не удалось, встает вопрос о предотвращении его развития в аварийный выброс и открытое фонтанирование. Прекращение начавшегося выброса обеспечивается перекрытием сечения колонны бурильных труб при по.мощи обратного клапана и герметизацией устья скважины специальным противовыбросовым оборудованием. Обратными клапанами, соответствующими типораз.меру при.меняе.мого бурильного инструмента, обеспечивается каждая буровая установка. Противовыбросовым оборудованием обвязывается каждая бурящаяся скважина на вновь разведуемых площадках, на газовых и газоконденсатных месторождениях, а также на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). В остальных случаях необходимость установки противовыбросового оборудования на устье скважины определяется геологическими условиями разреза. [c.33]

Перед перфорацией устьевое оборудование долж) быть тщательно проверено на максимальное давлен ожидаемое на устье скважины. Арматура должна с бираться, с использованием всего набора шпилек и пр кладок, предусмотренных нормами. Все агрегаты, с п мощью которых осуществляется перфорация, дoлж размещаться с наветренной стороны на расстоянии 20 25 м от устья. Обшивку буровой необходимо разобрат а электросеть обесточить. [c.38]

Устье скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному давлению на устье скважины. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки, закрепленных на колонной головке, и представляет набор тройников, крестовин и запорных устройств (рис. 7). Схема обвязки устья должна утверждаться руководством нефтегазодобывающего предприятия. Перед установкой на устье арматура опрессовы-вается рабочим давлением, указанным в паспорте на [c.40]

Перед тепловой обработкой скважины ППУ необходимо устанавливать не ближе 25 м от устья. Глушитель двигателя ППУ должен быть оборудован искрогасителем. Линия для подачи пара, прокладываемая от ППУ к устью скважины, предварительно опрессовывается давлением в 1,5 раза выше ожидаемого максимального давления, если технические данные ППУ допускают это. [c.43]

Пожарная опасность гидравлического разрыва пласта определяется наличием высокого давления внутри оборудования и использованием горючих жидкостей при проведении работ. Гидравлический разрыв пласта дол жен проводиться под руководством инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия. Агрегаты для гидравлического разрыва пласта должны располагаться не ближе 10 м от устья скважины и не менее 1 м друг от друга. Агрегаты к устью скважины подключают специальными тпубами высокого давления с обратными клапанами. По окончании монтажа нагнетательные коммуникации спрессовывают давлением, в 1,5 раза выше давления, применяемого при гидравлическом разрыве пласта. При закачке жидкости с рабочих мест удаляются все люди, за исключением персонала, обслуживающего агрегаты. После закачки остатки жидкости разрыва и нефти должны сливаться в поомышленную канализацию или специальную емкость. При замерзании жидкости в нагнетательных трубопроводах замерзшие участки должны отогреваться без применения открытого огня. [c.45]

Запрещается проведение спуско-подъемных операций при сильном ветре (11 м/с и более), ливне, снегопаде и тумане с ограничением видимости до 50 м и менее. Такие ремонтные работы, как исправление колонны, перевод скважины на другой горизонт, ликвидация обводнения скважины посторонними водами, бывают связаны с цементированием ствола скважины. При помощи цементирования укрепляют испорчекпое место в колонне, закрывают забой скважины при переходе на другой горизонт, изолируют ствол для предупреждения поступления в скважину воды. Перед началом цементирования возле устья скважины должна быть подготовлена площадка для размещения цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин и другого необходимого оборудования. Все трубопроводы, по которым закачивается цементный раствор, должны быть предварительно оп-рессованы давлением, в полтора раза больше рабочего давления. Цементирование должно проводиться, как правило, в дневное время. Прн необходимости цементирования скважины в вечернее и ночное время площадка для установки агрегатов должна быть хорошо освещена. В дополнение к этому каждый цементировочный агрегат должен иметь систему индивидуального освещения. При наличии нефтегазопроявления в скважине проведение цементирования запрещается. [c.60]

При фонтанном способе нефть изливается на поверхность земли под давление.м пластовой энергии. Открытое фонтанирование нефти приводит к потерям нефти и попутного газа, может стать причиной пожара и аварийного разрушения скважин. Для предотвращения аварий скважины, из которых ожидается фонтанирование нефти, перед началом эксплуа1ации оборудуют колонной фонтанных труб, в устье скважины устанавливают сцециаль-ную арматуру, рассчитанную на высокое давление. Фонтанные трубы и арматура ограничивают поступление нефти из скважины. [c.11]

Средняя приемистость скв. И в 1 период несколько во.зрослй и составила 845 (Ме=844) м /сутки. Однако это увеличение. следует Объяснить прежде всегй повышением давления нагнетания на устье скважины, на 10 кГ1см-. [c.127]

Еще один гидродинамический мнкропроцесс, который нельзя было не учитывать при добычи из скважин нефти с больших глубин. заключается в обязательном установлении интегрального баланса массообмена между нефтенасыщенной матрицей (блоками) породы и дренажной (трещинной) системой. Нарушение этого баланса одинаково плохо для установления рационального режима работы скважин и дренируемого ею ареала. Необходимо, чтобы из конкретной скважины отбиралось столько нефти, сколько при безопасном снижении давления в трещинной (проводящей) системе восполняется микропритоком из матриц (блоков), гидродинамически связанных с этой скважиной. Для установления такого баланса требуются особая методика освоения скважин ( плавный пуск ), тщательная работа в период опытной эксплуатации, а также специальные гидродинамические исследования скважин глубоких горизонтов т. е, снятие по особым программам индикаторных диаграмм кривых восстановления давления, проведение гидропрослушивания и анализа динамики рабочих давлений на устье скважины, [c.174]

Рассмотрим вкратце модель пласта, состоящего из породы (дисперсной системы) и флюида. Дисперсионной средой в породе являются неорганические вещества (силикаты, полевой шпг.т, кальцит, доломит, монтмориллонит и др.), а дисиерсной фазой — капилляры (поры). Капилляры, как разновидности ССЕ, имеют различный диаметр и соответственно обладают разной удел )-ной поверхностной энергией, т. е. энергетически неоднородн , . Компенсация внутренней поверхностной энергии приводит к формированию адсорбционно-сольватного слоя и соответственно ССЕ (пора-fфлюид). На втором этане норы насыщаются флюидами, находящимися в молекулярном состоянии, в объеме которых в виде свободно-дисперсных ССЕ могут находиться различные неоднородности. При вскрытии пласта в результаае изменения внешних воздействий (создается механическое воздействие из-за неренада давления между иородами-коллектора-ми и устьем скважины) флюиды, находящиеся в молекулярном состоянии, начинают вытесняться (происходит нефтеотдача). Однако из-за энергетической неоднородности пор и по другим причинам нефтеотдача неодинакова. Для интенсификации процесса нефтеотдачи применяют различные приемы, наиболее [c.191]

В настоящее время рабочее давление на устье скважин изменяется от 5,9 до 12,0 МПа, а дебиты — от 76 до 875 тыс. м /сут. Эксплуатация месторождения связана с определенными трудностями, обусловленными значительным снижением пластового давления в зонах ряда УКПГ, отложением солей, внедрением воды в наиболее продуктивные зоны месторождения. Содержание сероводорода в газе изменяется по площади месторождения на западном и центральном куполах в пределах 1,4-1,8, на восточном — до 4,7%. Отмечается также повышенное содержание углекислого газа (до 1,5%), азота (3,5-7,5%) и меркап-тановой серы (до 1000 мг/м ). [c.8]

В [182] указывается, что ингибитор, примененный в условиях высоких давлений и температур на забое глубоких высокосернистых скважин месторождений Pinewoods и Tho-maswill (штат Миссисипи, США), не обеспечил защиту от коррозии скважинного оборудования. Это привело к разрушению и обрыву колонн насосно-компрессорных труб. Причиной отсутствия защитного действия ингибитора послужил его переход в забое скважин в парообразное состояние. Выше места конденсации ингибитора в направлении от забоя к устью скважины коррозионных повреждений металла труб было значительно меньше. [c.340]

Скв. 981 — нагнетательная, наклонная. С начала эксплуатации слуяшт для поддержания пластового давления. Приемистость скважины составляет 60—80 м /сут при избыточном давлении на устье 120—140 кгс/см . Скважина эксплуатируется нормально, межпластовых перетоков не наблюдается. Остальные четыре скважины — эксплуатационные. [c.249]

Состояние нефтедобывающего комплекса России определяет технико-технологическую стратегию эксплуатации нефтяных месторождений. Во-первых, вступление многих месторождений в позднюю или завершающую стадию разработки приводит к падению пластового давления, а значит и дебитов, при этом значительно обводняется откачиваемый флюид. Для таких условий необходимы установки малой производительности с гибкой системой регулирования. Кроме этого не должно быть эмульгирующего воздействия на флюид. Во-вторых, массовый переход к кустовому разбуриванию месторождений и реанимация старых скважин за счет бурения боковых стволов, т. е. использование наклонно-направленных и горизонтальных скважин вызывает потребность широкого регулирования подачи насосных установок. Переход к кустовому разбуриванию, вызванный жесткими природоохранными требованиями и необходимостью удешевления строительства скважин в условиях Западной Сибири, морских шельфов и т. д. обусловливает малые габариты поверхностного оборудования. Наземное оборудование должно максимально приблизить устья скважин в кусте друг к другу. В то же время подземное оборудование должно проходить через участки искривления за счет небольших диаметральных и осевых габаритов и обеспечивать устойчивые характеристики при размещении на любом участке профиля вертикальном, искривления, наклонном или горизонтальном. Переход большинства скважин в категорию нерентабельных, что объясняется не только малыми дебитами, но и большими удельными энергозатратами, ставит, в третьих, настоятельно вопросы создания насосных установок с малой энергоемкостью и разработки энергосберегающих технологий эксплуатации скважин. [c.273]

Работоспособность насосно-компрессорных и обсадных колонн оценивается по максимально допустимым напряжениям, которые они могут выдержать. Насоснокомпрессорные трубы в скважинах находятся в сложнонапряженном состоянии под действием собственного веса, внутреннего давления и других факторов. Наиболее опасными, с точки зрения коррозии под напряжением, являются растягивающие напряженпя, которые способствуют разрушению защитной окисной пленки металла и развитию коррозии в образовавшихся трещинах. Поэтому основным критерием работоспособности насосно-компрессорных труб служит значение растягивающей составляющей напряжений, величина которых в трубах, расположенных у устья скважины, может достигать 0,8сгт. [c.127]

Технологическая схема производства ТГХВ с целью прогрева проводящих каналов продуктивного пласта пороховыми изделиями АДС-5 (рис. 4) заключается в следующем. В скважину на геофизическом кабеле 2 в интервал продуктивного пласта 3 опускают пороховой заряд 1 и устанавливают его на забое скважины (при глубине зумпфа не более 2-3 м). Пороховой заряд собирают на устье скважины в специальном устройстве для сборки из нескольких сгораемых элементов АДС-5с и воспламенителя АДС-бв, устанавливаемого в верхней части заряда. Воспламенение порохового заряда осуществляется подачей электрического напряжения на спираль накаливания, расположенную в АДС-бв. Горение начинается с верхнего торца порохового заряда, так как распространению горения на боковую (цилиндрическую) поверхность препятствует жидкость, находящаяся в скважине. Полное время горения АДС-5 при давлении 3 МПа может достигать 3 5 с, поэтому давление в скважине растет незначительно и не приводит к разрьту пласта. Данная технологическая схема рекомендуется к применению в скважинах, в которых про- [c.16]

При освоении нагнетательных скв. 110 и 284 в западной части месторождения возникли первые сложности. В западном направлении отмечается снижение коллекторских свойств пласта Бб. Фактически начало работы этих скважин можно считать лишь после проведения ТГХВ. Максимальная приемистость этих скважин в результате обработок составила соответственно 550 и 620 м /сут при давлении на устье скважины 6,3 и 11,8 МПа. [c.127]

Например, клапаны-отсекатели монтируют на устье газоконденсатной скважины и на входе в установку НТС. При разрыве выкидной линии скважины и на входе в установку НТС. При разрыве выкидной линии скважины клапаны-отсекатели перекрывают ее с двух сторон, предотвра-шая тем самым выход в атмосферу (в месте разрыва выкидной линии) газа из скважины и с установки НТС. Если в выкидной линии образовалась гидратная пробка, клапан-отсекатель, установленный на устье скважины, также перекрывает выкидную линию, предотврашая тем самым увеличение давления в этой линии и возможный разрыв ее. [c.120]

Явление это характерно для систем, упрочняющихся во времени. К подобным системам относится, в частности, и глинистый раствор. Практически застудневание приводит к тому, что состояние системы с течением времени меняется, некоторые ее частицы слипаются, пристают к стенкам трубы и начинают на них опираться. Происходит так называемое зависание , при котором верхние слои раствора давят на нижние уже в полсилы. Общее же давление на устье скважины резко падает (со 150 атм до 40..60 атм), и газ, находящийся под давлением 100 атм, естественно, получает возможность прорваться на поверхность либо в виде пузырьков в жидкости, либо по трещинам между частицами зависшей массы. [c.34]

А. И. Булатов и др. [504, 505] приводят многочисленные случаи низкого качества цементирования скважин на Газлинском газовом месторождении, в результате чего четыре скважины перешли в открытое фонтанирование с образованием кратеров глубиной более 100 м, а в скважинах № 5, 10, 16, 22, 23, 24, 26 и других в период ожидания затвердевания цементной суспензии и после цементирования отмечены газопроявления. По данным треста Харбурнеф-тегаз на Шебелинском газовом месторождении из 130 скважин в 115 зафиксировано межтрубное давление. В скважинах № 37, 62, 105, 107, 109, 111, 115, 150 этого месторождения, на Ефремовском — № 1, 3, на Павловском — № 3, 14 через 8—10 ч после окончания цементирования эксплуатационных колонн диаметром 146 мм давление на устье возросло до 120 кГ1см с дебитом газа до 30 тыс. м в сутки. [c.221]

В процессе освоения фонтанной скважины спускать и поднимать насосно-компрессорные трубы разрешается только при наличии около скважины задвижки с переводной катушкой и патрубком, соответствующим максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также в случае аварийного отключения освещения в ночное время при спуске или подъеме труб следует немедленно установить на устье указанную задвижку и прекратить дальнейшие работы. Устье скважины герме тизируется также при длительных остановках. [c.194]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология