Обоснование технологии глушения скважин при подземном ремонте на Рогожниковском нефтяном месторождении
Общие сведения, производственная инфраструктура, состояние разработки, гидрогеологические условия, свойство и состав пластовых флюидов исследуемого месторождения. Обоснование эффективности применения гидрофобно-эмульсионного состава для глушения скважин.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 15.02.2016 |
| Размер файла | 1,5 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Т = Н / V (сек), (2.21)
где Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины (м);
V- скорость оседания (м/с).
Скорость оседания раствора является предметом споров. Корпоративная документация указывает скорость оседания 0,1 - 0,15 м/сек. Правила ведения ремонтных работ в скважинах (РД 1153-394X23-97), утвержденные Минтопэнерго Российской Федерации указывают скорость оседания 0,04 м/сек.
Скважинная жидкость и жидкость глушения взаимно не растворимы или имеют вязкость, значительно различающуюся между собой (осаждение блокирующего состава (большой плотности) в скважинной жидкости):
(2.26)
где ?с - разница плотности между жидкостью глушения и скважинной жидкостью, кг/м3.
В нашем случае скважинная жидкость и жидкость глушения взаимно не растворимы, т.е. происходит осаждение эмульсии с замещением скважинной жидкости. Скорости осаждения эмульсий с учетом различных перепадов плотностей относительно скважинной жидкости представлены в таблице 2.7:
Таблица 2.7 Скорость осаждения
|
Плотность водного раствора, кг/м3 |
Плотность обратной эмульсии, кг/м3 |
Разность плотностей, кг/м3 |
Скорость оседания, м/с |
|
|
1000 |
1070 |
70 |
0,120 |
|
|
1000 1050 |
1170 1110 |
170 60 |
0,128 0,121 |
|
|
1050 1180 |
1270 1300 |
220 120 |
0,130 0,126 |
|
|
1180 |
1350 |
170 |
0,128 |
Таким образом, промысловые данные подтверждают точность скорости оседания, указанную в корпоративных документах.
Тем не менее, для гарантированного завершения процесса оседания, особенно при небольшой разнице плотностей жидкости глушения и скважинной жидкости, при расчете времени оседания раствора следует ориентироваться на скорость оседания, указанную в РД Минтопэнерго 0,04 м/с.
Для гарантированного завершения процесса оседания, особенно при небольшой разнице плотностей жидкости глушения и скважинной жидкости, при расчете времени оседания раствора следует ориентироваться на скорость оседания, указанную в РД Минтопэнерго 0,04 м/с.
Закачка пачки жидкости глушения на поглощение является допустимой только в случае аварийного глушения. При этом скважинная жидкость, находящаяся под насосом поступает в пласт [14, 15].
2.5 Контроль качества глушения скважины с использованием гидрофобной эмульсии
Контроль за качеством жидкости глушения включает в себя контроль элементами цепочки по приготовлению, транспортировке и закачке жидкости глушения. Требования к качеству жидкости глушения накладывают дополнительные требования к работе растворных узлов.
Как правило, требования к чистоте растворов не выдерживаются, при максимально допустимом содержании мехпримесей 100 мг / л, реальное содержание составляет 250-300 мг/л.
С целью очистки от мелкодисперсных частиц жидкости глушения рекомендуется подвергать суточному отстою.
При необходимости более высокой степени очистки могут быть использованы рамные фильтр-прессы РМЭ-35.5-1К-01 (ТУ-26-01-979-86) и флокулянты. Таким образом, на растворных узлах в обязательном порядке должны быть решены следующие вопросы:
1) Налажен отстой жидкости глушения в течение не менее суток или организована фильтрация через рамные пресс-фильтры;
2) Организован контроль качества приготавливаемой продукции, в том числе» постоянный замер на содержание мех.примесей;
3) Организована добавка ингибиторов в жидкость глушения;
4) Составлен график и организована зачистка емкостей растворного узла механических примесей;
5) Контроль объема, закачиваемого раствора глушения, в передвижные емкости (должна осуществляться через расходомеры)
Требования к транспорту, перевозящему ЖГ следующие:
1) Спецтехника должна иметь тарировочный паспорт на емкость;
2) Должен иметься утвержденный график зачистки емкости от механических примесей и отметки о фактическом выполнении графика. Факт проведения очередной очистки оформляется актом за подписью назначенного ответственного лица и передается водителю автомашины. Периодичность проведения зачистки не должна быть реже 1 раза квартал.
3) Не допускается совместная перевозка жидкостей с различным солевым составом для избежания процесса выпадения солей. В число параметров, контролируемых оператором по глушению непосредственно на месте проведения работ входят:
* Объем завезенной жидкости.
* Удельный вес жидкости глушения определяют по ГОСТ 18995.1-73. При отклонении плотности в большую сторону следует проводить разбавление водой до нужной плотности.
Приготовление блокирующего состава возможно двумя основными способами:
· объемное приготовление;
· поточное приготовление.
Каждая из технологий имеет свою область применения и свои преимущества, определить, какая из них лучше, можно только по отношению к конкретному случаю, конкретной задаче по глушению.
При объемном приготовлении эмульсионный состав готовится порционно, объем порции зависит от объема емкости смешивания.
При поточном приготовлении эмульсия готовится непрерывно. Как правило, поточный метод применяют при приготовлении больших объемов эмульсии для глушения скважин полным заполнением ствола или при использовании эмульсии в работах по повышению нефтеотдачи пласта.
Для проведения щадящего глушения скважины необходимо от 1 м до 3 м БГЭС, поэтому конкретно для этого случая подходит способ объемного приготовления состава БГЭС. Состав БГЭС может поставляться на скважину либо в готовом виде, либо готовится прямо на месте. Примером устройства для объемного приготовления БГЭС является мобильная установка приготовления эмульсий УОЭ-1 рисунок 2.7.
Рисунок 2.7 Мобильная установка приготовления эмульсий УОЭ - 1
Установка приготовления обратных эмульсий УОЭ-1 предназначена для приготовления углеводородных эмульсионно-дисперсных систем на основе реагента - эмульгатора, углеводородной фазы и технической воды в соответствующих пропорциях [19, 20].
2.6 Перечень подготовительных работ, необходимых перед проведением подземного ремонта
Для достижения необходимого технологического эффекта и обеспечения безопасности необходимо провести подготовительные работы, перечень которых приведен ниже:
· остановить скважину, произвести ее разрядку, проверить исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании;
· проверить наличие циркуляции в скважине и принять решение о категории ремонта;
· определить величину текущего пластового давления;
· рассчитать требуемую плотность жидкости глушения и определить необходимое ее количество, расход материалов;
· приготовить объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, принимаемого равным 10%. Оператору по глушению проверить плотность и объем доставленной жидкости;
· оборудовать линию обратным клапаном;
· на затрубном пространстве установить манометр.
Расставить агрегаты и автоцистерны, произвести обвязку, при этом использовать не менее 3-х угольников - 1-й на фонтанной арматуре, 2-й на агрегате, 3-й в линии для обеспечения угла поворота трубок в 90 градусов. Создание прямого угла необходимо для смягчения возможного при работе гидравлического удара. Фланец должен быть прикреплен к задвижке на арматуре скважины не менее чем на 8 шпилек. Фланец не должен иметь сварных соединений - только резьбовые.
Провести опрессовку линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1,5 раза.
Произвести опрессовку лифта НКТ перед глушением на предмет определения герметичности лифта (при спущенном ГНО). Давление опрессовки не поднимать выше 50 атмосфер для исключения возможности обрыва подвески ГНО. Сбить клапан.
В случае проведения повторного глушения убедиться, что не будет происходить смешение различных жидкостей глушения и скважине, промыть скважину от предыдущего рассола в случае принятия решения о применении жидкости глушения на основе раствора другой соли. Перечень аварийных ситуаций и методы их ликвидации приведены в таблице 2.8.
Таблица 2.8 Возможные аварийные ситуации при выполнении работ
|
Аварийная ситуация |
Метод ликвидации аварии |
|
|
Не удается сбить клапан. |
Провести глушение в затрубное пространство с продавкой жидкости глушения на поглощение. Обязательна добавка ингибиторов. |
|
|
При проверке циркуляции жидкости обнаружен обрыв НКТ и насоса. |
Провести глушение с продавкой жидкости глушения на поглощение. Обязательна добавка ингибиторов. |
|
|
Скважина интенсивно поглощает жидкость глушения, нет возможности создать циркуляцию. Идет поступление нефти и газа в скважину. |
Использовать в первом цикле блокирующий состав. |
|
|
Плотность жидкости глушения рассчитана неверно из-за неверно указанного пластового давления. Скважина продолжает работать даже после полной замены столба жидкости. Манометр фиксирует давление на буфере. |
Выполнить перерасчет плотности по фактическому пластовому давлению. В расчете использовать давление столба жидкости глушения, находящейся в скважине, плотность которой известна и зафиксированное буферное давление. После перерасчета повторить операцию глушения. |
2.7 Порядок проведения работ при глушении скважины перед подземным ремонтом
Расстановка техники:
Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Не допускать установку агрегата под ЛЭП. (рис 2.8)
Рисунок 2.8 Схема расстановки техники для глушения скважины
Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.
Определение давления:
· давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки;
· на манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление;
· манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления были в средней трети шкалы манометра.
Стравливание давления из скважины:
· останавливается скважина;
· на всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки;
· производится разрядка скважины открытием задвижки;
· проверяется исправность запорной арматуры, открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала а направлении, указанном на штурвале (в основном в направлении против часовой стрелки).
Сборка линий:
· монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления;
· трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины;
· в местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;
· проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы;
· ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка быстроразъемного соединения в направлении по часовой стрелке;
· ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;
· для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении к труб друг к другу применяются стальные шарнирные соединения высокого давления, соединение которых с трубами аналогична, приведенному выше.
Испытание на герметичность:
· после сборки линий производится испытание линий на герметичность;
· закрывается задвижка на фонтанной арматуре;
· удаляется персонал из опасной зоны;
· по команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);
· линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает.
В случае обнаружения пропусков, давление необходимо снизить до атмосферного произвести устранение пропусков, затем повторить опрессовку снова.
Замер плотности жидкости глушения перед проведением работ.
Замеры плотности жидкости глушения производятся следующим образом:
· произвести отбор пробы жидкости глушения;
· отвернуть нижнюю часть ареометра;
· налить в нее пробу;
· соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра;
· опустить ареометр в емкость с жидкостью глушения;
· определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения;
· плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в плане работ.
Технология глушения скважины:
Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство. Следует соблюдать направление глушения, установленное планом работ.
Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным. Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.
Перед началом закачки жидкости в скважину открыть задвижку на фонтанной арматуре. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.
Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины [1, 7, 8, 14, 19].
Выполнен анализ современных технологий глушения скважин, применяемых на Рогожниковском нефтяном месторождении. Проанализированы основные проблемы, возникающие при подземном ремонте скважин. Рекомендованы альтернативные методы глушения скважин Рогожниковского нефтяного месторождения:
1. Анализ технологий глушения, применяемых на Рогожниковском нефтяном месторождении, показал негативное влияние традиционных жидкостей глушения на фильтрационные характеристики ПЗП после проведения подземного ремонта скважин. Рекомендуется применение альтернативных современных технологий глушения скважин.
2. Предложено внедрение новой технологии глушения скважин с применением блокирующего состава, а именно, использование его в качестве буфера между задавочной жидкостью и пластом. Данная технология имеет ряд преимуществ перед традиционной технологией глушения скважин с использованием водных растворов солей, в частности, высокий коэффициент восстановления проницаемости по нефти, небольшая глубина проникновения состава в ПЗП, гидрофобизация поверхности пор ПЗП, сокращение времени вывода скважины на режим.
3. На основе анализа фонда добывающих скважин Рогожниковского нефтяного месторождения выполнен подбор скважин-кандидатов для проведения операции глушения с применением блокирующего состава. Согласно требованиям по подбору скважин-кандидатов для внедрения технологии глушения с применением блокирующего состава рекомендованы те скважины, в которых пластовая температура достигает 90 °С.
4. Проведен технологический расчет проектирования процесса глушения скважины № 787 Рогожниковского нефтяного месторождения. Рекомендована рецептура блокирующего состава для проведения глушения скважины № 787: 70% водного раствора хлорида кальция (23 % мас.) + 3% реагента-эмульгатора “ЯЛАН-Э2” + 27% нефтяной фазы.
Определены основные расчетные параметры проектирования процесса глушения скважины № 787:
- объем состава БГЭС составит 1900 литров;
- объем 23%-го раствора хлорида кальция плотностью 1200 кг/м составит 1521 литр;
- объем нефтяной фазы составит 368,84 литров;
- объем реагента-эмульгатора составит 11,4 литров;
-объем задавочной жидкости плотностью 1025,19 кг/м составит 33,88 м.
5. Приведены рекомендации для следующих этапов ПРС:
-обоснование выбора технологии глушения;
- контроль качества глушения скважины;
- подготовительные работы, необходимые перед проведением ПРС;
- порядок проведения работ при глушении перед ПРС.
Заключение
Нефтегазодобывающее предприятие "Сургутнефтегаз" - одно из крупнейших предприятий нефтяной отрасли России. На его долю приходится 13% объемов добычи нефти в стране и более 30% газа, добываемого нефтяными компаниями России.
На протяжении многих лет предприятие является лидером отрасли по масштабам инвестиций в разведку и разработку углеводородного сырья. На долю компании приходится около 40% геологоразведочных работ в отрасли, около 30% эксплуатационного бурения. На протяжении трех последних лет практически каждая четвертая вновь введенная добывающая скважина в России приходится на долю "Сургутнефтегаза".
В результате анализа геолого-физических условий, свойств пластовых флюидов, подсчета запасов Рогожниковского месторождения нефти было установлено следующее:
По геологическому строению месторождение является сложным; по количеству извлекаемых запасов - крупным.
Суммарные балансовые запасы нефти по месторождению (пласты ВК1, ЮК0, ЮК2-9 и Pz) составили 94829 тыс.т по категории С1; 312192 тыс.т по категории С2 и 407021 по категориям С1+С2.
На Рогожниковском месторождении выявлены залежи нефти в доюрских образованиях (пласты Тр, Pz), в отложениях тюменской (группа пластов ЮК2-5), абалакской (пласт ЮК1), тутлеймской (пласт ЮКо), викуловской (пласт ВК1) свит. Разрезы горизонтов представлены терригенными горными породами.
По результатам анализов нефть характеризуется как легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, парафинистая, с выходом фракций до 300°С в среднем более 50% объемных.
Согласно проведенному анализу состояния разработки месторождения можно сделать следующие выводы:
- месторождение находится на первой стадии разработки;
- фактическая обводненность продукции - 31.3%, проектная - 35.2%;
- фактический дебит по нефти составил 21.3 т/сут при проектном 24.5 т/сут;
- основной проблемой разработки месторождения является постоянно растущая обводненность и падение дебитов добывающих скважин.
Эксплуатационный фонд Рогожниковского месторождения по состоянию на 01.01.2010 г. составил 265 скважин, из них действующий фонд - 261 скважина (дающие нефть - 251, простаивающий - 10), бездействующий фонд - 3, в освоении - 1. Из 251 скважины, дающей нефть, 209 эксплуатируется УЭЦН, 42 _ фонтанным способом.
Фонд нагнетательных скважин факт - 17. Приёмистость нагнетательных скважин - 172.3 м3/сут. Закачка воды в 2009 году составила 729.5 тыс.м3. По состоянию на 01.01.2010 года текущая компенсация отборов - 34.1%, накопленная - 33.8%. По всем исследованным пробам газовый фактор колеблется от 13.49 до 15.99 м3/т (в среднем 15 м3/т), плотность дегазированной нефти составляет в среднем 854 кг/м3, пересчетный коэффициент составляет около 0.95.
Выполнен анализ современных технологий глушения скважин, применяемых на Рогожниковском нефтяном месторождении. Проанализированы основные проблемы, возникающие при подземном ремонте скважин. Рекомендованы альтернативные методы глушения скважин Рогожниковского нефтяного месторождения:
1. Анализ технологий глушения, применяемых на Рогожниковском нефтяном месторождении, показал негативное влияние традиционных жидкостей глушения на фильтрационные характеристики ПЗП после проведения подземного ремонта скважин. Рекомендуется применение альтернативных современных технологий глушения скважин.
2. Предложено внедрение новой технологии глушения скважин с применением блокирующего состава, а именно, использование его в качестве буфера между задавочной жидкостью и пластом. Данная технология имеет ряд преимуществ перед традиционной технологией глушения скважин с использованием водных растворов солей, в частности, высокий коэффициент восстановления проницаемости по нефти, небольшая глубина проникновения состава в ПЗП, гидрофобизация поверхности пор ПЗП, сокращение времени вывода скважины на режим.
3. На основе анализа фонда добывающих скважин Рогожниковского нефтяного месторождения выполнен подбор скважин-кандидатов для проведения операции глушения с применением блокирующего состава. Согласно требованиям по подбору скважин-кандидатов для внедрения технологии глушения с применением блокирующего состава рекомендованы те скважины, в которых пластовая температура достигает 90 °С.
4. Проведен технологический расчет проектирования процесса глушения скважины № 787 Рогожниковского нефтяного месторождения. Рекомендована рецептура блокирующего состава для проведения глушения скважины № 787: 70% водного раствора хлорида кальция (23 % мас.) + 3% реагента-эмульгатора “ЯЛАН-Э2” + 27% нефтяной фазы.
Список использованной литературы
1. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для вузов. - М.: ООО “Недра - Бизнесцентр”, 2001. - 543с.: ил.
2. Вагина Т.Ш. Разработка блокирующего состава для глушения скважин на месторождениях Западной Сибири с учетом современных требований / Т.Ш. Вагина, А.А. Гаврилова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - №6. - С. 38-41.
3. Гилаев Г.Г. Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий / Г.Г. Гилаев, Т.В. Хисметов, А.М. Бернштейн [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №8. - С. 64-66.
4. Глущенко В.Н. Загущенные бескальциевые жидкости глушения скважин / В.Н. Глущенко, О.А. Пташко // Нефть. Газ. Новации. - 2013. - №10. - С. 58-61.
5. Дмитрук В.В. Повышение эффективности глушения скважин Уренгойского месторождения / В.В. Дмитрук, С.Н. Рахимов, А.А. Бояркин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №5. - С. 130-132.
6. Зозуля Г.П., Шенбергер В.М., Карнаухов М.Л. и др. Расчеты при капитальном ремонте скважин: Учебное пособие для вузов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - 188с.
7. Мардашов Д.В. Разработка технологий применения обратных эмульсий при подземном ремонте нефтяных скважин / Д.В. Мардашов, М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев // Записки Горного института. - 2007. - Т.173.
8. Орлов Г.А. Гидрофобная эмульсия // Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров. - Патент РФ № 2281385, Бюл. № 22, 10.08.2006.
9. Орлов Г.А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. - М.: Недра, 1991. - 225 с.
10. Орлов Г.А. Системное применение технологий кислотной стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи пластов в карбонатных коллекторах / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, Д.Г. Денисов // Интервал. - 2003. - № 9. - С. 27-31.
11. Особенности глушения скважин на талаканском нефтегазоконденсатном месторождении / Р.С., Абдуллин, Е.Н. Козлов, А.В. Кустышев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - №6. - С. 31-33.
12. Основные технологические операции в скважинах, обеспечивающие повышение их продуктивности / С.А. Рябоконь [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2012. - № 3. - С. 35-37.
13. Перепелкин А.С. Разработка биополимерных растворов для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением / А.С. Перепелкин, А.Ю. Бикметов // Территория нефтегаз. - 2014. - №6. - С. 16-19.
14. Рогачев М.К. Разработка технологий глушения и стимуляции нефтяных скважин при подземном ремонте / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, К.В. Стрижнев, Ю.В. Зейгман // Нефтегазовое дело. - 2007. - Т.5. - № 2. - С.55-58.
15. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2006. - 266 с.
16. Рязанов А.А. Разработка технологии применения унифицированных растворов глушения для предотвращения преждевременных отказов скважинного оборудования / А.А. Рязанов, И.Г. Клюшин, Б.Р. Гильмутдинов // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №2. - С. 87-89.
17. Сафонов Е.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана / Е.Н. Сафонов, Р.Х. Алмаев // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 4. - С. 42-45.
18. Силин М.А. Применение жидкостей глушения на полисахаридной основе в скважинах с низким давлением и после гидроразрыва пласта / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Е.Г. Гаевой [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №4. - С. 104-106.
19. Технология применения блокирующего гидрофобно - эмульсионного раствора для глушения скважин “технология БЭГР”. / Российское представительство “Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн Лимитед”; - Самара, 2001. - 32 с.: - Загл. обл.: Технология применения блокирующего гидрофобно - эмульсионного раствора для глушения скважин.
20. Шихалиев И.Ю. Эффективность применения облегченных эмульсий для глушения скважин при ремонтно-восстановительных работах в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - №6. - С. 34-38.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Геолого-физическая характеристика месторождения. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Исследования пластовых флюидов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 27.04.2014Геолого-физическая характеристика Шелкановского месторождения. Состав и свойства пластовых флюидов. Текущее состояние разработки месторождения. Вскрытие пласта и освоение скважин, их исследования, эксплуатация, способы увеличения продуктивности и ремонт.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 13.10.2011Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014Общие сведения о Советском месторождении, история его разработки и современное состояние. Геологическое строение: стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеологическая характеристика. Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1, оборудование.
дипломная работа [4,5 M], добавлен 05.06.2015Краткие сведения о месторождении, коллекторских свойствах пласта и физико-химических свойствах пластовых флюидов. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин объекта. Оценка правильности подбора оборудования в скважине Красноярского месторождения.
курсовая работа [213,9 K], добавлен 19.11.2012Коллекторские свойства продуктивных пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Выбор и проектирование профиля горизонтальной скважины.
дипломная работа [3,2 M], добавлен 19.05.2012Общие сведения об Озерном месторождении: литолого-стратиграфическая характеристика, тектоника, нефтегазоносность. Физико-химические свойства флюидов и коллекторов, типовая конструкция и дебит скважин; анализ добывных возможностей. Охрана окружающей среды.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 02.08.2012Опробование, испытание и исследование скважин на Приразломном месторождении. Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин). Обоснование типовой конструкции скважин. Состояния вскрытия пластов.
курсовая работа [196,4 K], добавлен 06.03.2010Географическое расположение и история освоения месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов. Анализ показателей разработки и фонда Талаканского месторождения, размещение скважин.
отчет по практике [1,1 M], добавлен 21.09.2015Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика энергетического состояния продуктивных пластов. Структура фонда скважин. Изучение вредного влияния различных факторов на работу электроцентробежных насосов, рекомендации по их устранению.
дипломная работа [8,1 M], добавлен 24.06.2015Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012Общие сведения об Уршакском месторождении. Стратиграфия и тектоника. Характеристика нефтегазоносных пластов и пластовых флюидов. Физико-химические свойства нефти девонских отложений. Свойства пластовой нефти и воды. Состояние разработки месторождения.
курсовая работа [3,4 M], добавлен 30.01.2016Общие сведения о районе разработки золоторудного месторождения. Основные технологические процессы: бурение взрывных скважин, экскавация горной массы, рекультивация. Карьерный транспорт. Обоснование параметров технологии усреднения качества руды.
дипломная работа [333,0 K], добавлен 20.03.2011Общие сведения о районе Днепровского месторождения, его геолого-геофизическая характеристика. Методы разведки и разработки. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения. Состав пластовых флюидов. Этапы разработки месторождения.
дипломная работа [3,5 M], добавлен 10.11.2015Геолого-физическая характеристика Троицкого месторождения в ООО НГДУ "Октябрьскнефть". Динамика и состояние разработки скважин, технологии повышения нефтеотдачи пластов. Расчет экономической эффективности обработки добывающих скважин реагентом СНПХ-9633.
дипломная работа [143,4 K], добавлен 25.09.2014Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта.
дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012Геолого-физическая характеристика месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов. Особенности выработки запасов нефти. Конструкция скважин. Испытание на герметичность. Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2016Краткая геолого-промысловая справка по Коробковскому участку Бавлинского месторождения. Конструкция скважин. Разработка рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии и глушения скважины. Компоновка бурильной колонны.
дипломная работа [3,7 M], добавлен 13.07.2010
