Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

сургутнефть нефть скважина месторождение

Научно-технический прогресс в нефтяной промышленности - это процесс непрерывного создания и материализации научных знаний, которые, реализуясь в виде потока нововведений, обеспечивают комплексное повышение социальной и экономической эффективности производства за счет решения следующих задач:

· роста эффективности преобразования основных ресурсов (сырьевых, материальных, трудовых, финансовых, энергетических, потребляемых при производстве конечного продукта);

· снижения издержек производства на всех его стадиях (инвестиционной и эксплуатационной);

· расширения ресурсной базы отрасли (компании) путем вовлечения в разработку ранее не извлекаемых и трудноизвлекаемых запасов нефти или повышения степени их извлечения;

· снижения вредных воздействий на окружающую среду и повышения безопасности объектов нефтяной промышленности.

Западная Сибирь является наикрупнейшим регионом России, где сосредоточены основные запасы углеводородного сырья.

B 2009 г. объем добычи нефти по ОАО "Сургутнефтегаз" вырос по сравнению с 2008 г. более чем на 7% и превысил 63,8 млн. т. Следует отметить, что это увеличение оставляет около 40% прироста объема добычи нефти в целом по России.

Если учесть, что в 1996 г. "Сургутнефтегаз" добывал 33,3 млн. т, то очевидно, что за последнее десятилетие компания увеличила объем добываемой нефти почти в 2 раза.

Объемы бурения составили более 3,1 млн. м горных пород, в том числе разведочное бурение выполнено в объеме 155,8 тыс. м. Введены в эксплуатацию 922 новые скважины.

НГДУ "Сургутнефть" является одним из управлений по добыче нефти и газа в ОАО "Сургутнефтегаз", которая осуществляет разработку на Восточно-Сургутском, Западно-Сургутском, Яун-Лорском, Сайгатинском, Восточно-Еловом, Тончинском месторождениях.

В НГДУ "Сургутнефть" добыча производится при низком пластовом давлении и исключительно механически: насосами ШГН и ЭЦН. Для повышения пластового давления, через нагнетательные скважины, в пласт закачивается подготовленная вода.



1. Ознакомление с районом практики

1.1 Административное положение предприятия и его организационная структура

Нефтепромысловое управление "Сургутнефть", созданное 16 марта 1964 г., стало базовым предприятием для большинства нефтедобывающих предприятий Тюменской области.

С первых дней создания НГДУ "Сургутнефть" стало полигоном для внедрения передовых технологий разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. За годы освоения было построено 4220 эксплуатационных и нагнетательных скважин, в том числе 32 горизонтальных. Добыто более 200 млн. тонн нефти и 9 млрд. кубометров газа.

В настоящее время, НГДУ "Сургутнефть" является одним из крупных структурных подразделений ОАО "Сургутнефтегаз" с численностью более 4000 тыс. человек, с годовой добычей нефти - 8 млн. т. В состав нефтегазодобывающего управления входят: семь цехов по добыче нефти и газа, цеха капитального и подземного ремонта скважин, прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования, цех подготовки и перекачки нефти, цех пароводоснабжения, цех подготовки производства, управление технологического транспорта, управление электросетевого хозяйства, цеха автоматизации и метрологического обеспечения производства и др.

Управление осуществляет разработку и эксплуатацию следующих месторождений:

· Западно-Сургутское

· Восточно-Сургутское

· Яун-Лорское

· Сайгатинское

· Восточно-Еловое

· Тончинское.

В настоящее время месторождения управления находятся, в основном, в последней стадии разработки. Большая часть запасов приходится на трудноизвлекаемые, в высокообводненных и слабопроницаемых пластах. Это вызывает необходимость поиска новых решений.

В настоящее время вошли в практику и отработаны множество новых технологий: бурение на различных типах растворов; массовое применение зарезки боковых стволов, в том числе по многоствольной технологии; доразведка и прирост запасов путем углубления скважин на нижележащие горизонты, новые конструкции скважин, методы изоляции, освоения, гидроразрывы в горизонтальных скважинах, увеличение произ одительности с помощью большеобъемных кислотных составов.

Под управлением НГДУ следует понимать организацию руководства коллективом трудящихся с помощью соответствующих органов. Сущность и главная цель управления заключается в организации, координировании и регулировании деятельности людей в коллективах для обеспечения производительного использования трудовых и материальных ресурсов и получении оптимальных технико-экономических результатов.

В организационной структуре НГДУ можно выделить три самостоятельных звена: основное, вспомогательное производство и группа самостоятельных предприятий, подчиненных непосредственно НГДУ.

В состав основного производства НГДУ входят центрально инженерно-технологическая служба (ЦИТС), цех добычи нефти и газа (ЦДНГ), в данном случае их шесть, цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

В состав вспомогательного производства входит база производственного обслуживания (БПО) с входящими в нее подразделениями и цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР). В качестве самостоятельных предприятий в составе НГДУ имеются управление технологического транспорта (УТТ).

УТТ оказывает транспортные услуги на основе заблаговременно представленных заявок - перевозку грузов, материалов, различной аппаратуры и т.д.

ЦИТС НГДУ выполняет функцию оперативного управления добычей нефти и газа, она обеспечивает выполнение производственных планов добычи нефти и газа с соблюдением установленной технологии.

ЦДНГ является основным подразделением НГДУ. Главной его задачей является управление процессом добычи нефти и газа. Цех по добычи нефти состоит из аппарата управления и бригад по добыче нефти и попутного газа, возглавляемых мастерами. Эти бригады обеспечивают работу нефтяных скважин, других производственных объектов в строгом соответствии с установленным технологическим режимом и правилами технической эксплуатации. Количество бригад устанавливается руководством в зависимости от объема работ.

Обслуживание ПАТ:

· сбор информации по добыче нефти и газа;

· телемеханике;

· работе добывающих скважин;

· работе бригад ПРС;

· работе техники.

В состав НГДУ входят подразделения основного и вспомогательного производства:

Основными производственными звеньями НГДУ являются цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ), главная задача которых - обеспечение выполнения утвержденных планов по добыче нефти и газа, и по поддержанию пластового давления и ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти. ЦИТС - центральная инженерно-техническая служба, которая контролирует выполнение планов ЦДНГ.

К вспомогательному производству относятся:

БПО - база производственного обслуживания осуществляет прокат механического и энергетического оборудования, поддерживает его в работоспособном состоянии и обеспечивает непрерывную работу всех объектов основного производства.

ЦПКРС - цех капитального и подземного ремонта скважин, осуществляющих своевременный и качественный ремонт.

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования.

ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования.

БПО СА - база производственного обслуживания средств автоматизации производства, обеспечивает непрерывную работу и контроль как основного, так и вспомогательного производства.

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и проектных работ, осуществляет исследования о восстановлении режима работы скважины, после проведения на ней ремонтных работ, также осуществляет мероприятия по интенсификации добычи нефти, достижения более полного её извлечения.

РСЦ - ремонтно-строительный цех.

ЦТС - цех теплоснабжения, осуществляет подготовку горячей воды и пара, для хозяйственных и производственных нужд.

ЦРТЛА - цех ремонта трубопроводов и ликвидаций аварий.

Работа по совершенствованию организации производства и управления в НГДУ "Сургутнефть" проводится согласно следующих принципов:

специализация подсобно-вспомогательного производства с организацией централизованного обслуживания объектов добычи нефти;

внедрение новой техники и передовых технологий для улучшения контроля и получения полноценных промысловых технологических данных;

ежегодные курсы проверки и повышения квалификации ИТР;

упрощение управленческой структуры НГДУ.



1.2 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения

Западно-Сургутское месторождение расположено на западном склоне Сургутского свода, объединяет площади Западно-Сургутскую и Широковскую.

Рассматриваемая площадь связана с моноклиналью, погружающейся с северо-запада на юго-восток в направлении Ярсомовского прогиба. На южном погружении моноклинали выделяется зона, осложненная небольшими локальными структурами, к которым приурочено Западно-Сургутское нефтяное месторождение.

На месторождении выявлены залежи нефти: в нижнемеловых отложениях - в пласте БС10, а также в пластах БС21 и БС22, приуроченных к подошвенной части ачимовской толщи, в верхнеюрских - в пласте ЮС1, в среднеюрских - в пласте ЮС2.

Пласт ЮС2 находится в опытно-промышленной эксплуатации с 1987 года. Условно разделяется на два пласта. Нефтеносность приурочена к верхнему пласту, а нижний является водоносным.

В региональном плане поле нефтеносности горизонта ЮС2 занимает значительную часть Сургутского свода. Залежь по типу является литолого-стратиграфической, промышленная нефтеносность устанавливается на участках, где коллектора пласта обладают лучшими фильтрационно-емкостными свойствами.

Исходя из вышеизложенного, по пласту ЮС2 выделены три литотипа.

К первому литотипу отнесены песчаные коллектора руслового и прибрежно-морского генезиса, характеризующиеся умеренной глинистостью и уверенно выделяющиеся на кривой ПС.

Ко второму литотипу отнесены коллектора пойменного происхождения, со слоистой моделью пласта.

К третьему литотипу приурочены осадки озерно-болотного генезиса.

В составе пласта выделяются чередующиеся прослои сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Правильнее было бы назвать пласт песчаной пачкой, состоящей из отдельных песчаных тел. Пласт вскрыт на глубинах 2740-3140 м. ВНК не зафиксирован. Высота залежи составляет 267 м. Общая толщина пласта изменяется от 5.8 до 26.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 13.4 м и в среднем составляет 5.9 м.

Нефтегазоносный резервуар, соответствующий пласту, возможно не является единым гидродинамически связанным телом, а представляет собой совокупность отдельных песчаных подрезервуаров, характеризующихся слабой взаимосвязью между собой или вообще лишенных ее.

Пласт Ю1 Восточно-Сургутского месторождения имеет в своем составе три пласта, из которых промышленно нефтяным является верхний.

Коллекторы располагаются на глубинах 2797-2813 м. Залежи нефти приурочены к 11 различно ориентированным локальным поднятиям. Размеры залежей колеблются в пределах 3х2 и 10х3 км. Залежь 1 расположена в районе скв.186р. Залежь 2 расположена в районе скв.159р,164р. Залежь 3 на ходится в районе скв.390. Залежь 4 установлена в районе скв.1006. Разработка залежи 5 в районе скв.48р нерентабельна. Залежь 6 располагается в районе скв.52р, 53р. Вся площадь залежи находится в городской черте. Залежь 8 выявлена в районе скв.130р., 9 и 10 залежи (67р и 56р) в водоохранной зоне.

Общая толщина пласта достигает 11 м, в среднем составляет 8 м. Средние нефтенасыщенные толщины составляют 3 м.

Ачимовская толща стратиграфически приурочена к мегионской свите, в основании которой выделяется глинистая подачимовская пачка толщиной 30 м. Песчаные пласты не выдержаны по простиранию, появление их не контролируется структурным планом. Нефтеносность установлена в подошвенной части в пластах БС21 и БС22. В каждом из пластов установлено по две залежи. Залежи обеих пластов частично перекрываются в плане. Максимальная общая толщина составляет 12.2 м.

Пласт БС10 приурочен к верхней части мегионской свиты и расчленен на три пласта, из которых продуктивным является средний. В пласте выделяются три залежи: основная залежь находится в промышленной разработке, южная располагается в зеленой и пойменной охранных зонах, Северо-Восточная залежь находится в районе скв.190Р. Основная залежь содержит 92,7% балансовых запасов нефти пласта БС10. С запада, юга и юго-востока литологически экранирована. В районе скважин 154, 952, 392 пласт замещен глинистыми породами. По данным ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы. По данным каротажа и результатам испытаний ВНК имеет наклонный характер и устанавливается на абсолютной отметке 2258 м на севере (180), на а.о.2268 м на востоке (188), на а.о. 2292 м на юго-востоке (1007), на а.о. 2273 м на юге (34). При эксплуатационном разбуривании основной залежи в центральной части, в районе скважин 396-438, выявлена водонефтяная зона, приуроченная к локальному прогибу. Средняя отметка ВНК принята на а.о. 2284 м. Пласт представлен монолитным песчаником, является достаточно однородным телом, характеризующимся хорошей связностью, облегчающей выработку запасов. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м (скв.930) до 11.8 м (скв.458). Интервалы наибольших толщин приурочены к восточной части залежи, к западу и юго-западу нефтенасыщенные толщины уменьшаются. На западном и юго-западном крыльях залежи прослеживается обширная зона с небольшими (не более 2 м) толщинами, которая в настоящее время не разбурена. Средняя толщина залежи в разбуренной части составляет 4,7 м, в целом по залежи - 3,7 м.

1.3 Должностная инструкция оператора по добыче нефти и газа

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТ

1.1. Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, групповых замерных установок, дожимных станций и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации.

1.2. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов.

1.3. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов.

1.4. Отбор проб для проведения анализа.

1.5. Обслуживание оборудования нагнетательных скважин, работающих под давлением до 10 Мпа (100 кгс/см²) и объемом закачки воды до 3600 м³/сутки.

1.6. Дренаж конденсата из влагоотделителей, наблюдение за исправностью устьевого оборудования нагнетательных скважин, влагоотделителей и участие в их ремонте.

1.7. Обслуживание оборудования АГЗУ и БГ.

1.8. Производство работ с устройством GPS

1.9. Соблюдение правил внутреннего трудового распорядка.

1.10. Выполнение работ по приемке и сдаче смены, уборке рабочего места, приспособлений, инструмента, а так же содержанию их в надлежащем состоянии, чистке оборудования, ведению установленной технической документации.

2. ДОЛЖЕН ЗНАТЬ

2.1. Конструкцию нефтяных, нагнетательных и газовых скважин; назначение, конструкцию и устройство внутрискважинного оборудования, параметры работы и диагностики.

2.2. Технологию проведения текущего и капитального ремонта скважин.

2.3. Правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов.

2.4. Основные химические свойства применяемых реагентов.

2.5. Характеристику разрабатываемого месторождения и способы его эксплуатации.

2.6. Методы поддержания пластового давления.

2.7. Назначения и правила эксплуатации оборудования технологических трубопроводов.

2.8. Основные требования, предъявляемые к качеству закачиваемой в пласты воды.

2.9. Схему подключения трубопроводов.

2.10. Основные сведения об устройстве и назначении контрольно-измерительных приборов (расходомеров, водомеров, манометров).

2.11. Назначение, устройство, технические характеристики, условия безопасной эксплуатации оборудования, смонтированного в АГЗУ.

2.12. Правила работ с устройством GPS

2.13. Принцип действия индивидуальных средств защиты.

2.14. Правила по охране труда, производственной санитарии и противопожарной безопасности; правила пользования средствами индивидуальной защиты; правила по безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг), к рациональной организации труда на рабочем месте; сортамент и маркировку применяемых материалов, нормы расхода горюче- смазочных (или иных, при наличии) материалов; правила перемещения и складирования грузов; виды брака и способы его предупреждения и устранения; производственную сигнализацию.

3. ПРИМЕРЫ РАБОТ

3.1. Очистка колонной головки.

3.2. Планировка площадки вокруг устья скважин вручную.

3.3. Планирование территорий вокруг АГЗУ "Спутник", поправка обвалования.

3.4. Участие оператора в пропаривании выкидной линии (перед покраской)

3.5. Покраска устьевого оборудования и выкидной линии, оборудования АГЗУ, БГ, станков - качалок вручную.

3.6. Мытье арматуры паром.

3.7. Протирка арматуры от грязи и нефти.

3.8. Снятие показаний манометров, замена манометров

3.9. Устранение пропусков - подтягивание фланцевых соединений на арматуре.

3.10. Участие оператора в очистке территории куста скважин и подъездных путей от снега, планировке с помощью спецтехники, поправка обваловки.

3.11. Внешний осмотр скважины и устьевого оборудования, блоков АГЗУ, БГ и оборудования, смонтированного в них.

3.12. Очистка АГЗУ от замазученности.

3.13. Обход и внешний осмотр технологических внутрипромысловых трубопроводов и их арматуры с применением GPS.

3.14. Ревизия и замена запорной арматуры на сосудах в АГЗУ.

3.15. Проверка состояния коррозии оборудования трубопроводов, установка указателей.

3.16. Замер параметров работы скважин (давление, дебит, уровни).

3.17. Отбор проб жидкости со скважины.

3.18. Подтяжка сальников на задвижки, СУСГ.

3.19. Ежедневный наружный осмотр емкостей сепарационных установленных в АГЗУ

3.20. Выполнение работ предусмотренных тарифно-квалификационными характеристиками рабочих более низкой квалификации.



2. Техника и технология добычи нефти

2.1 Способы и методы освоения скважин на приток

На Западно-Сургутском месторождении для подъема жидкости из продуктивных пластов используется механизированный насосный способ. Большее предпочтение из насосных способов отдается установкам ЭЦН и ШГН. Освоением скважин называется комплекс работ по вызову притока из пласта жидкости и газа в скважины (для эксплуатационных) и достижение максимальной приемистости ими жидкости, газа или сжатого воздуха (для нагнетательных). На весь период освоения глубоких скважин, особенно разведочных, составляется соответствующий план.

Процесс освоения скважин начинается с приемки законченных бурением скважин и их опрессовки (или испытания снижением уровня) на соответствующее давление.

В комплекс работ по освоению скважин входят следующие операции:

1. Приемка скважины от конторы бурения.

2. Опрессовка (испытание) эксплуатационной колонны.

3. Подготовка скважины к перфорации (установка крестовика, тройника, прострелочной задвижки; присоединение агрегатов; сооружение площадки для перфорации; заполнение ствола скважины глинистым раствором того же удельного веса, который применялся при вскрытии продуктивного пласта; подготовка запасов утяжеленного раствора в количестве 1,5--2,0 объемов скважины).

4. Отбивка забоя и перфорация.

5. Проведение первого комплекса исследовательских работ (замер пластовых давлений и температур).

6. Спуск лифтовых труб (при фонтанно-компрессорной эксплуатации) и насосных, (при глубиннонасосной).

7. Подготовка наземного оборудования (арматура, станок-качалка, выкид, ЛЭП, рабочий и воздушный манифольды, трапы и т.д.).

8. Замена утяжеленного раствора раствором средней, затем нормальной плотности, потом водой и нефтью.

9. Вызов притока одним из существующих методов (продавкой компрессором, аэрацией, воздушно-жидкостными "подушками", после спуска вставного насоса или плунжера трубного насоса со штангами -- насосом).

10. Пробная эксплуатация скважины со снятием основных параметров продуктивности: пластовое и забойное давления; дебиты нефти, конденсата, газа и воды; состав газа, воды и механических примесей; динамика изменений затрубных, буферных и рабочих давлений.

11. Проведение второго комплекса исследовательских работ.

12. Разработка технологического режима эксплуатации (либо технологического режима работы нагнетательных скважин).

Все методы освоения скважин и вызова притока жидкости и газа из пласта в скважины основаны на двух принципах снижения противодавления на пласт:

· принцип первый: снижение плотности жидкости в стволе скважины;

· принцип второй: снижение уровня (столба жидкости) в скважине.

Наиболее распространены следующие методы освоения скважин:

· промывка скважин - замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более лёгкой;

· продавка сжатым газом (воздухом) - вытеснение жидкости из колонны НКТ сжатым газом, нагнетаемым в затрубное пространство скважины;

· аэрация - насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью;

· поршневание - снижение уровня жидкости в скважине путём спуска и подъёма на стальном канате поршня в НКТ. Поршень имеет клапан, открывающийся вверх. При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъёме поршня клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

Сроки освоения скважин в зависимости от условий различны - от нескольких часов до нескольких месяцев. Когда нефтяной пласт обладает значительными запасами пластовой энергии, фонтанирование может начаться сразу после перфорации. Если пластовой энергии для подъёма жидкости с забоя недостаточно, то используют методы вызова притока для снижения противодавления на пласт.

2.2 Способы эксплуатации скважин

На месторождениях НГДУ "Сургутнефть" для подъема жидкости из продуктивных пластов используются механизированные способы. Из механизированных способов наиболее широко распространен насосный. Большее предпочтение из насосных способов отдается установкам ЭЦН и ШГН.

Штанговый глубинный насос

Установка ШГНУ состоит из наземного оборудования: станка-качалки с приводом электродвигателя, блока управления, канатной подвески, полированного сальникового штока, тройника и подземного оборудования: колонны НКТ, штангового насоса, штанговой колонны.

Штанговый глубинный насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод плунжера осуществляется с поверхности через колонну штанг. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передаётся от электродвигателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки. При движении плунжера верх под ним создаётся зона разряжения, нижний (высасывающий) клапан под давлением жидкости открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса; верхний (нагнетательный) клапан при этом закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнивший НКТ. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером, затем в НКТ.

Таким образом, при каждом ходе плунжера в цилиндр поступает определённое количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины. Подача насосной установки Q определяется площадью поперечного сечения плунжера F, длиной хода S и числом качаний в минуту n, т.е.

,

где - относительная плотность жидкости, - число минут в сутки.

Станок-качалка состоит из следующих основных узлов: рама со стойкой, балансир с поворотной головкой, редуктор с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы, траверса с двумя шатунами, подредукторная подставка, двух колодчатый тормоз, шкив клиноременной передачи, поворотные салазки электродвигателя и подвеска устьевого штока.

Станки- качалки комплектуются асинхронным электродвигателем с влагоморозостойкой изоляцией, блоком управления, обеспечивающим индивидуальный самозапуск или программную работу с индивидуальным самозапуском. Изменение длины хода точки подвеса штанг (устьевого штока) достигается изменением радиуса кривошипа. Для этого на кривошипах имеются дополнительные отверстия для крепления шатунов. Переставляя нижние концы шатунов из одних отверстий в другие, получают различный рабочий радиус кривошипа и различную длину хода устьевого штока.

Число качаний балансира станка-качалки соответствует частоте вращения кривошипного вала и изменяется сменой шкива на валу электродвигателя. Для этих целей предусматривается наличие набора стандартных быстросменных шкивов. Для подвески НКТ, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для отбора газа из затрубного пространства на устье устанавливается специальное оборудование. Конструкция устьевого оборудования насосных скважин состоит из шайбы, имеющей по центру внутреннюю цилиндрическую резьбу и отверстие для отбора газа, патрубка и муфты. Шайба навинчивается на патрубок, который имеет на концах резьбу под НКТ. На верхний конец патрубка навинчивается муфта, а к нижнему подвешивается НКТ. В собранном виде шайба, патрубок и муфта носят название планшайбы, которая устанавливается на фланец эксплуатационной колонны (колонную головку). В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти. Выше тройника для его герметизации и пропуска сальникового штока устанавливают сальник, набивку которого уплотняют сверху крышкой.

Рисунок 1. Схема штанговой глубинной насосной установки:

1 - эксплуатационная колонна; 2 -- всасывающий клапан; 3 -- цилиндр насоса; 4 -- плунжер; 5 -- нагнетательный клапан; 6 насосно-компрессорные трубы; 7 -- насосные штанги; 8 -- крестовина; 9 -- устьевой патрубок; 10 -- обратный клапан для перепуска газа; 11 -- тройник; 12 -- устьевой сальник; 13 -- устьевой шток; 14 -- канатная подвеска; 15 -- головка балансира; 16 -- балансир; 17 -- стойка; 18 -- балансирный груз; 19 -- шатун; 20 -кривошипный груз; 21 -- кривошип; 22 -- редуктор; 23 -- ведомый шкив; 24 -- клиноременная передача; 25 -- электродвигатель на поворотной салазке; 26 -- ведущий шкив; 27 -- рама; 28 -- блок управления.

Электроцентробежный насос

Для приведения в действие бесштанговых насосов используют электрические или гидравлические двигатели, располагаемые в скважине в непосредственной близости от них. Широко используются установки, в которых погруженный в пластовую жидкость электродвигатель приводит в действие многоступенчатый центробежный или винтовой насос.

Установка погружного центробежного электронасоса (ЭЦН) (рисунок 2) состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвигатель, протектор и многоступенчатый насос, спущенный в скважину на колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродвигатель соединен кабелем со станцией управления и автотрансформатором, расположенными на поверхности у устья скважины. Часть неиспользованного кабеля наматывают на барабан, установленный у устья скважины.

Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплутационную колонну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход поступает в насос, из которого по подъемным трубам поднимается на поверхность и через устьевую арматуру отводится в промысловую сеть.

На выходе насоса устанавливают обратный клапан для предотвращения обратного течения жидкости в подъемных трубах при остановке двигателя и спускной клапан для слива жидкости из труб перед подъемом их из скважины.



Рисунок 2. Схема установки погружного электро-центробежного насоса: 1 - электродвигатель с гидрозащитой, 2 - насос, 3 - кабельная линия, 4 - колонна насосно-компрессорных труб, 5 - пояса, 6-оборудование устья скважины, 7 - станция управления, 8 - трансформатор.

2.3 Мероприятия, осуществляемые на промысле по увеличению МРП

МРП (межремонтный период) - средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.

Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:

МРП = Т Ч Ф Ч Кэкспл/N,

где Т - календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);

Ф - среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;

Кэкспл - коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;

N - число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.

Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением:

· повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов);

· ремонтов, связанных со спуском оборудования в новые скважины;

· геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;

· ремонтов по внедрению новой техники;

· ревизий устьевых арматур.

Для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.

Настоящая методика определения межремонтного периода введена с 1 января 1998 года.

Для увеличения МРП на Восточно-Сургутском месторождении необходимо:

· Проводить мероприятия по депарафинизации скважин.

· Производить ревизия НКТ.

· Использовать качественные жидкости для глушения: солевые растворы - водные растворы MqCI, CaCI ,MqCI .

· Начать внедрение противополетных устройств, служащих для глушения вибраций УЭЦН.

· Качественное соединение отдельных узлов установки.

· При выборе глубины учитывать интенсивность набора кривизны. Она не должна превышать 3 мин. на 10 метров.

· Проводить анализ причин преждевременных отказов и повторных ремонтов скважин.

· Проводить качественно СПО.

· Улучшить качество работ при монтаже и демонтаже УЭЦН.

· Вести замену НКТ согласно графика.

· Производить поузловое испытание отремонтированного оборудования со снятием рабочих характеристик и вносить их в выдаваемый на скважину эксплуатационный паспорт.

· Ежемесячно проводить анализ причин неэффективных ремонтов и аварий.

· Разрабатывать мероприятия по их устранению.

· Контролировать выполнение запланированных мероприятий.

· При обнаружении каких либо отклонений на подземном оборудовании брать пробу на химический анализ и передать ее в технологическую группу ЦИТС.

· Все обнаружения нарушений и недостатки заносить в "акт сдачи скважины из ПРС, КРС" в графу "замечания при монтаже и демонтаже УЭЦН".

С целью предупреждения полетов УЭЦН на забой скважины следует производить замену корпусов сбивных и обратных клапанов, переводников и пяти нижних НКТ-2,5, отработавших год и более к моменту последующего ремонта скважин, на новые.

Исключить допускной патрубок на УЭЦН из подвески.

В скважинах, в которых произошли полеты с УЭЦН в числе мероприятий предусмотреть снятие монограмм по эксплуатационной колонне с помощью гироскопа.

При снижении подачи установки на 20% и более от первоначальной, организовать выяснения причин, дополнительные исследования для определения необходимости подъема УЭЦН, данные по этим скважинам необходимо предоставить в технологическую группу ЦИТС.

По скважинам с УЭЦН, отработавших 600 суток и более, организовать дополнительные исследования с анализом результатов на предмет подъема установки или продолжения ее дальнейшей эксплуатации.

Для предотвращения повреждения кабеля при трении его об угол обсадной колонны при СПО, устанавливают пьедестал.

2.4 Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин и методы их устранения

Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя погружных электродвигателей (ПЭД) по причинам разгерметизации и перегрева, износ рабочих органов насоса или их засорение механическими примесями, отложениями солей. Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН.

Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой отдельных частей или в целом установок ЭЦН. Основной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе, причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации.

Основными факторами, приводящими к росту вибрации при работе, являются: кривизна ствола скважины в месте работы установки, несоблюдение технологии спуско-подъемных операций при ПРС, износ рабочих органов насосов из-за механических примесей, несоответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин.

Предложения по улучшению работы фонда УЭЦН:

1. Производить стопроцентный подбор УЭЦН с помощью ПС "Автотехнолог". Контроль за соблюдением технологической дисциплины.

2. Продолжить внедрение хвостовиков для УЭЦН из НКТ 2".

3. На скважинах часторемонтируемого фонда, с отказами по причине износа рабочих органов, применять УЭЦН в износостойком с внедрением ТМС.

4. Сократить обработку УЭЦН в скважинах, подверженных солеотложению, раствором соляной кислоты за счет внедрения технологии закачки ингибитора и глубинных контейнеров Трил-СВ против солеотложений.

5. Увеличить внедрение УЭЦН с рабочими органами из композитных материалов на скважинах, подверженных солеотложению.

6. Продолжить внедрение станций управления с частотным преобразователем на скважинах УЭЦН осложненного фонда.

7. Провести опытно-промышленные работы по внедрению УЭЦН габарита 3 для использования в скважинах с промежуточными колоннами.

8. Продолжить внедрение УЭЦН с вентильным приводом и системой телеметрии для оптимизации режимов периодических скважин и их сокращению.

9. Продолжить внедрение УЭЦН с вентильным приводом на скважинах с потенциальным приростом добычи (ввод из бурения, ЗБС).

Основными причинами отказов ШГН являются обрывы штанговых колонн и выход из строя клапанных узлов насоса.

В настоящее время в НГДУ опробовано или имеет промышленное применение различное дополнительное оборудование, позволяющее многократно повысить эффективность работы ШГН. Квалифицированный подбор компонентов установки ШГН позволяет снизить вероятность неэффективных ремонтов и увеличить наработку на отказ.

Вместо механического динамографа применяются современные электронные приборы, позволяющие достаточно быстро и качественно определить работоспособность подземного оборудования. Применение данных методов диагностики позволяет значительно снижать непроизводительные затраты при проведении подземных ремонтов.

Общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации является асфальтосмолопарафиноотложения (АСПО), что приводит к осложнениям при работе скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.

Предложения по улучшению работы фонда ШГН:

1. Сократить количество ШГН, работающих, с коэффициентом подачи менее 0,6.

2. Замена подвесок штанг на часторемонтируемом фонде ШГН на новые, спуск штанг с наплавленными скребками-центраторами 100%.

3. Замена подвесок НКТ на скважинах, где произведено 4 спуско-подъёма или проведено 5 горячих обработок АДП.

4. Оборудование УШГН газопесочными якорями - 100%.

5. Применение центраторов колонны штанг в интервалах набора кривизны >10°/10 м.

6. Периодическое проведение на скважинах операций по депарафинизации с использованием газового конденсата для растворения тяжелых АСПО.

7. На скважинах часторемонтируемого фонда по причине обрыва штанг применять подвески, усиленные штангами 25 мм (тяжелый низ).

8. С целью вывода скважин из периодического фонда продолжить работы по заглублению УШГН с длиной плунжера 1500 мм на глубину 1800 - 1900 м.

2.5 Технико-экономические показатели по способам эксплуатации скважин и нефтепромысла в целом

Физико-химические свойства флюидов, проектные показатели разработки месторождения, результаты испытаний скважин и т.п. определяют эффективную эксплуатацию при вводе скважин Федоровского месторождения из бурения насосными способами. Базовыми способами эксплуатации скважин с дебитом до 25 м³/сут рекомендуется УШГН, с большим дебитом УЭЦН. Не рекомендуется применять штанговые насосы диаметром более 44 мм, а УЭЦН производительностью менее 30 м3/сут. На скважинах с дебитом в диапазоне 16-25 м³/сут рациональным является спуск винтовых насосных установок УЭВН-16-1200, УЭВН-25-1500 с производства завода "Ливгидромаш".

В соответствии с проектными показателями на месторождении УШГН будет эксплуатироваться 80% скважин, а УЭЦН - 20%.

Разведочным бурением выявлено, что скважинами могут быть вскрыты как чисто нефтяные зоны пласта, так и водоплавающие, где водонасыщенные толщи отделяются от нефтенасыщенных непроницаемыми глинистыми пропласткамиразличной толщины.

В чисто нефтяных зонах месторождения рекомендуется эксплуатировать скважины на максимальных депрессиях. На стадии опытно промышленных работ глубина спуска электроцентробежных насосов рекомендуется не менее 1800 м, что позволит достичь забойное давление 12.0-12.5 МПа. Глубина спуска штанговых насосов диаметром 44 и 38 мм не менее 1400 м, 32 и 28 мм насосов не менее 1500 м. При этом будет обеспечиваться забойное давление на уровне 15.0-16.0 МПа. За период опытно промышленных работ следует отработать технологию эксплуатации УШГН на глубинах 1600 м, а УЭЦН до 1900-2000 м. Для больших глубин спуска штанговых насосов потребуется применение трехступенчатой штанговой колонны из штанг диаметром 19, 22, 25 мм или штанги с приведенными напряжениями у =110 МПа.

В водоплавающих зонах месторождения геологической службой ЦДНГ индивидуально по каждой скважине назначается забойное давление и по графикам определяется глубина спуска насосов и режим откачки в зависимости от ее геолого-технических характеристик и на основании опыта эксплуатации подобных залежей. С целью уменьшения вероятности, прорыва ниже подстилающей воды в начальный период эксплуатации депрессия на пласт не должна превышать 1.5-2.0 МПа на один метр глинистой перемычки. Далее опытом эксплуатации и исследованиями каждой конкретной скважины достигаются по ним оптимальные депрессии на пласт.

В таблице 1 приведены рекомендуемые максимальные глубины спусков насосов при различной компоновке штанговой колонны, которые были рассчитаны с учетом изгибающих напряжений, действующих на штанговую колонну при работе в наклонно-направленных скважинах.

Таблица 1. Рекомендуемые максимальные глубины спусков штанговых насосов.

2-х ступенчатая колонна упр=90 МПа	2-х ступенчатая колонна упр= 110 МПа
44	1350	44	1600
38	1450	38	1750
32	1600	32	1950
28	1700	28	2150
3-х ступенчатая колонна упр=90 МПа	3-х ступенчатая колонна упр=110 МПа
44	1500	44	1850
38	1700	38	2100
32	1850	32	2300
29	2000	29	2600

При работе штангового насоса на больших глубинах могут потребоваться станки-качалки грузоподъемностью 12 тонн, поэтому по каждой скважине следует проводить, расчет грузоподъемности станка-качалки.

В низкопродуктивных скважинах в интервале от забоя до приема насоса происходит накопление столба воды, что создает дополнительное противодавление на пласт и уменьшает приток жидкости из пласта. Для выноса воды с забоя скважины рекомендуется устанавливать насос с длинным хвостовиком, спущенным до верхних отверстий перфорации, из НКТ диаметром 48 или 60 мм. Применение хвостовика позволяет снизить забойное давление на 0.2-0.3 МПа на каждые 100 м его спуска.

Согласно техническим условиям эксплуатации УШГН в насос не должно поступать газа более 10-15%. Для уменьшения негативного влияния газа на его подачу и поддержания коэффициента подачи на уровне 0,6-0,8 необходимо поддерживать указанную в таблице 2высоту газожидкостной смеси над приемом насоса. Обязательным является компоновка приема штангового насоса газозащитными средствами (сепараторы, якори).

Рекомендуется на стадии ввода месторождения в разработку провести комплекс работ по отработке технологии контроля и регулирования режимов скважин:

- уточнить скорость распространения звуковой волны в затрубном пространстве насосных скважин;

- определить в зависимости от режима работы скважины плотность газонефтяной смеси в затрубе.

По рассчитанной плотности определяется давление на приеме насоса с целью корректировки режима работы УШГН (длина хода, число качаний) и поддержания оптимального давления на приеме.

Для поддержания производительности ШГН при износе плунжерной и клапанной пар рекомендуется, чтобы установка спускалась с резервом по производительности, который по мере износа используется.

Из-за отставания хода плунжера от хода полированного штока в наклонно-направленных скважинах при ходе вверх в колонне штанг возникают ударные нагрузки. При конструировании колонны штанг необходимо это учитывать. Применение утяжеленного низа колонны из штанг диаметром 25 мм в количестве 5-7 штук позволит снизить отрицательное влияние данного фактора.

Согласно техническим условиям эксплуатации УЭЦН газосодержание на его приеме не должно превышать 25%. Превышение указанного газосодержанияприводит к интенсивной вибрации насосной установки, что может послужить причиной аварии "полет".

Для снижения аварий по расчленению УЭЦН предлагается применять устройства, снижающие вибрацию установки, а также препятствующие расчленению и падению на забой скважины их модулей и агрегатов (диспергаторы, страховочные муфты модулей насоса). Необходимо испытать УЭЦН с нижним якорем, который снижает нагрузку на колонну НКТ и исключает падение агрегата на забой скважины при расчленении установки. Следует применять насосные модули с промежуточными подшипниками вала.

Для обеспечения надежной эксплуатации оборудования УЭЦН и сокращения количества механических повреждений кабеля при спуско- подъемных операциях, необходимо при строительстве наклонно-направленных скважин обеспечить следующие нормативы. Максимальная искривленность интервала транспортировки насоса 2° на 10 м, прямолинейных участков на глубине установки УЭЦН (1600-1630, 1800-1830 м) - 30' на 100м ("Технологический регламент на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на месторождениях ОAO "Сургутнефтегаз"). Для сохранения производительности штангового насоса угол наклона ствола в месте установки насоса не должен превышать 20°.

Практикой эксплуатации установлено, что к низкодебитным скважинам относятся те, которые имеют дебит 3-5мі/сут независимо от подъема жидкости. Скважины с дебитом более 100 мі/сут независимо от подъема жидкости относятся к высокодебитными. Остальные скважины, не попадающие в эти категории, относятся к среднедебитным. По высоте подъема жидкости все скважины условно делятся на: неглубокие - до 500 м, средней глубины - от 500 до 1500 м и глубокие - более 1500 м.

Приведенная выше классификация скважин позволяет ориентировочно выбрать способ эксплуатации на основе выводов, полученных в результате длительной практики механизированной добычи нефти.

К основным технико-экономическим показателям относятся:

1) валовая продукция;

2) товарная продукция;

3) объем реализации;

4) сдача нефти;

5) нетоварный расход нефти;

6) закачка воды в пласт;

7) прием скважин из бурения;

8) ввод нефтяных скважин;

9) ввод нагнетательных скважин;

10) эксплуатационный фонд нефтяных скважин;

11) скважинно-месяцы, числившиеся;

12) скважинно-месяцы, отработанные;

13) коэффициент эксплуатации;

14) коэффициент использования;

15) средний дебит на скважинно-месяц, отработанный;

16) объем строительно-монтажных работ.

2.6 Виды нормативно-технической и отчетной документации при эксплуатации скважин

При подведении итогов работ за определенный период составляется документация. Для удобства отчеты создаются в виде таблиц. Одна из них представлена ниже (таблица 2).

Таблица 2. Отчетная документация при эксплуатации скважин.

Добыча нефти всего, в том числе по способам, тыс.т.:	3704,424
фонтан	0,091
ЭЦН	2746,332
ШГН	958,001
Прием скважин	2
Ввод нефтяных скважин	4
ЭЦН	4
ШГН
Перевод скважин на мех.добычу	1
ЭЦН	1
Ввод из консервации пр. лет, в т.ч. по способам	0
ЭЦН
Ввод из контр.пьез. фонда, в т.ч. по способам	11
ЭЦН	5
ШГН	6
Ввод из ликвидации, в т.ч. по способам	11
ЭЦН	5
Ввод из пр.категорий (ППД), в т.ч. по способам	6
Продолжение таблицы № 2
ЭЦН	6
Оптимизация режимов работы скв., в т.ч. по способам	50
ЭЦН	27
ШГН	23
Ввод нагнетательных скважин	8
Смена способа эксплуатации:	55
с ЭЦН на ШГН	9
с ШГН на ЭЦН	45
с ЭЦН на фонтан	1
Коэффициент эксплуатации, в т.ч. по способам	0,982
фонтан	0,818
ЭЦН	0,984

Нормативные документы, регулирующие вопросы безопасности:

· технический регламент о требованиях пожарной безопасности;

· технические регламенты;

· национальные стандарты Российской Федерации (ГОСТ Р, ГОСТ);

· своды правил (СП);

· нормы пожарной безопасности (НПБ, изменения к НПБ);

· правила пожарной безопасности в Российской Федерации (ППБ, ВППБ, ПБ, ППБО, ПБЛП, ВНЭ, РД);

· строительные нормы и правила (СНиП), ведомственные строительные нормы (ВСН), территориальные строительные нормы (ТСН), инструкции, пособия (МДС);

· руководящие документы (РД), рекомендации (Р), правила (ПР), перечни (П), нормы проектирования (ВНП, СН, СП), стандарты Ассоциаций (СТА), стандарты СЭВ (СТ СЭВ), отраслевые стандарты (ОСТ), международные стандарты (ИСО);

· правила устройства электроустановок (ПУЭ);

· нормативные правовые акты.



3. Исследование скважин пластов

3.1 Должностная инструкция оператора по исследованию скважин

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТ

1.1. Замер при помощи глубинных лебёдок глубины скважины, уровня водораздела, шаблонирование скважин с отбивкой забоя, замер дебита скважин дебитомером.

1.2. Участие в проведении динамометрирования скважин, исследовании скважин глубинными приборами.

1.3. Профилактический осмотр исследовательских приборов и глубинных лебёдок.

1.4. Проведение подготовительно-заключительных операций.

1.5. Выполнение работ по приемке и сдаче смены, уборке рабочего места, приспособлений, инструмента, а так же содержанию их в надлежащем состоянии, чистке оборудования, ведению установленной технической документации.

2. ДОЛЖЕН ЗНАТЬ

Характеристику разрабатываемого месторождения.

2.1. Способы эксплуатации скважин и методы их исследования

2.2. Назначение, устройство и правила эксплуатации устьевого оборудования скважин, лебёдок, динамографов, дистанционных регистрирующих приборов.

2.3. Правила подключения измерительных приборов к силовой и осветительной сети.

2.4. Правила внутреннего трудового распорядка.

2.5. Правила по охране труда, производственной санитарии и противопожарной безопасности; правила пользования средствами индивидуальной защиты; требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг), к рациональной организации труда на рабочем месте; сортамент и маркировку применяемых материалов, нормы расхода горюче- смазочных (или иных, при наличии) материалов; правила перемещения и складирования грузов; виды брака и способы его предупреждения и устранения; производственную сигнализацию.

3. ПРИМЕРЫ РАБОТ

Подготовка устья скважины к исследованию.

3.1. Монтаж-демонтаж устьевого оборудования для проведения исследований глубинными приборами.

3.2. Спуск шаблона в скважину.

3.3. Отбивка шаблоном забоя скважины.

3.4. Регистрация измерений в журнале промысловых исследований.

3.5. Выполнение работ, предусмотренных тарифно-квалификационными характеристиками рабочих более низкой квалификации, а также руководство рабочими более низких разрядов этой же профессии.

3.2 Виды исследования

3.2.1 Промысловые и гидродинамические исследования скважин

Современная научная технология разработки нефтяных и газовых месторождений базируется на всестороннем и детальном изучении свойств продуктивных пластов и содержащихся в них жидкостей и газов, а также изучении сложных процессов, происходящих в пластах при их эксплуатации.

Исследование месторождений начинается с момента их открытия и продолжается до полной выработки извлекаемых запасов нефти и газа. Получаемая информация используется для проектирования, контроля и регулирования систем разработки месторождений, что обеспечивает необходимые темпы и степень выработки запасов при минимальных затратах.

Одним из важнейших источников информации являются гидродинамические (промысловые) исследования пластов и скважин. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений связано с применяемыми на промыслах мероприятиями по интенсификации добычи нефти. Промысловые исследования скважин и пластов поэтому приобретают все более важное значение как инструмент для оценки эффективности применяемых мероприятий.

В процессе эксплуатации пластов и скважин исследования ведутся, главным образом, гидродинамическими методами, при этом уточняются характеристики пластов и эффективность мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта в скважинах.

Одним из важных направлений в деятельности нефтегазодобывающего предприятия является производство работ по повышению или восстановлению производительности скважин, таких как:

· увеличение перфорированной эффективной мощности;

· увеличение проницаемости пласта (ГРП, обработки ПЗП различными способами);

· увеличение пластового давления;

· снижение забойного давления;

· снижение вязкости пластовой жидкости;

· увеличение приведенного радиуса скважины (чем выше степень вскрытия пласта, тем полнее связь скважин с пластом во вскрытом интервале).

Однако выбираемый способ должен отвечать следующим требованиям:

· не нарушать условия рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр;

· по сравнению с другими способами, позволяющими получить тот же технологический эффект (прирост дебита), он должен быть самым экономичным.

Все применяемые в промысловой практике методы гидродинамических исследований делятся на две группы: метод установившихся отборов и метод восстановления давления.

Метод установившихся отборов применяется в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Он наиболее эффективен в скважинах, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН. Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений связи между дебитом и забойным давлением (НДИН). Оптимальный процесс исследования - на трех режимах, при измерении затрубного давления с интервалом в 1 сутки.

Начальный режим- это существующий режим на данный период, проводятся замеры дебита, НДИН, РБУФ, РЗАТ, РЛИН, отбирается проба на процентное содержание воды, при необходимости замеряется газовый фактор (ГФ). Каждый последующий режим должен отличаться от предыдущего на 10-20%

На базе этих измерений строится индикаторная кривая (зависимость между дебитом скважины и забойным давлением) для определения коэффициента продуктивности скважины и текущего пластового давления. Полученные данные используются при расчетах коэффициента проницаемости и других гидродинамических характеристик пласта.

В нагнетательных скважинах при исследовании фиксируются давление и приемистость, при этом каждое последующее значение давления должно быть больше предыдущего.