Обратная промывка отличается от прямой тем, что наращивание труб можно проводить, не прекращая закачки жидкости в кольцевое пространство.

Схема прямой (а) и обратной (б) промывок скважин:

1 – колонна; 2 – НКТ; 3 – устьевой тройник; 4 – промывочный вертлюг; 5 – промывочный насосный агрегат; 6 – устьевой сальник; 7 – переводник со шлангом

Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом.

Перед КРС и после его окончания проводят обследования скважин. С целью: установления места и характера смятия, слома или продольного разрыва эксплуатационной колонны; определения места положения и состояния труб, оборудования, различных приспособлений и посторонних предметов в стволе скважины; выявления в скважинах песочных и цементных пробок, а также различных отражений на стенках эксплуатационной колонны; проверки состояния фильтра скважины.

Обследование начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины при помощи шаблона. Он представляет собой металлический цилиндр, нижняя поверхность которого покрыта слоем свинца толщиной 15мм. На боковой поверхности шаблона имеется желоб, заливаемый свинцом. Желоб предотвращает заклинивание при попадании на него мелких металлических предметов. Через шаблон проходит сквозное промывочное отверстие. Диаметр шаблона соответствует диаметру эксплуатационной колонны.

Шаблон на бурильных или насосно-компрессорных трубах медленно спускают в скважину, обязательно наблюдая за нагрузкой по индикатору веса. Если шаблон останавливается на какой либо глубине и под нагрузкой вниз не проходит, его поднимают из скважины. В зависимости от состояния залитой свинцом поверхности шаблона составляют план дальнейшего обследования.

Для определения в скважине местоположения постороннего предмета, формы его верхнего конца, а также характера слома или смятия эксплуатационной колонны служат плоские или свинцовые конусные печати. Плоская печать с торца и боковой поверхности покрыта слоем свинца толщиной 15-25 мм. Конусная печать имеет такой же слой свинца. Наличие большой массы свинца позволяют получать глубокие отпечатки и более объективно судить о форме нарушенной поверхности.

Наряду с обследованием скважины проводят так же работы по её исследованию с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, установление интенсивности притока из пласта в скважину при различных значениях забойного давления, а так же обнаружения дефекта (негерметичности) эксплуатационной колонны, его характера и глубины расположения.

Дефекты эксплуатационной колонны, через которые поступает жидкость определяют с помощью дебитомеров, резистивиметров и электротермометров, предварительно снизив уровень жидкости в скважине.

Схема установки обезвоживания нефти.

На нефтяных месторождениях эксплуатируются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:

• термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);

• электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

В

Рис..11 Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти

термохимической установке обезвоживания нефти (рис. ) сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120 °С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4 _* 10^-6 м²/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в

отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей реагент-деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия, рис.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке. При этом для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти

в

Рис.12 . Технологическая схема электрообезвоживающей установки

ыделяется основное количество пластвой .воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1—2 % направляется в электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в .поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8—15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефтепровод.

Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС предназначены для отделения газа от обводнённой нефти и сброса свободной пластовой воды с одновременным учётом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из аппарата. Выпускаются установки типа УПС на рабочее давление 0,6 МПа следующих модификаций: УПС – 3000/6М, УПС – А – 3000/6 , УПС – 6300/6М и УПС- 10000/6М.

Автоматизированные установки выполнены в моноблоке и состоят из следующих основных частей: блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Блок сепарации и сброса воды глухой сферической перегородкой разделён на два отсека – сепарационный А и отстойный Б. Каждый отсек имеет предохранительный клапан и дренажные штуцеры.

В сепарационном отсеке для более полной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрена нефтеразливная полка. Для равномерного распределения потока в параллельно работающих установках, в сепарационном и отстойных отсеках имеются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части).

В отстойном отсеке для более полного использования объёма ёмкости имеется распределитель жидкости на входе, перфорированная труба со штуцером для вывода воды и два штуцера для вывода нефти. Расположение штуцеров для вывода нефти позволяет осуществлять работу установок в режиме полного и не полного заполнения. На установках УПС – 6300 применяется выносной каплеотбойник и регулятор давления – в газовый коллектор. Водонефтяная эмульсия из отсека А перелавливается в отсек Б под действием давления газа.

Водонефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек Б через входной распределитель. при этом основная часть струй, вытекающих из распределителя, движется радиально, а меньшая часть – в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата и теряя кинетическую энергию, струи эмульсии отражаются и принимают горизонтальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцеры, связанные с перфорированной трубой, расположенной в верхней части ёмкости.

Система контроля и управления должна осуществлять: регулирование уровня «нефть – газ» на уровне 2400 мм; регулирование уровня «нефть – вода» на уровне 900 мм; регулирование давления в технологической ёмкости; измерение количества предварительно обезвоженной нефти и т.п.

Дальнейшее обезвоживание нефти осуществляется в электродегидраторах.