Большая техническая энциклопедия
2 3 6
A N P Q R S U
А Б В Г Д Е Ж З И К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
ВА ВВ ВЕ ВЗ ВИ ВК ВЛ ВН ВО ВП ВР ВС ВТ ВУ ВХ ВЫ ВЮ ВЯ

Выкидная линия - скважина

 
Выкидные линии скважин обрабатывают ингибированной жидкостью, поступающей из добывающей скважины. Для увеличения степени защиты выкидных линий иногда дополнительно их защищают периодической или непрерывной обработкой.
Выкидная линия скважины характеризуется тем, что разность давлений на ее концах сравнительно небольшая независимо от дебита жидкости скважины и определяется в основном давлением в замерной установке и разностью геометрических отметок уровня жидкости в ней и устья скважины. По этой причине давление в начале выкидной линии или давление в устьевом сечении колонны НКТ рекомендуется принимать по опыту эксплуатации скважины в предыдущий период, если только давление в системе нефтеводогазосбора осталось неизменным или равным давлению в начале выкидной линии соседней скважины с примерно одинаковым дебитом и подключенной к той же замерной установке, что и рассматриваемая. Для промыслов, расположенных на равнине, давление на устье скважины может быть принято приблизительно равным давлению в замерной установке.
Выкидные линии скважин морских месторождений подводятся к общему стояку или пункту сбора или, иногда, выводятся на поверхность отдельными линиями. В последнем случае эти линии используются для спуска и посадки инструмента, для ремонта скважин и обработки их забоев. При расчете трубопроводов учитываются наиболее сложные условия их работы.
Электрическая схема модернизированного лифта 1ЛЗУ. На выкидной линии скважины между фланцами устанавливается диафрагма, с которой связан манометр.
При очистке выкидных линий скважин от парафина они отключаются задвижкой от рабочего коллектора и подключаются к коллектору очистки.
Отказы на выкидных линиях скважин до ГЗУ, а также повреждения на всех трубопроводах, выявленные в процессе эксплуатации, расследуются комиссией в составе механика ( старший инженер) цеха - председателя, мастера по добыче нефти или мастера по ремонту трубопроводов или оператора и регистрируются в журнале.
Датчик устанавливается на выкидной линии скважины до обратного клапана.
Длительные промысловые испытания выкидных линий скважин с малыми дебитами ( до 50 ml сутки), проводившиеся в зимний период, показали, что парафинизация их незначительна.
При наличии на выкидной линии скважины датчика описанного типа, легко получить единичный импульс при изменении дебита, передаваемый на диспетчерский пункт по сетям дистанционного динамометрирования или по промысловым силовым сетям.
На морских нефтяных месторождениях выкидные линии скважин проложены, в основном, по дну моря и имеют достаточно большую протяженность. Быстрое охлаждение их продукции в линиях приводит к обильному отложению парафина в определенных зонах, что является причиной их закупорки. Последующая очистка этих линий сопряжена с большими трудностями, а иногда и невозможна вследствие их переплетенности.
Исследования характера парафинизации в выкидных линиях скважин с производительностью свыше 50 т / сутки при избыточных давлениях в линии 0 7 - 1 5 am на Туймазинской нефтяной площади показали, что наряду с отложением парафина на начальном участке трубопровода возможно накопление парафиновых осадков, постепенно образующих пробку, на остальном участке трубопровода.
При превышении предельных давлений в выкидной линии скважины электроконтактный манометр, установленный на этой линии, подает сигнал на блок автоматики, отключается система подкачки и давление в нагнетательном трубопроводе снижается до атмосферного.
Необходимость прокладки резервной нитки для выкидных линий скважин, метанолопроводов к скважинам, трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод устанавливается проектом.
Блок управления.
При превышении предельных давлений в выкидной линии скважины электроконтактный манометр, установленный на этой линии, подает сигнал на блок автоматики, отключается система подкачки, и давление в нагнетательном трубопроводе снижается до атмосферного.
Не случайно, что на выкидных линиях скважин и в конце сборных коллекторов, где скорость потока значительно выше и режим движения турбулентный, порывы труб и образование свищей из-за внутренней коррозии, как правило, не наблюдаются.
Зона интенсивного отложения парафина в выкидных линиях скважин Александровской площади не превышает обычно 5 - 8 м от места установки штуцера и почти не зависит от режима их работы.
Очистка нефтепроводов резиновыми шарами. На рис. 27 приведена схема очистки выкидных линий скважин резиновыми шарами.
Устьевой нагреватель УН-02. Устьевые нагреватели УН-02 обеспечивают нормальную работу выкидных линий скважин с дебитом выше 30 - 40 т / сут, а электронагревательные установки - малодебитных фонтанных и глубиннона-сосных скважин.
На рис. 37 приведена схема очистки выкидных линий скважин резиновыми шарами. Очистка осуществляется следующим образом. Камера запуска, установленная на струне фонтанной арматуры, заряжается резиновыми шарами, диаметр которых несколько больше ( на 2 - 3 мм) внутреннего диаметра выкидной линии. По мере того, как выкидные линии запарафиниваются, из камеры запуска открытием шибера и перепускного вентиля подается резиновый шар, который потоком жидкости проталкивается до распределительной батареи группового сборного пункта, где установлена приемная камера. Резиновый шар счищает отложения парафина со стенок выкидных линий и проталкивает их в прием -, ную камеру, из которой он направляется по линии в емкость для хранения шаров и парафина.
Запрещается после вызова притока нефти закрывать выкидную линию скважины, пока не будет извлечена вся аэрированная жидкость.
Предназначен для управления станками-качалками по давлению в выкидной линии скважины.
Обращает на себя внимание высокий уровень аварийности выкидных линий скважин, превышающий в 2 4 - 3 4 раза аналогичный показатель для нефтесборных коллекторов.
Предназначен для управления станками-качалками по давлению в выкидной линии скважины.
Распределение порывов в трубопроводах системы нефтесбора в зависимости от толщины стенки ( по данным О ДАО Самотлорнефть. Обращает на себя внимание высокий уровень аварийности выкидных линий скважин, превышающий в 2 4 - 3 4 раза аналогичный показатель для нефтесборных коллекторов.
Нефтепроводная сеть нефтегазодобывающего предприятия состоит из - индивидуальных выкидных линий скважин, нефте-сборных-коллекторов и напорных нефтепроводов.

Нагреватели, этих типов могут применяться также на выкидных линиях скважин с периодическим истечением, если их емкость достаточно велика. На многих установках для нагрева обрабатываемой жидкости используется тепло выхлопных газов газовых двигателей, а также тепло воды из системы охлаждения двигателей.
В свою очередь остановка СК может привести к замерзанию выкидной линии скважины и к прихвату штанг в НКТ и плунжера в цилиндре насоса, что может дополнительно сказаться на технико-экономических показателях.
Выше нами было отмечено, что зона парафинизации в выкидных линиях скважин ограничивается начальным участком определенной длины. Однако при некоторых условиях возможны отклонения от установленной закономерности.
Схема ввода ПАВ, моющих препаратов, растворителей и гидрофильных веществ в выкидные линии скважин. В схеме ввода ПАВ, моющих препаратов, растворителей в выкидные линии скважин был использован режимный штуцер инженера нефтепромысла 6 Туймазанефть Р. Я. Нугаева.
Очистной 102-мм коллектор предназначен для приема продукции во время очистки выкидной линии скважины от парафи-йа резиновыми разделителями и включает 102-мм задвижку, р а йтан-ную также на рабочее давление 64 кгс / см2, коллектор I6.iii pi i с плавными врезками линий от скважин и устройство выхода резиновых разделителей.
Для количественной оценки нами были проанализированы данные по скорости коррозии выкидных линий скважин Самотлор-ского месторождения по фактам порывов в зависимости от скорости потока, которая, как отмечено выше, зависит от способа добычи жидкости.
В нефтесборных коллекторах температурные потери значительно ниже, чем в выкидных линиях скважин. Вследствие небольшого содержания свободного газа после 1 ступени сепарации поток в коллекторах по структуре приближается к однофазному. Обычно длины участков от трубопроводного замерного устройства ( ТЗУ) до нефтесборного коллектора сравнительно небольшие. Температурный режим нефтесборных коллекторов зависит от температуры нефти на установках 1 ступени сепарации и их производительности.
Для решения проблемы удаления и предотвращения АСПО в насосно-компрессорных трубопроводах и выкидных линиях скважин Копанского НГКМ в качестве ингибиторов парафиноотложения были испытаны реагенты, хорошо зарекомендовавшие себя на ряде нефтяных месторождений страны и имеющие промышленное производство: реагенты классов СНПХ-7200 и СНПХ-7400, ИКБ, депрессатор АзНИИ, Азолят-7, ИКИПГ и композиции некоторых из них.
Аналогичный вид при визуальном исследовании имеют пробы солеотложений, взятые с манифольда выкидной линии скважины.
Согласно данным большинства исследований, с повышением дебита протяженность зоны и интенсивность парафинизации выкидных линий скважин возрастают. Такой характер перераспределения отложений объясняется тем, что с ростом дебита повышается температура, изменяется газонасыщенность, повышается воздействие потока на отложения. И, по-видимому, в результате этого зона интенсивного накопления отложений переносится из подъемных труб в выкидные линии.
На скважинах Ромашкинского нефтяного месторождения интенсивность отложения парафина сравнительно высокая, однако манифольды и выкидные линии скважин запарафиниваются медленно.
Начальной точкой первой фазы эксперимента следует считать тот режим ( диаметр устьевого штуцера на выкидной линии скважины и расход газа), который был установлен геологической службой нефтегазодобывающего управления.
Графическая интерпретация результатов исследований газ-лифтной скважины. Начальной точкой I фазы эксперимента следует считать тот режим ( диаметр устьевого штуцера на выкидной линии скважины и расход газа), который был установлен геологической службой нефтегазодобывающего управления.

В данной статье мы рассмотрим некоторые вопросы, связанные с применением лакокрасочных покрытий в выкидных линиях скважин, подключенных к групповым сепарационно-замерным установкам. В настоящее время в связи с увеличением количества скважин, обслуживаемых групповыми установками, исследования в этой области представляют, по нашему мнению, интерес не только для нефтепромыслов Башкирии, но и других нефтедобывающих районов.
Согласно третьей схеме сигналом для изменения скорости откачки является изменение количества жидкости, проходящей по выкидной линии скважины. При уменьшении скорости потока, независимо от причин, его вызвавших, скорость откачки автоматически увеличивается до восстановления нормального дебита. Наоборот, при увеличении скорости струй параметры откачки уменьшаются.
Нефть, пройдя насос, поступает через перфорированную трубу в затрубное пространство и далее в выкидную линию скважины. Между насосом и перфорированной трубой также устанавливается пакер.
При недостаточно надежной работе системы Спутник обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.
Соотношение воды и нефти в продукция определяется по их содержанию в пробе жидкости, отбираемой из выкидной линии скважины или непосредственно из резервуаров.
Схема сбора и транспорта продукции газоконденсатных скважин. На основании скважины / устанавливается емкость 3 для метанола, который дозаторными насосами 4 закачивается в выкидную линию скважины / для предупреждения выпадания кристаллогидратов. На основании промежуточного пункта 7 Также имеется емкость с метанолом 5, который закачивается дозаторным насосом 4 а в газопровод.
При недостаточно надежной работе контрольно-измерительных приборов обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным на выкидных линиях скважин, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другим методом. Повышение надежности определений достигается путем установки пробоотборных кранов на вертикальных участках выкидных линий и увеличением числа одновременно отбираемых проб.
С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть и водоводы, реже - выкидные линии скважин.
Используя высоконапорность ГПНА и отсутствие сальников на устьях скважин, подобных сальникам установок штанговых насосов, в выкидных линиях скважин можно создавать высокое противодавление, достаточное для того, чтобы предотвратить или затормозить выделение газа из нефти и сопутствующее ему выделение парафина. Это давление может быть использовано для транспортирования вязкой нефти на большие расстояния.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11