Регулирование - отбор - жидкость
Cтраница 2
Обвязка устья, кроме основных функций, позволяет замерять забойное, буферное, кольцевое и затрубное давления, а также проводить исследовательские работы с регулированием отбора жидкости. [16]
Штанговые глубинные насосы обладают рядом достоинств: простотой конструкции, возможностью откачки жидкости из нефтяных скважин, когда другие способы эксплуатации неприемлемы или экономически невыгодны, механизацией процесса откачки, простотой регулирования отбора жидкости и обслуживания установки. Штанговый насос является поршневым насосом прямого действия с проходным поршнем. Общая схема установки глубинного штангового насоса представлена на рис. 6.3. Цилиндр 7 насоса опускается в скважину на насосных трубах 5 на некоторую глубину под уровень жидкости. Всасывающий шаровой клапан 10 установлен на нижнем конце цилиндра. На насосных штангах 6 спускают плунжер, подвешиваемый на колонне насосных штанг с помощью специальной клетки. Через сальниковый шток 1 верхний конец штанг при помощи специальной подвески 2 крепят к головке балансира 3 станка-качалки. Он качается на опоре ( оси) 4, укрепленной на стойках. Балансир приводится в действие с помощью кривошипно-шатунного механизма, при этом происходит возвратно-поступательное движение штанг и соединенного с ними плунжера. При ходе штанг и плунжера вверх вследствие давления жидкости на всасывающий клапан снизу и снижения давления в цилиндре клапан поднимается и нефть поступает в насос. Нагнетательный клапан давлением вышележащего столба жидкости в насосных трубах в это время закрыт. [17]
Штанговые глубинные насосы обладают рядом достоинств: простотой конструкции, возможностью откачки жидкости из нефтяных скважин, когда другие способы эксплуатации неприемлемы или экономически невыгодны, механизацией процесса откачки, простотой регулирования отбора жидкости и обслуживания установки. Штанговый насос является поршневым насосом прямого-действия с проходным поршнем. Общая схема установки глубинного штангового насоса представлена на рис. 6.3. Цилиндр 7 насоса опускается в скважину на насосных трубах 5 на некоторую глубину под уровень жидкости. Всасывающий шаровой клапан 10 установлен на нижнем конце цилиндра. На насосных штангах 6 спускают плунжер, подвешиваемый на колонне насосных штанг с помощью специальной клетки. Через сальниковый шток 1 верхний конец штанг при помощи специальной подвески 2 крепят к головке балансира 3 станка-качалки. Он качается на опоре ( оси) 4, укрепленной на стойках. Балансир приводится в действие с помощью кривошипно-шатунного механизма, приг этом происходит возвратно-поступательное движение штанг и соединенного, с ними плунжера. При ходе штанг и плунжера вверх вследствие давления жидкости на всасывающий клапан снизу и снижения давления в цилиндре клапан поднимается и нефть поступает в насос. Нагнетательный клапан давлением вышележащего столба жидкости в насосных трубах в это время закрыт. [18]
Показано, что на поздней стадии доизвлечение остаточной нефти и повышение полноты выработки запасов достигаются путем бурения дополнительных скважин и оптимизации плотности сетки, разукрупнением эксплуатационных объектов, эффективным применением заводнения и горизонтальных скважин, регулированием отбора жидкости и закачки воды, а также других гидродинамических и физико-химических методов воздействия на нефтяные залежи. [19]
Необходимо отметить, что основными причинами ограничения отборов жидкости являются недостаток финансовых и материально-технических ресурсов, возросшие экологические требования. Мероприятия по регулированию отборов жидкости по группам скважин должны сопровождаться мероприятиями по обеспечению достигнутых отборов жидкости по всему рентабельному для эксплуатации фонду. [20]
Необходимо отметить, что такое изменение режима работы скважины при построении индикаторных кривых целесообразно осуществлять не только в пробкообразу-ющих скважинах, но и в непробкообразующих. Опыт показывает, что при регулировании отбора жидкости вентилями затрачивается в несколько раз меньше труда и времени по сравнению с регулированием при помощи изменения параметров откачки. Кроме того, отбор жидкости при помощи эхолота может регулироваться операторами по исследованию скважин без необходимости привлечения операторов по добыче нефти. [21]
Принимая во внимание отмеченные недостатки и высокую трудоемкость исследовательских работ, актуальным вопросом на сегодня является создание более совершенных средств и методов исследования. Приборы для проведения всех видов исследований скважин и регулирования отборов жидкости представляются автономными с дистанционной связью, устанавливаемые на забое как для скважин одновременно-раздельной эксплуатации, так и для скважин эксплуатирующих один пласт. [22]
Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Ока предназначена для направления продукция скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины. [23]
 |
Классификация методов ОПЗ, применяемых на месторождениях ОАО Оренбургнефть. [24] |
Среди существующих методов повышения производительности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин обработка призабойной зоны пласта занимает значительное место. С ее помощью удается освоить и поддержать на необходимом уровне производительность добывающих и приемистость водо-нагнетательных скважин, осуществлять регулирование отбора жидкости по пластам и пропласткам неоднородного пласта, а также решать ряд других вопросов разработки месторождений. [25]
К другим осложняющим факторам эксплуатации сшс лтся сравнительно большая глубина залегания пластов, вы ое содержание воды и газа, отложения парафина и неор: ических солей, образование высоковязких эмульсий и др. Влияние: - тгих факторов приводит к повышению напряженности работы фонда добывающих скважин и, следовательно, к снижению дебита и надежности работы оборудования. Это прежде всего касается фонда скважин, эксплуатируемого механизированным способом, получившим наибольшее распространение благодаря простоте, экономичности и гибкости в отношении регулирования отборов жидкости, необходимых объемов с различных глубин. [26]
Погружное оборудование универсальной установки для эксплуатации насосного и фонтанного пластав Е скважинах диаметром 168 мм при любом их взаимном расположении ( Р6Ф - 80 - 850) состоит из электронасоса с кожухом, регулятора отбора жидкости, суфлера, сливной муфты, клапана, трубного якоря и пакера. Для оборудования устья скважины используют фонтаннук арматуру и обычное наземное оборудование. Наличие регулятора отбора и суфлера обеспечивает регулирование отборов жидкости из пластов и проведение исследований верхнего горизонта. [27]
На основании проведенного анализа можно рекомендовать для скважин, кривые которых соответствуют зонам С и В, такие режимы отборов жидкости и закачки воды в пласт, которые обеспечивают возрастание пластового давления. Скважины зоны С отличаются более высокой чувствительностью к изменению пластового давления. Однако в результате высоких темпов обводнения регулирование отборов жидкости с учетом характера их реагирования на пластовое давление затруднено. Эти выводы сделаны нами на основе изучения влияния динамики пластового давления на темпы обводнения продукции скважин, эксплуатирующихся в самые разных условиях: при различном числе перфорированных пластов с неодинаковой проницаемостью, при обводнении скважин как пластовой, так и закачиваемой пресной водой, при разработке пластов с подошвенной водой и без нее. [28]
Для сокращения отбора попутной воды необходимо стремиться к тому, чтобы на завершающей стадии разработки компенсация отбора жидкости закачкой воды не превышала 100 %, а средневзвешенное пластовое давление уменьшилось бы до начального. Для этого необходимо, например для эксплуатационных объектов Туймазинского и Шкаповского месторождений, в первую очередь, сократить или прекратить нагнетание воды в законтурную часть. На залежах, разрабатываемых при естественном водонапорном режиме, например в случае с пластом Д-IV Серафимовского месторождения, сокращение ВНФ рекомендуется осуществлять путем регулирования отбора жидкости. [29]
Анализ состояния разработки нефтяных месторождений подтверждает, что с наиболее высокой эффективностью при заводнении вырабатываются залежи легких девонских нефтей даже при относительно редкой сеткой скважин. Оказалось, что на поздней стадии чрезмерная компенсация отборов жидкости закачкой воды на девонских залежах не гарантирует поддержание высоких темпов отбора нефти, а сопровождается отбором значительных объемов попутной воды. В то же время форсирование отборов жидкости из группы близрасположенных скважин обеспечивает увеличение объемов добычи нефти с участка и снижение или стабилизацию обводненности продукции в условиях соответствующей компенсации закачкой воды. Регулирование отборов жидкости и закачки воды может явиться эффективным средством сокращения объемов добычи попутной воды. [30]
Страницы: 1 2 3