отчет по практике. 1 Отчет по практике. 1. Общие сведения о площади
 Скачать 0.99 Mb.
|
Требования к устьевому и внутрискважинному оборудованию и эксплуатации нагнетательных скважинОборудование нагнетательной скважины должно обеспечивать надёжную герметизацию устья и эксплуатационной колонны, исключение проникновения минерализованных сточных вод в пресные водоносные горизонты и возможность проведения геофизических исследований и работ по восстановлению приемистости скважины и других технологических работ [1]. Устье нагнетательной скважины должно оборудоваться арматурой, обеспечивающей её герметичность, подвеску колонны НКТ, возможность подсоединения накладного расходомера для контрольных измерений и давления нагнетаемой воды, проведение геофизических исследований и работ по восстановлению приёмистости скважины и других технологических работ. Устьевая арматура для нагнетательных скважин должна быть оснащена следующими элементами: – манометром, установленным на центральном или боковом отводе ёлки арматуры, для определения давления нагнетания воды (или гнездом для него); – манометром, установленным на боковом отводе трубной головки (крестовины) арматуры, для контроля за давлением в межтрубном пространстве скважины (или гнездом для него); – обратным клапаном, установленным на боковом отводе ёлки арматуры (манифольде) для исключения возможности обратного перетока воды из скважины при временном прекращении нагнетания (например, при циклической закачке или повреждении водовода). Вновь вводимые нагнетательные скважины независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб в антикоррозионном исполнении, изготовленных в соответствии с [25], и пакерующим устройством (пакером), обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны согласно [22], а скважины, находящиеся в эксплуатации – в соответствии с [27]. Беспакерная эксплуатация нагнетательных скважин допускается: для новых скважин, вышедших из бурения, с цементированием ЭК до устья (рисунок 11.1 а); для эксплуатационных (технически исправных) скважин с УЦК за эксплуатационной колонной выше башмака кондуктора (рисунок 11.1 б); при оборудовании дополнительной 89, 102 или 114 мм колонной труб с защитным антикоррозионным покрытием внутренней поверхности (рисунок 11.2 а) и заливкой цемента затрубного пространства до устья скважины. Пакерная эксплуатация нагнетательных скважин осуществляется следующим образом: при оборудовании 60, 73 или 89 мм колонной НКТ – металлических без антикоррозионного покрытия, стеклопластиковых и полимернопокрытых (рисунок 11.1 в); при оборудовании съемной 89, 102 или 114 мм колонной труб с защитным антикоррозионным покрытием внутренней и наружной поверхности труб и посадочно-пакерующим устройством (рисунок 11.2 в); при оборудовании съемной 73, 89 или 114 мм колонной стеклопластиковых труб с посадочно-пакерующим устройством . Для обеспечения герметичности резьбовых соединений труб необходимо применять герметики или высокогерметичные муфты (ВГМ). При любом ремонте скважины производить проверку герметичности колонны НКТ опрессовкой. Колонна НКТ должна быть оборудована седлом для её опрессовки. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента согласно [22]. Для защиты от замерзания при кратковременных остановках рекомендуется теплоизолировать устьевую арматуру нагнетательной скважины согласно «Технологической инструкции по монтажу теплоизоляционных кожухов из пенополиуретана на устьевую арматуру нагнетательных скважин и их демонтажу при проведении работ по обслуживанию и ремонту устьевых арматур». При уменьшении технологической потребности в закачке пресной воды необходимо обеспечить циркуляцию воды в системе [2]. Организация эксплуатации, технического обслуживания и проведения капитального ремонта насосного оборудованияЭксплуатация, техническое обслуживание, диагностирование и ремонт насосно-энергетического оборудования на объектах системы ППД должны проводиться в соответствии с требованиями нормативных документов ОАО «Татнефть» [43, 44], «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» (ПЭЭП) [45], «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) [46], ВНТП 3-85 [4], эксплуатационной документации, технических условий на кустовые и блочные станции, насосные агрегаты, электродвигатели; инструкций по эксплуатации на конкретный тип оборудования и настоящего Стандарта. 4.3. Требования к закачиваемой воде В настоящее время источниками водоснабжения для заводнения Сармановской площади являются пресная вода реки Кама и сточная вода получаемая после сброса добываемой жидкости на ЦСП ( центральный сборный пункт) . Очистка нефтепромысловой сточной воды осуществляется в резервуарах предварительного сброса с последующей фильтрацией через гидрофобные фильтры. По положению об утилизации сточной воды – она должна содержать не более 60 мг/л. нефти и до 50 мг/л мех. примесей. Таблица 13 Фактические результаты анализов проб сточной воды
Контроль за качеством подготовленной для заводнения воды осуществляется по трехступенчатой схеме: 1-ая ступень контроля – на выходе из установки очистки воды (при наличии УОВ) или на выходе из самоочищающегося жидкостного гидрофобного фильтра (при наличии СОЖГФ) при сборе пластовой воды с ДНС в систему ППД; 2-ая ступень контроля – на входе КНС; 3-ья ступень контроля – на устье наиболее удаленной нагнетательной скважины. Периодичность отбора проб сточной воды на содержание нефти и механических примесей:\ - На выходе УОВ (при наличии) или на выходе СОЖГФ (при наличии) – 1 раз в смену; - На выходе КНС – 1 раз в 10 дней; - На устье наиболее удаленных от КНС, БКНС нагнетательных скважин – 1 раз в месяц. Одновременно отбирают по 4 пробы сточной воды (2 – для определения содержания нефти, 2 – для определения содержания механических примесей). Пробы сточной воды отбирают без доступа воздуха под пробку бутылки. Бутылки с водой должны иметь этикетки со следующими сведениями: дата и место отбора пробы, температура воды при отборе пробы. Бутылки с водой следует хранить в темном месте при температуре не выше 20 0С. Время между отбором проб и анализом воды в химико-аналитической лаборатории не должно превышать 24 часов. Основное влияние должно быть уделено надежности системы ППД, т.е. вопросу реконструкции системы перекачки и закачки сточной воды с учетом ее высокой агрессивности, высокими давлениями нагнетания на устье скважин и применения циклического заводнения. Конструкция новых нагнетательных скважин должна отвечать требованиям охраны окружающей среды. Все нагнетательные скважины, предназначенные для закачки сточных вод, необходимо проверить на герметичность колонны обсадных труб. Как в существующие, так и в новые нагнетательные скважины закачку сточной воды следует осуществлять только по колонне НКТ, имеющей защитное покрытие, а затрубное пространство заполнить антикоррозионной жидкостью. Сточная вода, закачиваемая в продуктивный горизонт, должна быть подготовлена и иметь такое качество, чтобы обеспечить вытеснение нефти, длительную и устойчивую приёмистость нагнетательных скважин в заданных объёмах при оптимальном давлении закачки воды [15]. Требования, предъявляемые к качеству сточных вод, распространяются и на пластовые воды, закачиваемые в продуктивный горизонт. Водородный показатель (рН) Значение рН должно находиться в пределах от 4,5 до 8,5. Совместимость с пластовой водой и породой Закачиваемая вода при контакте в пластовых условиях с пластовой водой и породой коллектора должна сохранять стабильность при изменении температуры и давления, быть совместимой с пластовой водой и породой пласта, не способствовать осадкообразованию. Размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти Допустимый размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти в закачиваемой воде определяются расчетным путем или по номограммам в зависимости от пористости и проницаемости продуктивного пласта согласно РД 153-39.0-456-06 [16]. Содержание растворенного сероводорода и ионов железа В воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, пластовые воды которых не содержат сероводород или содержат ионы железа, сероводород должен отсутствовать. В воде, закачиваемой в продуктивные пласты, содержащие сероводород, ионы железа должны отсутствовать. Содержание нефти и механических примесей Допустимое содержание нефти и механических примесей приводится в таблице 17. Таблица 17 – Допустимое содержание в воде нефти и механических примесей
Для повышения вытесняющих свойств воды и более длительного сохранения приёмистости нагнетательных скважин рекомендуется снижать содержание нефти и механических примесей для приведения в соответствие с коллекторскими свойствами пластов. Содержание растворённого кислорода Предельное содержание растворённого кислорода в воде допускается не более 0,5 мг/дм3 [8]. Набухаемость пластовых глин Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна превышать значения их набухаемости в своей пластовой воде конкретного месторождения [8]. Коррозионная активность При скорости коррозии свыше 0,1 мм/год необходимо выявить причины и предусматривать мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования [8]. Содержание сульфатвосстанавливающих бактерий в закачиваемой сточной воде Сульфатвосстанавливающие бактерии должны отсутствовать в закачиваемой сточной воде. Допускается присутствие сульфатвосстанавливающих бактерий в концентрации не более, чем 101 кл/мл в сточной воде, содержащей сероводород свыше 100 мг/дм3. Подавление жизнедеятельности СВБ в зараженной воде осуществляется в соответствии с методикой [17]. Твердые взвешенные частицы Концентрацию ТВЧ и их дисперсность следует нормировать для каждого конкретного месторождения с учетом коллекторских свойств заводняемых пластов (таблица 18) [18]. Таблица 18 – Допустимые концентрация ТВЧ и их дисперсность с учетом коллекторских свойств заводняемых пластов
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||