Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Гидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом R_к, свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Из рис. 1.8 видим, что в гидродинамически совершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг ствола скважины. Так, если приток осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м, до стенки скважины радиусом 0,1 м, то половина всего перепада давления расходуется на продвижение

Рис. 1.7. Схема выбора конструкции забоя скважин

65

Рис. 1.8. Схема притока в гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта

жидкости в пористом пространстве только в зоне 5,5 м вокруг скважины. Следовательно, призабойная зона играет решающую роль в притоке жидкости к скважине.

Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину скважину тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линий токов. Выделяют три типа гидродинамического несовершенства скважин:

по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю его толщину;

по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы;

по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой сферы в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.

Известно, что в общем случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью - зона проникновения фильтрата радиусом R_з.п. и зона кольматации радиусом r_к (рис. 1.9). Такую скважину называют несовершенной по качеству вскрытия пласта.

Обозначим давление на радиусе R_з.п. через р₂ и на радиусе кольматации r_к через р₁ и примем, что приток идет от контура питания R_к с скважине с воображаемым радиусом R_з.п.. Согласно формуле1.9. дебит ее будет равен:

Рис. 1.9. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением:

1 - стенка скважины; 2 - глинистая корка; 3 - зона кольматации; 4 - зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, k₁, k₂ - проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата

(1.10)

Аналогично для движения жидкости в зоне проникновения R_з.п r_к.

(1.11)

и для движения жидкости через зону кольматации

(1.12)

Исходя из условия неразрывности потока, когда Q_с = Q_з.п. = Q_з.к. и, сравнив их, получим:

(1.13)

или

(1.14)

Отношения и показывает, насколько проницаемости зон проникновения и кольматации ухудшены по сравнению с природной. В нефтегазовой практике дополнительные фильтрационные сопротивления за счет изменения проницаемости породы в призабойной зоне называют скин-эффектом S.

Тогда формула 1.14 может быть приведена к следующему виду:

(1.15)

где , т. е. скин-эффект за счет бурения состоит из суммы скин-эффектов в обеих призабойных зонах - кольматации и проникновения фильтрата.

Из формул 1.14 и 1.15 получается, что

(1.16)

Если зона кольматации отсутствует, т.е. , то формула 1.16 принимает вид:

(1.17)

И наоборот, если применяют принудительную кольматацию, в результате которой невозможна фильтрация в пласт, то

(1.18)

Для оценки влияния глубины и степени загрязнения призабойной зоны на добывающие возможности скважины, несовершенной по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением, вводится коэффициент гидродинамического совершенства = Q_ф/Q_c.

Тогда

(1.19)



В этой формуле числитель характеризует величину основных фильтрационных сопротивлений, возникающих при плоскорадиальной фильтрации от радиуса контура питания скважины до ее забоя. При равномерной сетке расположения скважин с расстоянием между ними 600 м и при радиусе скважины по долоту 0,1 м значение числителя равно 8. На рис. 1.10 и 1.11 изображено, как изменяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от параметров зоны кольматации и зоны проникновения. При этом если проницаемость пористой среды в зоне кольматации размером 5 см ухудшена в 20 раз, то скважина будет работать только на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18 %.

Как было отмечено ранее, скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю его толщину, то такая скважина несовершенна по степени вскрытия пласта. В обоих случаях фактический дебит при общих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызываемых искривлением и сгущением линий токов жидкости и газа в околоскважинной зоне пласта и на стенке скважины, вернее на границе скважина - пласт. Сгущение токов, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, который вскрыл бы продуктивный пласт на всю его толщину.

Таким образом, несовершенное по степени и характеру вскрытие продуктивного пласта характеризуется коэффициентом гидродинамического несовершенства:

(1.20)

Рис. 1.11. Влияние параметров зоны проникновения фильтрата на коэффициент гидродинамического совершенства скважины при ₂ = 1.

Шифр кривых - степень снижения проницаемости ₁.

где С₁, С₂ - безразмерные коэффициенты, учитывающие дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта.

Коэффициент С₁ определяется степенью вскрытия продуктивного пласта, а коэффициент С₂ зависит от длины l_К и диаметра d_К перфорационных каналов и плотности перфорации. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В.И. Щурова, построенным по результатам экспериментов. При этом принимается, что перфорационные каналы идеальны в геометрическом и гидродинамическом отношении, т.е. имеют правильную цилиндрическую форму, являются чистыми по всей своей длине и вокруг них нет зоны с пониженной проницаемостью. Для такой идеализированной картины графики В.И. Щурова, как показали сравнения с математическим решением числовым методом М. Харриса задачи о притоке жидкости к геометрически несовершенной скважине, дают довольно точный результат в пределах исследованных значений параметров перфорации.

Из рис. 1.11 видно, что увеличение плотности перфорации более 20 отверстий на 1 м может быть оправдано только в случаях очень низкой пробивной способности перфораторов.

Анализ рассмотренных рисунков позволяет сделать следующие выводы:

при длине перфорационных каналов не менее 150 мм оптимальной плотностью перфорации следует считать плотность не более 12 - 16 отверстий на 1 м;

при плотности перфорации 12 - 16 отверстий на 1 м и длине перфорационных каналов 150 мм увеличение диаметра канала более 6 - 8 мм практически не приводит к возрастанию степени совершенства скважин.



Рис. 1.12. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины: - толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфорированного канала; k₃ - проницаемость породы в зоне вокруг перфорированного канала

Указанные выводы справедливы только для идеальных условий притока в скважину, когда поровая среда во всех точках пласта имеет одинаковую проницаемость, а цилиндрические каналы чисты по всей длине. Реальная картина далека от идеализированной. Схематическое изображение призабойной зоны перфорированной скважины показано на рис. 1.12. Из этого рисунка следует, что в формуле для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины необходимо ввести еще и коэффициент S_п (скин-эффект перфорации), учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов. Если скин-эффект может быть определен с помощью, например, геофизических исследований в скважине по параметрам зон ухудшенной проницаемости, то определить скин-эффект S_п по промысловым данным не удается.

Для оценки качества гидродинамической связи скважины с пластом при помощи перфорационных каналов, полученных в разных условиях, введено понятие коэффициента совершенства канала К_с, под которым подразумевается отношение расхода жидкости через перфорированную в реальных условиях цель к расходу жидкости через идеальный канал этих же размеров.

Рис. 1.13 иллюстрирует зависимость коэффициента совершенства скважины от глубины перфорационных каналов при наличии вокруг скважины зоны проникновения толщиной 100 мм с ухудшенной проницаемостью до 20 раз. При длине каналов меньше глубины зоны проникновения фильтрата коэффициент совершенства имеет очень малые значения, при выходе каналов перфорации за пределы зоны проникновения коэффициент совершенства резко возрастает. Действительно, для одной и той же плотности перфорации 13 отверстий на 1 м и при снижении проницаемости породы в зоне проникновения фильтрата в 20 раз коэффициент совершенства равен 0,15; 0,20 и 0,73 при длине перфорационных каналов соответственно 50, 85 и 125 мм. Таким образом, для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации хотя бы в 1,5 раза была больше толщины зоны проникновения вокруг скважины. Поскольку радиус зоны проникновения обычно превышает 0,5 м, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 200 - 300 мм, то выполнить указанные условия на данном уровне развития кумулятивной перфорации не удается.

На основании сказанного выше формула дебита реальной скважины, пробуренной на нефтяной пласт и имеющей все виды гидродинамического несовершенства, принимает вид:

(1.21)

При этом дополнительные фильтрационные сопротивления

Для расчетов притока жидкости или времени для системы взаимодействующих несовершенных скважин важное значение имеет понятие приведенного радиуса. Это радиус такой фиктивной скважины, дебит которой при остальных равных условиях равен дебиту реальной гидродинамически несовершенной скважины.

Исходя из этого, формулу 1.21 можно записать в следующем виде:

(1.22)

Отсюда выражение для оценки приведенного радиуса скважины имеет вид:

(1.23)

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть выражен зависимостью:

(1.24)

В то же время изменение проницаемости породы в призабойной зоне и геометрия забоя скважины с гидродинамической точки зрения имеют очень сложную картину и не поддаются точному математическому описанию. Действительно, в реальной скважине в промысловых условиях технологи не знают, например, размеры и форму полученных перфорационных каналов, степень изменения проницаемости пород вокруг перфорационных каналов и т.д. Технологи также не имеют доскональной информации и о других параметрах, по которым определяются значения дополнительных фильтрационных сопротивлений. Поэтому определить степень гидродинамического совершенства скважины по формуле 1.24 обычно невозможно, так как неизвестны точные значения безразмерных коэффициентов, учитывающих дополнительные фильтрационные сопротивления.

В то же время, базируясь на гидродинамических методах исследования скважин, можно получить формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства, если в формулу дебита реальной скважины ввести коэффициент гидропроводности



Тогда

(1.25)

Преобразовав эту формулу относительно знаменателя, видим, что сумма

(1.26)

дополнительных фильтрационных сопротивлений может быть выражена через известные гидродинамические параметры - коэффициенты гидропроводности и продуктивности скважины.

Подставляя 1.26 в 1.25, получаем следующую формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины:

(1.27)

В формуле 1.27 величина продуктивности _ф определяется по результатам исследований скважины при стабильных режимах ее работы, т.е. по индикаторной диаграмме (ИД). Величина коэффициента гидропроводности пласта определяется по углу наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления (КВД), построенной в полулогарифмических координатах р - Int. Из теоретических основ гидродинамических исследований на стабильных и нестабильных режимах работы вытекает, что коэффициент продуктивности, определенный по ИД, характеризует всю зону дренирования - от контура питания до стенки скважины, а коэффициент гидропроводности, определенный по КВД, характеризует так называемую удаленную от скважины зону пласта с природными фильтрационными свойствами. Этот конечный вывод позволяет интегрально оценивать зависимость изменения продуктивности скважины от суммы факторов в процессе ее строительства. На основании этих данных следует предусматривать мероприятия, направленные на интенсификацию притока из пласта.

1.5 ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА В ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ

Регулирование состояния околоскважинных зон пласта - один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений.

Опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействие на пласт, существенно увеличивают нефтеизвлечение. Эффект может быть получен как при целенаправленных обработках призабойной зоны, так и в качестве попутного эффекта при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами.

Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта - взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой техноприродной системы. Недоучет особенностей и степени влияния прискважинной зоны как одного из элементов системы приводит к общему снижению эффективности разработки.

Потенциальная продуктивность возможна в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшения фильтрационных свойств пласта (ФСП) в прискважинной зоне. Практически любая операция, проводимая в скважинах, представляет собой потенциальный источник потери продуктивности. Установлено, что ФСП ухудшаются вследствие засорения пласта различными веществами при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. Ухудшение ФСП происходит в процессе освоения скважин. В ряде случаев по этим причинам скважины оказываются непродуктивными, в результате чего увеличивается фонд бездействующих скважин. Действующий фонд скважин является низкодебитным и требует применения искусственных методов воздействия для повышения продуктивности.

Для регулирования фильтрационных свойств околоскважинных зон предложены способы и технологии, большинство из которых опробовано в промысловых условиях. Имеющийся практический опыт показал, что добиться значимого повышения продуктивности скважин удается лишь в тех случаях, когда механизм восстановления ФСП адекватен механизму их поражения. Соответственно потенциальные возможности регулирования достигаются, во-первых, за счет сведения к минимуму потерь продуктивности и, во-вторых, за счет искусственного воздействия, исходя из текущего состояния околоскважинных зон.

1.5.1 ФИЛЬТРАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ И ЕЕ РОЛЬ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ

При проектировании и анализе дебитов скважин, текущего нефтеизвлечения, оценке кондиций и решении других геолого-промысловых задач состояние околоскважинной зоны пласта играет важную роль. Так, пласты определяют как коллекторы по результатам опробования после вскрытия их бурением. На практике часто встречаются случаи, когда явные пласты-коллекторы не дают притока, так как при их вскрытии фильтрационные свойства околоскважинной зоны необратимо ухудшились. Наряду со снижением продуктивности скважин ухудшение ФСП в околоскважинных зонах приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения, темпов разработки, увеличению сроков разработки залежи в целом. В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии, что снижает эффективность воздействия на пласт в целом.

В связи с особенностями падения давления в околоскважинной зоне среднюю проницаемость техноприродной системы скважина - околоскважинная зона - межскважинная часть пласта определяет проницаемость прискважинной области, несмотря на ее незначительные размеры. Снижение продуктивности пластов вследствие ухудшения фильтрационных свойств прискважинной зоны количественно характеризует гидродинамический показатель - отношение продуктивностей скважины до и после ухудшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны - параметр ОП (рис. 1.14). Ухудшение проницаемости прискважинной области в 5 раз приводит к снижению продуктивности скважин в 2 раза; снижение проницаемости околоскважинной зоны в 10 раз уменьшает продуктивность в 3,5 раза, а снижение в 50 раз может вызвать 15-кратные потери продуктивности. Важным обстоятельством является то, что размеры зоны ухудшенной проницаемости при этом могут составлять всего лишь десятки сантиметров. В то же время увеличение проницаемости околоскважинной области в 5 -10 раз по сравнению с исходной проницаемостью пласта при тех же размерах околоскважинной области увеличивает продуктивность всего лишь на десятки процентов.



На основании отмеченного определяется основная стратегическая линия регулирования ФСП в околоскважинных зонах, которая реализуется, во-первых, сведением к минимуму ухудшения проницаемости путем подбора технологий вскрытия, опробования и эксплуатации пластов и, во-вторых, восстановлением фильтрационных свойств околоскважинной зоны путем постановки целенаправленных воздействий на нее.

Восстановление ФСП может обеспечить кратное увеличение продуктивности скважин, в то время как улучшение природных фильтрационных свойств околоскважинной зоны вызовет лишь незначительное повышение продуктивности.

Анализ фактических изменений фильтрационной характеристики прискважинной зоны указывает на их широкий диапазон (даже в несколько десятков раз).

В результате ухудшения ФСП в прискважинной области скважины вводят в эксплуатацию с дебитами ниже планируемых и отмечается систематический недобор нефти при нормальных показателях разработки. Для достижения проектной добычи приходится бурить значительное число дополнительных скважин, которое при постоянном годовом отборе жидкости равно средней по месторождению величине параметра ОП. Это приводит к ухудшению продуктивности после вскрытия пластов бурением и уменьшению объемов нагнетания жидкости на определенный момент разработки залежи, что, в свою очередь, вызывает потерю нефтеизвлечения и удлинение сроков разработки.

1.5.2 РЕГУЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТА В ОКОЛОСКВАЖИННЫХ ЗОНАХ

Регулирование ФСП в околоскважинных зонах осуществляют как в процессе заканчивания скважин, так и при их эксплуатации. При вскрытии пластов бурением наиболее эффективно использовать продувку воздухом, облегченные промывочные жидкости или депрессию на пласт. Однако такая технология связана с резким удорожанием, риском создания аварийной ситуации, требует специального оборудования и в большинстве случаев оказывается экономически неприемлемой. Кроме того, применение облегченных промывочных жидкостей и продувка воздухом не гарантируют стабильности ФСП.

Работами СевкавНИИгаза показано, что вскрытие песчаников с использованием пен может приводить к ухудшению проницаемости до 35% первоначальной. Имеются примеры неэффективного применения растворов на углеводородной основе, в частности, при вскрытии баженовской свиты Салымской площади, карбонатных коллекторов Белоруссии и др.

Практические технологии вскрытия пластов бурением предусматривают создание репрессий на пласт. Для уменьшения степени ухудшения проницаемости разработаны технологии вскрытия пластов бурением на нефильтрующихся растворах или растворах, не поражающих пласт (растворы на нефтяной основе, полимерные растворы, минерализованные рассолы и др.).

При заканчивании скважин на пласты с аномально высокими пластовыми давлениями успешно применяют насыщенные рассолы плотностью до 1900 кг/м³ без содержания твердой фазы. Для вскрытия пластов в осложненных условиях успешно применяют растворы с синтезированной и диспергированной дисперсной фазой (гель-технология). Используя «оптимальные» растворы, можно эффективно регулировать ФСП при вскрытии бурением. При этом предполагают, что такие растворы практически не снижают природной проницаемости пласта.

Применение нефтеэмульсионных, полимерных и других промывочных жидкостей, а также воды и рассолов обеспечивает практически отсутствие глинистой корки и зоны кольматации. В связи с этим возникают значительные напряжения в прискважинной области. При слабой сцементированности песчаников возможно их разрушение, увеличение в прискважинной области фильтратонасыщения пласта и размеров зоны проникновения бурового раствора в пласт. Таким образом, при отсутствии кольматации возрастает роль других факторов, приводящих к поражению пласта.

При регулировании продуктивности скважин путем подбора состава и обработки бурового раствора и специальных жидкостей существует проблема совместимости жидкости и коллектора. Так, при использовании полимеров и полиакриламидов, ингибиторов коррозии, а также при росте бактерий и т.п. в процессе смешения различных жидкостей возможно выпадение осадка. На этот процесс влияют как свойства пластовой воды и коллектора, так и чистота химических реагентов для обработки промывочной жидкости, которая может значительно меняться в зависимости от технологии производства, хранения и транспортировки.

В реальных геолого-промысловых условиях регулирование технологических свойств рабочих жидкостей очень затруднено из-за неоднородности физических свойств разбуриваемых отложений, обогащения жидкостей частицами выбуренной породы, неконтролируемых физико-химических взаимодействий промывочной жидкости с пластовым флюидом, поступающим в скважину в процессе бурения.

Другой способ снижения степени поражения пласта при перфорации - тщательная очистка скважин до перфорации и использование чистых жидкостей при незначительной депрессии на пласт. Однако даже чистые жидкости (рассолы нефтяных пластов, искусственные рассолы, пресная и морская вода, дизельное топливо и даже пластовая нефть) могут вызвать снижение проницаемости прискважинной зоны по следующим причинам:

чистые рассолы не содержат частиц регулируемого размера;

чистые рассолы обычно содержат растворимые и нерастворимые твердые частицы, которые могут проникать на значительную глубину пласта;

морская вода содержит бактерии и планктон, которые эффективно закупоривают пористую среду;

морская вода имеет высокую концентрацию сульфатов, что в присутствии кальция и бария приводит к поражению пласта сернокислым кальцием или барием;

при добыче многих сортов сырой нефти выпадают тяжелые углеводороды (асфальтены и парафины) в виде множества мелких частиц, которые вызывают кольматацию пласта;

пресная вода резко ухудшает проницаемость терригенных коллекторов даже с незначительным содержанием глинистого цемента.

Кроме того, практически все чистые жидкости при заканчивании скважин в той или иной степени загрязняются при технологических операциях по приготовлению и транспортировке в системе скважина - трубопровод. Причинами загрязнения могут явиться растворенное железо, выпадающее в пласте в виде хлопьевидных образований, буровой раствор, прилипший к трубам и муфтовым соединениям, консистентные смазки, пульпа, бактерии, химические добавки, высохший глинистый раствор, песок, пластовая нефть, частично схватившийся цемент, которые скапливаются во всасывающих линиях насосов и мешалках, на стенках и т.д. Эти примеси практически не влияют на свойства бурового раствора, но в случае использования тех же емкостей под чистые жидкости заканчивания они загрязняют последние. Полная очистка емкостей, трубопровода и скважины от предыдущих жидкостей и других примесей практически невозможна. Проницаемость не снижается, если концентрация твердых примесей не превышает 2 мг/л. Реально добиться такого уровня очистки чистых жидкостей не представляется возможным даже при использовании забойного фильтра.

Имеющиеся экспериментальные данные показывают, что возможности регулирования фильтрационных свойств на этапе вскрытия пластов перфорацией невелики. В табл. 1.3. даны характеристики действия технологии перфорации на степень восстановления проницаемости после перфорации. При оптимальных условиях перфорации продуктивность снижается до 30 % от первоначальной, а при неудовлетворительных она может составить менее 1 %. Это обусловлено тем, что, помимо ухудшения фильтрационных свойств пласта, вокруг каждого перфорационного канала образуется блокированная зона, поэтому, как правило, работает лишь небольшой процент общего числа перфорационных каналов. Основная же масса перфорационных каналов из-за быстрого выравнивания давлений в стволе скважин так и остается неосвоенной, в результате чего резко снижается работающая толщина.

Таблица 1.3

Степень восстановления проницаемости

Условия перфорирования	Степень восстановления проницаемости после перфорации k/kо, %
раствор	давление в скважине
Высокое содержание твердой фазы, буровой раствор в скважине Низкое содержание твердой фазы, буровой раствор в скважине Неотфильтрованный соленый Отфильтрованный соленый Чистый незагрязняющий Идеальный перфоратор	+ + + +	1 - 3 2 - 4 8 - 16 15 - 25 30 - 50 100 - 100
Примечание. 1. Знаки « + » и « » -- соответственно репрессия и депрессия. 2. kо, k -- соответственно начальная и текущая проницаемость пласта.

Регулирование фильтрационных свойств прискважинной области в процессе цементирования скважин в настоящее время не проводят.

Для решения проблемы рекомендуется использовать технологию заканчивания скважин с открытым забоем или со специальными фильтрами.

При такой технологии цементирования и перфорации ухудшения ФСП не наблюдается. Однако для многопластовых месторождений открытый забой или забойные фильтры значительно затруднили бы контроль и регулирование процесса разработки.

Фирма «Elf Aquitaine Group» использует оригинальную технологию заканчивания скважин, с помощью которой продуктивность увеличивается в 5 раз. После вскрытия продуктивного пласта вертикальным стволом над кровлей пласта устанавливают временную мостовую пробку, а затем под углом 45° к основному стволу бурят два ответвления длиной 20 -30 м в пределах продуктивного пласта. Такая конструкция забоя обеспечивает повышение площади притока жидкости. Положительные результаты получают и при расширении ствола скважины.

Многочисленные промысловые данные свидетельствуют о том, что скважины вводят в эксплуатацию с резко пониженной продуктивностью. Фактическое ухудшение продуктивности наблюдается на всех этапах заканчивания скважин. Проблему максимального сохранения природной продуктивности пласта в околоскважинных зонах следует решать двумя путями - совершенствуя существующую технологию заканчивания скважин и используя специальные технологии восстановления ФСП в околоскважинных зонах уже пробуренных скважин.

Для восстановления ФСП в околоскважинных зонах имеется большой выбор методов и технологий, основанных на физико-химическом, тепловом и других видах воздействия на прискважинную зону.

Физико-химические методы обработок околоскважинных зон - основной вид регулирования их фильтрационных свойств в б.СССР и за рубежом. В частности, по Западной Сибири 84 % общего объема работ по воздействию на околоскважинные зоны приходится на кислотные обработки (из них преобладают солянокислотные, которые принято считать наиболее эффективными с экономической точки зрения). Средняя успешность солянокислотных обработок по месторождениям Западной Сибири составляет 64 %.

Успешность восстановления фильтрационных свойств околоскважинных зон растворителями и поверхностно-активными веществами является более низкой по сравнению с соляно-кислотными обработками - соответственно 61 и 53%.

Растворители и ПАВ позволяют уменьшить капиллярную блокировку фазовой проницаемости защемленными флюидами и поражение пласта углеводородной кольматацией. Однако в промысловых условиях углеводородная кольматация осложняется выпадением солей и самоотключением отдельных про-пластков. В таких условиях успешность обработок растворителями снижается до 20 - 40 % при средней продолжительности 30 - 45 сут. На эффективность растворения углеводородной кольматации большое влияние оказывают также диспергирование и растворение асфальтосмолопарафиновых отложений, которые значительно ограничивают возможности стандартных методов.

В осложненных геотехнологических условиях (низкопроницаемые коллекторы, высокая обводненность пластов при низком охвате пластов заводнением) большой эффект прироста продуктивности дают ориентированные гидравлические разрывы пластов ГРП. В старых нефтяных районах успешность операции по ГРП составляет 60 - 80 %. Ориентированные разрывы проводят посредством использования цементных мостов, пакеровки, вязкопластичных систем. Инициирование процесса в выбранном интервале осуществляют путем создания щелей в колонне гидропескоструйной перфорацией. В зарубежной практике метод ГРП является стандартной операцией по регулировке фильтрационных свойств прискважинной зоны.

Невысокая эффективность регулирования ФСП в околоскважинных зонах связана прежде всего с комплексным механизмом поражения пласта и с выборочным регулированием этого поражения отдельными методами. Для повышения эффективности разрабатывают технологии, основанные на комплексировании отдельных методов и механизмов воздействия. Эффективным комплексным механизмом воздействия обладают технологии, основанные на использовании многократных управляемых мгновенных депрессий-репрессий.

1.6 ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СИСТЕМЕ «ПЛАСТ - СКВАЖИНА»

Закон Дарси

Движение жидкости и газа на конкретном участке пористой среды происходит под действием градиента давления. Согласно закону Дарси скорость v движения (фильтрации) жидкости (газа) в пористой среде прямо пропорциональна градиенту давления grad р, т.е. перепаду давления р, приходящемуся на единицу длины пути движения жидкости или газа и направлена в сторону падения давления:

В этой форме записи закона Дарси коэффициент пропорциональности равен подвижности жидкости, т.е. отношению проницаемости k породы к вязкости жидкости .

Скорость фильтрации определяется отношением расхода жидкости , протекающей через образец породы, к площади поперечного сечения образца S, расположенного перпендикулярно к направлению потока:

.

Принимая градиент давления на образце породы длиной L величиной постоянной

,

закон Дарси обычно записывают в виде формулы:

.

Истинная скорость движения жидкости в пористой среде больше скорости фильтрации, так как на самом деле жидкость движется не по всему сечению образца, а лишь по поровым каналам, суммарная площадь которых S₁ меньше общей площади образца S:

Здесь m_дин - динамическая пористость образца породы.

Очевидно, что

т.е. истинная скорость движения жидкости в пористой среде равна отношению скорости фильтрации к динамической пористости коллектора.

При фильтрации через пористую среду газа его объемный расход по длине образца изменяется в связи с уменьшением давления. Среднее давление по длине образца пористой породы принимают равным:

где р₁ и р₂ - соответственно давление газа на границах образца.

Средний объемный расход газа _г при его изотермическом расширении по длине образца можно оценить по формуле, вытекающей из закона Бойля-Мариотта для идеальных газов:

где ₀ - расход газа при атмосферном давлении р_ат.

Закон Дарси при фильтрации газа записывается в виде формулы:

Здесь _г - вязкость газа.

Закон Дарси - основной закон подземной гидродинамики - науки, на которой базируются методы проектирования и контроля процессов разработки нефтяных и газовых месторождений и методы промысловых исследований скважин и пластов.

Производительность скважин.

Формула Дюпюи.

Производительность добывающих нефтяных и газовых скважин характеризуется их дебитом, то есть количеством жидкости или газа, поступающим из них в единицу времени. По формулам Дарси можно рассчитать скорость фильтрации нефти и газа при установившемся плоскопараллельном фильтрационном потоке, когда все частички жидкости (газа) движутся по прямолинейным параллельным траекториям, например, в трубе.

Фильтрация жидкости или газа по пласту в районе расположения скважины в большинстве случаев имеет радиальный или близкий к нему характер; траектории частиц (линии тока) направлены по радиусам окружности, центр которой совпадает с центром скважины (рис. 1.15). Жидкость или газ движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по мере приближения к скважине непрерывно уменьшается.

Если кровля и подошва продуктивного пласта непроницаемы, толщина его постоянна и строение однородно, скорость фильтрации при постоянном расходе жидкости или газа непрерывно возрастает, достигая максимального значения на стенках скважины. Для оценки притока жидкости или газа к отдельным скважинам в этом случае применяют формулы, выведенные на основе закона Дарси для плоскорадиального фильтрационного потока.

При установившемся режиме радиальной фильтрации однородной жидкости для оценки дебита нефтяной скважины применяют формулу Дюпюи:

(1.28)

где _пл - объемный дебит в пластовых условиях, см³/с; - постоянная величина, равная 3,1415..., k - проницаемость, мкм²; h - толщина пласта, м; р₁ - давление на круговом контуре, имеющем радиус R₁, МПа; р₂ - давление на стенке скважины, МПа; r_с - радиус скважины; - вязкость жидкости, мПас; символ ln - обозначение натурального логарифма, имеющего основание число е = 2,71828... Связь между натуральными и десятичными логарифмами какого-либо числа выражается соотношением In x = 2,3lg x. Поскольку в формулу Дюпюи входит отношение величин R₁ и r_с, то их можно выразить в любой размерности, одинаковой для R₁ и r_с. Коэффициент 10³ определяется выбором указанных размерностей.

Для расчета объемного дебита скважин по формуле Дюпюи принимают, что давление на стенке скважины равно измеренному забойному давлению р₂ = р_заб, а давление на круговом контуре радиусом R₁ равно пластовому р₁ = р_пл. Учитывая, что при эксплуатации нескольких скважин максимальное давление в пласте имеем примерно в средних точках расстояний между соседними скважинами, принимают R₁ = _ср (_ср - половина среднего расстояния между данной скважиной и соседними). Тогда формулу Дюпюи записывают в следующем виде:

(1.29)

Ошибки в определении _ср вследствие того, что величина входит под знак логарифма, практически несущественно влияет на точность установления объемного дебита _пл.

Объемный и массовый дебиты скважины, измеренные на поверхности, связаны с объемным дебитом в пластовых условиях следующими соотношениями:

Здесь b - объемный коэффициент нефти; - плотность нефти на поверхности.

Для притока газа формула Дюпюи имеет тот же вид, что и для жидкости:

где _г - объемный дебит скважины при давлении

;

_г - вязкость газа в пластовых условиях.

Для приведения _г к атмосферному давлению р_ат при пластовой температуре пользуются формулой:

(1.30)

где _г - объемный дебит газовой скважины, см³/с; z - коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовой температуре Т_пл.

На практике принято дебит газовых скважин измерять в тыс. м³/сут. и приводить его к стандартной температуре (Т_ст = 293 К) и атмосферному давлению (0,1 МПа):

где Т_пл - пластовая температура газа; множитель 11,57 = 10⁶ : 86400 (10⁶ - количество см³/в 1 м³; 86400 - время (секунды в сутках).

Приведенные формулы Дюпюи можно использовать для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин, стенки которых имеют форму цилиндра с радиусом r_с и высотой h. Причем фильтрация жидкости или газа происходит по всей поверхности этого цилиндра, исключая площадь основания. Для гидродинамически несовершенных скважин радиальный характер линий тока в непосредственной близости от забоя нарушается, и рассчитанный по формуле Дюпюи дебит будет отличаться от действительного дебита скважины. Коэффициент совершенства скважины численно равен отношению дебита несовершенной скважины _н.с. к дебиту , который имела бы при том же перепаде давления р_пл - р_заб совершенная скважина того же радиуса

Для реальных скважин изменяется в довольно широком диапазоне - от 0,15 до 1 и выше (например, при применении пескоструйной перфорации, торпедировании и т. п.).

1.7 ВИДЫ РЕМОНТОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В соответствии с «Правилами ведения ремонтных работ в скважинах» (РД 153-39-023-97) составлен классификатор ремонтных работ в скважинах. Он систематизирует планирование и учет всех ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень развития этих работ.

1. Общие положения

1.1. Видами ремонтных работ различного назначения являются:

· Капитальный ремонт скважин;

· Текущий ремонт скважин;

· Скважино-операциия по повышению нефтеотдачи пластов и производительности скважины.

1.2. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и продуктивного пласта различными технологическими операциями, а именно:

- восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементированного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации;

- ликвидация аварий;

- спуск и подъём оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт;

- воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами;

- зарезка боковых стволов и продавка горизонтальных участков в продуктивном пласте;

- изоляция одних и приобщение других горизонтов;

- исследование скважины;

- ликвидация скважины.

1.3. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности внутрискважинного оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины.

1.4. Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти является комплекс работ осуществления технологических процессов по воздействию на пласт и прискважинную зону физическими, химическими или биохимическими и гидродинамическими методами, направленными на повышение коэффициента конечного нефтеизвлечения на данном участке залежи.

1.5. Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации или другими специализированными организациями от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

1.5.1. Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то не зависимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

1.6. Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

1) с помощью специально спускаемой колонны труб;

2) путём закачивания по НКТ или межтрубному пространству;

3) на кабеле или на канате.

Планирование и учет по каждому виду ремонта отдельной строкой, обозначая каждый из них соответствующим индексом:

КР1-2 - отключение отдельных пластов с установкой подъёмника;

КР1-2/БПГ - отключение отдельных пластов закачкой тампонажных материалов с устья без установки подъёмника (гидравлический способ)

КР1-2/БПК - отключение отдельных пластов спуском инструмента на тросе или кабеле без установки подъёмной мачты через стационарно спущенный лифт (канатно-кабельный способ).

1.7. Комплекс технологических работ, включающий в себя несколько видов ремонтов, считается одним скважино-ремонтом и обозначается в графе 1 формы учета суммой их шифров.

Все виды капитального и текущего ремонтов, в пределах одного скважино-ремонта, включается в форму учёта капитального ремонта скважины по схеме:

ТР4-1 (смена насоса) + ТР4-6 (опрессовка НКТ) + ТР4-7 (пропарка НКТ).

2. Принятые сокращения

КР - капитальный ремонт;

ТР - текущий ремонт;

ПНП - повышение нефти отдачи пластов;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

УЭЦН - установка погружного центробежного электронасоса;

УЭДН - установка погружного электродиафрагменного насоса;

УЭВН - установка погружного электровинтового насоса;

ШГН - штанговый глубинный насос;

УШВН - установка штангового винтового насоса;

ГПН - гидропоршевый насос;

ПАВ - поверхностно-активное вещество;

ГПП - гидропескоструйная перфорация;

ГРП - гидроразрыв пласта;

ГГРП - глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта;

ОРЗ - оборудование раздельной закачки;

ОРЭ -оборудование раздельной эксплуатации;

ВС - вертикальная скважина;

НС - наклонная скважина;

ГС - горизонтальная скважина;

ПЗП - призабойная зона пласта;

КЗП - комплект защиты пласта;

ОПЗ - обработка призабойной зоны пласта;

ВИР - водоизоляционные работы;

ИПТ - испытатели пластов;

КИИ - комплекс испытательных инструментов;

БПГ - без подъёмника гидравлическим способом;

БПК - без подъёмника канатно-кабельным способом.

3. Виды ремонтов

3.1. Капитальный ремонт скважин

К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 1.4.

Таблица 1.4.

Виды капитальных ремонтов скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
1	2	3
КР1	Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1	Отключение отдельных интервалов и пропластков объекта эксплуатации.	Выполнение запланированного объёма работ. Прекращение притока флюидов. Прекращение или снижение обводненности продукции.
КР1-2	Отключение отдельных пластов.	Выполнение запланированного объёма работ. Отсутствие приёмистости или притока в (из) отключенном (ого) пласте (а)
КР1-3	Восстановление герметичности цементного кольца.	Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Прекращение или снижение обводненности продукции, межпластового перетока флюидов при сокращении или увеличении дебита нефти.
КР1-4	Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонной, кондуктором.	Отсутствие нефтегазоводопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца, в необходимом интервале, промыслово-геофизическими исследованиями.
КР2	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1	Устранение негерметичности тампонированием	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.
КР2-2	Устранение негерметичности установкой пластыря.	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.
КР2-3	Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра.	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.
КР2-4	Устранение негерметичности частичной сменой эксплуатационной колонны.	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке. Прохождение шаблона до проектной глубины.
КР2-5	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом	Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке.
КР3	Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КР3-1	Извлечение оборудования из скважины после аварии, допущенной в процессе эксплуатации	Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работы фрезером
КР3-1.1	Извлечение оборудования УЭЦН из скважины после аварии в процессе эксплуатации	Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работы фрезером
КР3-1.2	То же УЭДН	То же.
КР3-1.3	То же УЭВН	То же.
КР3-1.4	То же ШГН	То же.
КР3-1.5	То же УШВН	То же.
КР3-1.6	То же НКТ	То же.
КР3-1.7	То же пакер	То же.
КР3-1.8	Ликвидация аварии из-за коррозионного износа НКТ	Выполнение запланированного объёма работ. Прохождение шаблона до установленной глубины
КР3-1.9	Очистка забоя и ствола скважины от посторонних предметов	То же
КР3-1.10	Ревизия и замена глубинного оборудования	Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление продуктивности (приёмистости) скважины.
КР3-1.11	Замена устьевого оборудования.	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР3-1.12	Восстановление циркуляции при спущенной в скважину УЭЦН, УЭВН, УЭДН (размыв парафиногидратных пробок в эксплуатационной колонне и НКТ).	Нормальное гидравлическое сообщение между колоннами труб и свободный проход инструмента и оборудования.
КР3-1.13	То же ШГН (УШВН)	То же
КР3-1.14	То же НКТ	То же
КР3-1.15	Промывка забоя скважины	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР3-2	Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной	Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность эксплуатационной колонны и прохождение шаблона до проектной глубины.
КР3-3	Очистка забоя и ствола скважины от посторонних предметов.	Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность эксплуатационной колонны и прохождение шаблона до проектной глубины.
КР3-4	Очистка забоя и ствола скважины от парафиногидратных отложений, солей, песчаных пробок.	Выполнение запланированного объёма работ. Прохождение шаблона до необходимой глубины.
КР3-5	Ликвидация аварий допущенных в процессе ремонта скважин.	Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварии.
КР3-6	Восстановление циркуляции (размыв парафиногидратных пробок) в эксплуатационной колонне и НКТ)	Нормальное гидравлическое сообщение между колоннами труб и свободный проход инструмента и оборудования
КР3-7	Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных в процессе ремонта скважины.	Достижение цели, оговоренной в технологическом плане ликвидацию аварии.
КР3-7.1	Извлечение оборудования УЭЦН из скважины после аварии, допущенной в процессе ремонта скважины.	То же
КР3-7.2	То же УЭДН	То же
КР3-7.3	То же УЭВН	То же.
КР3-7.4	То же ШГН	То же.
КР3-7.5	То же УШВН	То же.
КР3-7.6	То же НКТ	То же.
КР4	Переход на другие горизонты и приобщение пластов
КР4-1	Переход на другие вышележащие и нижележащие горизонты	Выполнение запланированного объёма работ, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Получение притока.
КР4-2	Приобщение пластов для совместной эксплуатации дострелом, с увеличением диаметра или глубины.	Получение притока из приобщённых интервалов с сохранением притока из раннее работавших.
КР4-3	Приобщение дополнительного количества пластов дострелом для совместной эксплуатации	Получение притока из приобщённых интервалов с сохранением притока из раннее работавших.
КР5	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, КЗП, пакеров-отсекателей в скважинах
КР5-1	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей.	Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объёмов закачки воды.
КР5-2	Внедрение и ремонт установок систем комплексов защиты пласта типа КЗП-140, КЗП-146, КЗП-168 и др.	Выполнение запланированного объёма работ. Безотказность работы системы, оговоренной в плане работ
КР6	Комплекс подземных работ по восстановлению работоспособности скважин с использованием технических элементов бурения, включая проводку горизонтальных участков ствола скважин
КР6-1	Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в аварийной скважине	Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление работоспособности скважины вскрытием пласта дополнительным стволом с обходом аварийного участка.
КР6-2	Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в преждевременно обводненной или низкопродуктивной скважине.	Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление притока нефти в скважину из подконтрольной ей зоны пласта.
КР6-3	Зарезка бокового или продолжение ствола скважины с переходом на горизонтальный участок в преждевременно обводненной или в низкопродуктивной скважинах	Выполнение запланированного объёма работ. Проходка горизонтального ствола в пределах зоны с запасами нефти отведенных для ВС и НС. Получение притока нефти и увеличение её дебита. Снижение или прекращение водопритока в скважину.
КР6-4	Проводка горизонтального участка скважины с целью повышения нефтиотдачи пласта	Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока нефти.
КР6-5	Бурение цементного стакана	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР6-6	Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе.	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.
КР6-7	Бурение и оборудование шурфов и артезианских и стендовых скважин	То же
КР6-8	Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в скважине с многоствольным заканчиванием и с проводкой горизонтального (ых) участка (ов) в продуктивном пласте	Выполнение запланированного объёма работ. Вовлечение в разработку запасов нефти отведенных для ВС или НС, находящихся в трудноизвлекаемых зонах и пропластках. Получение притока нефти и увеличение её дебита.
КР6-9	Зарезка и бурение бокового (ых) ствола (ов) в аварийной скважине.	Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление работоспособности скважины вскрытием пласта новым стволом с обходом аварийного участка.
КР7	Обработка призабойной зоны пласта скважины и вызов притока
КР7-1	Проведение кислотной обработки	Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин. ...

Подобные документы

• Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин

  Эксплуатация газовых скважин, методы и средства диагностики проблем, возникающих из-за скопления жидкости. Образование конуса обводнения; источник жидкости; измерение давления по стволу скважины как способ определения уровня жидкости в лифтовой колонне.
  
  реферат [424,9 K], добавлен 17.05.2013
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  История бурения нефтяных и газовых скважин, способы их бурения. Особенности вращательного бурения. Породоразрушающие инструменты (буровые, лопастные, алмазные долота). Инструмент для отбора керна. Оборудование для бурения, буровые промывочные жидкости.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 27.09.2013
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

  Понятие о нефтяной залежи. Источники пластовой энергии. Приток жидкости к перфорированной скважине. Режимы разработки нефтяных месторождений. Конструкция оборудования забоев скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Техника перфорации скважин.
  
  презентация [5,1 M], добавлен 24.10.2013
  

• Системы разработки нефтегазоконденсатных месторождений: газогидратных, газовых и газоконденсатных

  Периоды разработки газовых месторождений. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов. Разработка газоконденсатных, газогидратных и многопластовых газовых месторождений. Коэффициенты конденсатоотдачи, компонентоотдачи.
  
  реферат [55,4 K], добавлен 17.01.2011
  

• Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин

  Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.
  
  презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014
  

• Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть"

  Характеристика залежей нефти и газа, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, режим залежи и конструкция скважин Муравленковского месторождения. Охрана труда, недр и окружающей среды в условиях ОАО "Сибнефть", а также безопасность его скважин.
  
  дипломная работа [111,1 K], добавлен 26.06.2010
  

• Оборудование для разработки нефтяных и газовых месторождений

  Характеристика оборудования для добычи и замера дебита нефти, газа, воды и капитального ремонта скважин. Конструкции установок штангового глубинного насоса. Схема и принцип работы автоматических групповых замерных установок. Дожимная насосная станция.
  
  реферат [852,0 K], добавлен 11.11.2015
  

• Технология и бурение нефтяных и газовых скважин

  Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.
  
  курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016
  

• Организация производственного процесса нефтедобывающего предприятия ОАО "Сургутнефтегаз"

  Изучение технологии бурения и контроля нефтяных и газовых скважин на нефтедобывающем предприятии "Сургутнефтегаз". Освоение скважин с применением струйных насосов и пенных систем. Артезианская эксплуатация и газлифтное фонтанирование, давление пласта.
  
  отчет по практике [4,8 M], добавлен 29.04.2015
  

• Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

  Поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, безаварийную эксплуатацию скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки. Анализ показателей разработки на Мастахском месторождении.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.04.2015
  

• Исследование нагнетательных скважин на месторождении

  Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.
  
  курсовая работа [59,6 K], добавлен 14.11.2013
  

• Оборудование для фонтанной и газлифтной эксплуатации

  Описание основных способов добычи нефти. Характеристика оборудования для эксплуатации нефтяных скважин фонтанным способом: арматура, запорные и регулирующие устройства, фланцевые соединения. Особенности и принцип действия газлифтной эксплуатации скважин.
  
  реферат [8,7 M], добавлен 17.05.2012
  

• Система автоматического управления технологическими процессами куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения

  Разработка автоматической системы электрообогрева трубопровода сбросной линии газа с предохранительного клапана куста газоконденсатных скважин с целью предотвращения в нем процессов гидратообразования и поддержания его температуры в заданном диапазоне.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 16.04.2015
  

• Осложнения при эксплуатации компрессорных скважин, оборудование и методы борьбы

  Основные способы устранения неполадок при компрессорной эксплуатации. Конструкции и принцип действия воздушных подъемников, методы снижения пусковых давлений, оборудование устьев компрессорных скважин. Расчет лифтов при различных условиях работы.
  
  курсовая работа [956,0 K], добавлен 11.07.2011
  

• Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, и мероприятия по увеличению МРП скважин на примере Аллагуловского месторождения

  Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ. Разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода скважин.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 31.10.2013
  

• Назначение и классификация буровых вышек

  Схема колонкового бурения с применением буровой установки. Конструкция, назначение и классификация буровых вышек, буров, труб, долот. Причины аварий при различных способах бурения, способы их ликвидации. Режимы бурения нефтяных и газовых скважин.
  
  реферат [662,7 K], добавлен 23.02.2009
  

• Использование гибких НКТ для ремонта скважин

  Спуск в скважину под давлением сплошной колонны гибких НКТ. Преимущества применения гибких НКТ, расширение применения при капитальном ремонте скважин. Ограничения в применении работ гибких НКТ. Виды ремонтных работ, выполняемых при помощи гибких НКТ.
  
  реферат [670,1 K], добавлен 21.03.2012
  

• Автоматизация работы сепаратора

  Газовый сепаратор как аппарат для очистки продукции газовых и газоконденсатных скважин от капельной влаги и углеводородного конденсата, твердых частиц и других примесей, принципы его работы. Описание технологического процесса и его автоматизация.
  
  курсовая работа [685,8 K], добавлен 04.09.2015
  

• Метод исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации, интерпретация результатов исследования

  Оборудование для исследования скважин на стационарных режимах фильтрации. Расчет забойного и пластового давления по замеру устьевых давлений. Двухчленный закон фильтрации. Коэффициенты фильтрационного сопротивления. Технологический режим работы скважины.
  
  курсовая работа [851,8 K], добавлен 27.05.2010
  

• Организация производства на буровом предприятии

  Особенности производственного процесса в бурении. Производственный цикл в строительстве скважин, его состав и структура. Проектирование работ по строительству скважин. Организация вышкомонтажных работ. Этапы процесса бурения скважин и их испытание.
  
  контрольная работа [23,8 K], добавлен 11.12.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам