Расчет ведется в следующей последовательности:

1. Выбирается массив скважин, в которых установки работают в интервале подвески с изгибом, при этом их наработки не менее принятой предприятием величины.

2. По формуле (4) определяют значение m для каждой установки.

3. Далее определяют среднее значение коэффициента деформации вала насоса в зависимости от его диаметра (17, 20, 22, 25мм).

Эти значения принимаются как минимальные допустимые коэффициенты деформации вала насоса m Рекомендуемые значения m находятся в интервале 0 0,002.

4. Возможность работы УЭЦН в интервале ствола обсадной колонны с изгибом следует определять из условия:

m m (5)

где m - расчетный коэффициент деформации.

По формулам (4) и (5) следует произвести проверочный расчет возможности размещения УЭЦН в интервале обсадной колонны с темпом набора кривизны с деформацией корпуса.

5. Эксплуатация УЭЦН в скважине в интервале подвески с изгибом допускается как исключение и решение о целесообразности такой эксплуатации должно приниматься руководством ЦДНГ по каждой скважине.

Высокая температура закачиваемых вод в совокупности с высоким газовым фактором может привести к перегреву ПЭД, вследствие снижения динамического уровня, и срыву подачи. Срыв подачи - одна из распространенных неисправностей ЭЦН в ЦДНГ-6, поэтому одной из основных обязанностей оператора является периодическое стравливание газа из затрубного пространства. Перепускной клапан установленной на устьевой арматуре способствует стравливанию газа в коллектор скважины, тем самым понижению затрубного давления (на устье скважины).В зимнее время на работу УЭЦН влияет низкая температура воздуха. Вследствие этого, в перепускном клапане устьевой арматуры выпадает конденсат из продукции скважины и при отрицательной температуре воздуха замерзает, клапан теряет способность стравливать газ из затрубного пространства в коллектор. В дальнейшем давление в затрубном пространстве начинает расти, сравнивается с линейным или превышает значение. При этом происходит оттеснение динамического уровня скважины, как следствие уменьшается давление на приеме насоса, происходит более интенсивное выделение газа из перекачиваемой жидкости и количество жидкости, прокачиваемое через насос, снижается. Динамический уровень находится на отметке ниже напорной характеристики насоса или на отметке превышающей глубину спуска насоса (на приеме насоса).

Невысокая надежность используемых УЭЦН связана также с присутствием мех примесей мелких фракций, не улавливаемых приемной сеткой и снижающих теплоемкость и теплопроводность откачиваемой продукции, отводящей тепло от двигателя, а также вызывающих повышенный абразивный износ.

Низкая температура в совокупности с невысокой минерализацией (1,01г/см3) является причиной замерзания выкидных линий скважин, АГЗУ. Устранение гидратных пробок связано с повышенным риском травматизма.

Отложения парафинов - наиболее распространенное осложнение при работе ЭЦН. Причем в условиях интенсификации откачки жидкости, низкой температуре окружающей среды приобретает все более тяжелый характер.

Данная проблема присуща необводнившимся скважинам.

Недельная неочиска НКТ необводнившихся скважин от парафина способна привести к значительному снижению подачи ЭЦН или к срыву подачи и последующей неисправности насоса и ПЭД. Поэтому такие скважины не реже чем раз в пять дней подвергают механической обработке при помощи скребков. За 2002 год произведено 6335 спуск/подъем скребка на скважинах ЭЦН. Зона парафинообразования обуславливает спуск скребков на глубину 600-900м.В том случае, если внутренняя поверхность НКТ сильно запарафинилась и спуск скребка затруднен, то ЭЦН останавливается.

Подъем осуществляется только при работающем ЭЦН.

Если спуск скребка невозможен, то вызывается бригада ПРС и проводится обработка горячей нефтью (ГНО). В этом случае в затрубное пространство закачивается горячая нефть, которая через стенки НКТ расплавляет парафиновые отложения, выносящиеся восходящим потоком нефти.

Еще одним видом осложнений в эксплуатации ЭЦН является интенсивное обводнение продукции многих скважин (например, скв. 7429 к. 147 обводнилась с 47 в ноябре 2000г. до 82 в декабре 2001г., при этом дебит по жидкости упал со 120 м 3 /сут до 71 м 3 /сут). В этом случае возросшие на насос нагрузки компенсировались снижением дебита. Компенсация также может быть достигнута сменой насоса. Однако во многих скважинах рост обводненности приводит к увеличению дебита, в связи с необходимостью выполнения производственного плана по добыче нефти. Так, в скв. 6298

к. 147 увеличение обводненности с 84 до 91 сопровождалось увеличением дебита со 123 м 3 /сут до 141 м 3 /сут, таким образом это привело к дополнительной добыче воды в количестве 24 м 3 /сут. Данное обстоятельство безусловно сказывается на сроке работы насоса, который , к слову, в цеху не превышает 2-3 лет. Необходимо также отметить, что в интервале обводненностей от 30 до 40 водонефтяная эмульсия обладает наибольшей вязкостью, поэтому увеличение дебита исчерпывается возможностями насоса.

Невысокая надежность используемых УЭЦН связана также с присутствием мех примесей мелких фракций, не улавливаемых приемной сеткой и снижающих теплоемкость и теплопроводность откачиваемой продукции, отводящей тепло от двигателя, а также вызывающих повышенный абразивный износ.

3.7 Анализ показателей и технологический режим работы УЭЦН

Поиск резерва повышения наработки до отказа и снижения энергозатрат на добычу нефти привел к необходимости изучения и анализу существующих паспортных характеристик и показателей работы УЭЦН в границах рабочих областей подач. При этом, на практике наблюдается не совпадение рекламируемых заводами-изготовителями широких возможностей по паспортным характеристикам УЭЦН с фактическими данными. Особенно это не совпадение заметно при работе УЭЦН в левой половине рабочих областей.

Для решения этой задачи были выбраны следующие оценочные критерии:

- средняя наработка до отказа (Тср) по интервалам подач, сут.;

- границы рабочих областей подач паспортным характеристикам УЭЦН при КПД=(0,8-0,9) КПД max(энергетические границы). Значения КПД, как критерий, характеризует гидродинамическое совершенство УЭЦН и энергетические затраты на перекачку жидкости;

- границы фактических подач ЭЦН, определяемых по максимальным наработкам до отказа по интервалам подач.

К рассмотрению были взяты наиболее используемые в ТПП ЭЦН, имеющие достаточно большую информацию об их работе за 1999-2003 годы.

Разбивка информации велась по интервалам подач до 1 м 3 /сут, на которые приходилось от 8 и более отказов при подсчете Тср по интервалам. Такой объем данных на один интервал соответствует высокому коэффициенту доверительности =0,85-0,9. На основании созданных выборок из банка данных по отказам ЭЦН и использования паспортных характеристик ЭЦН бели построены наработки зависимости средней до отказа по интервалам фактических подач.

Из графиков видно следующее:

- все типоразмеры имеют одинаковые тенденции роста средних наработок по интервалам подач от левой к правой границам рабочих областей;

- наименьшую наработку до отказа имеют все типоразмеры ЭЦН у левой и за левой границей рабочих областей;

- наиболее точно отражает надежность работы ЭЦН границы характеристики по максимальным значениям наработки, которые хорошо согласуются с границами характеристики по максимальному КПД. Оценивая эти характеристики с точки зрения наличия в рабочей облати ЭЦН максимальных КПД и Тср были выбраны границы рекомендуемой рабочей области подач;

- у всех УЭЦН значения левых границ паспортных (заводских) характеристик значительно занижены;

- работа УЭЦН за левой рекомендуемой границей характеризуется низкими наработками на отказ и подачами.

3.8 Рекомендуемый режим работы

1. Результаты анализа показывают, что паспортные (заводские) границы рабочих областей подач не соответствуют реальным возможностям работы УЭЦН в скважинах ТПП. Значительно занижены значения левых границ относительно рекомендуемых.

2. Использование в качестве критериев максимально возможных КПД паспортной характеристики при максимально возможной наработке позволяет наиболее точно определить границы рабочих областей подач по типоразмерам УЭЦН применительно к местным условиям их эксплуатации.

3. По результатам анализа рекомендуется использовать следующие уточненные границы рабочих областей подач и Qн: ЭЦН5-25 (20-37), Qн =27; TD-280 (20-55), Qн =48; ЭЦН5-50 (38-83), Qн =64; ЭЦН5-80 (65-120), Qн =95; ЭЦН5-125 (105-164), Qн =130.

4. При подборе УЭЦН необходимо учитывать тот факт, что наиболее эффективно установки работают в правой половине рекомендуемых рабочих областей.

5. Запрещается эксплуатировать УЭЦН при его дебите ниже минимально-допустимого и выше максимальной производительности, или при давлении на приеме УЭЦН ниже 4 МПа (400м над УЭЦН при плотности жидкости 1,00).

3.9 Вывод скважин на режим после освоения

Освоение скважин, оборудованных УЭЦН, после ПРС, КРС является основной технологической операцией в процессе эксплуатации УЭЦН. От правильного выполнения этой операции зависит наработка на отказ подземного оборудования.

УЭЦН в период освоения скважин работают в осложненных условиях, т.к. в скважинах находится жидкость глушения с высоким удельным весом, поэтому, даже при откачке жидкости из скважины на величину напора, пласт не полностью включается в работу.

Запуск установки производится при наличии 2-х исправных манометров на фонтанной арматуре - на буферной и затрубной задвижках.

Таблица 7

	Рабочий ток К=1,1-1,5
	1,1	1,2	1,3	1,4
Продолжительность работы в минутах	60	40	30	10
Продолжительность остановки на охлаждение ПЭД	30	30	30	30

Этот метод применяется при невозможности заменить продавочную жидкость на воду или нефть в случаях, когда ток ЭД продолжительное время не устанавливается в пределах номинального.

Если при первом запуске установка не разворачивается, разрешается произвести перефазировку, если установка запустилась, отработать 3-5 минут, произвести смену вращения. В случае неразворота УЭЦН на обоих вращениях на куст выезжает комиссия ЦДНГ.

При отсутствии подачи следует остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на время, равное времени предыдущей работы, а затем запустить, изменив направление вращения, если и в этом случае подача отсутствует, производится опрессовка ЦА-320.

После появления подачи и определения правильности вращения УЭЦН начинается процесс освоения скважины. В процессе освоения предполагается, что приток жидкости из пласта минимальный, поэтому первоначально происходит откачка жидкости из затрубного пространства.

Через час для УЭЦН-25,30,50 после первоначального включения необходимо остановить для охлаждения ПЭД на 1,5 часа.

1. Особенности вывода на режим УЭЦН-25,30.

Перед выводом на режим в обязательном порядке производится смена объема скважин (на глубину подвески НКТ) на нефть. В случае отсутствия притока из пласта работа УЭЦН-25,30 не должна превышать 3 часов, затем необходимо остановить УЭЦН на время не менее 2-х часов.

2. Особенности вывода на режим УЭЦН-50.

После полуторачасовой остановки УЭЦН-50 запускается, и вслучае отсутствия притока жидкости из пласта (в затрубном пространстве отсутствует газ) его работа ограничивается 7 часами. После остановки УЭЦН-50 производится снятие КВУ. В случае, если приток из пласта 50 и более номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД, в дальнейшем УЭЦН-50 выводят на режим, останавливая его по минимально допустимому дебиту или по минимально допустимому давлению на приеме.

В случае, когда приток из пласта составляет менее 50 номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД, режим работы следующий: 3 часа работы, 2часа на охлаждение ПЭД и т.д., пока приток из пласта не достигнет 50 номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД. В случае работы УЭЦН-50 (в суммарном выражении) 14 часов и отсутствии притока, необходимо в обязательном порядке произвести смену объема на скважине на нефть.

3. По типоразмерам УЭЦН-80 и выше: после первоначального запуска остановка УЭЦН производится при минимально допустимом давлении на приеме или минимально допустимой подаче. После остановки УЭЦН производится снятие КВУ. В случае, когда приток из пласта составляет менее 50 номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД, режим работы аналогичен УЭЦН-50.



4. ГДИС

4.1 Гидродинамические, геохимические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов

Одним из основных источников информации о продуктивном пласте, его фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС), происходящих в нем процессах являются гидродинамические исследования скважин (ГДИС).

Весь комплекс работ, называемый гидродинамическими исследованиями скважин, можно разделить на следующие этапы.

1. Подготовительные работы на скважине и планирование промысловых исследований.

2. Проведение исследований скважин с использованием различных технологий.

3. Компьютерная интерпретация материалов исследований скважин:

- подготовка первичных данных к обработке;

- анализ кривых, диагностика и выбор интерпретационной модели;

4.2 Определение фильтрационных и геометрических параметров в соответствии с выбранной интерпретационной моделью

На первом этапе на скважине проводится ревизия системы замера дебита, исправности задвижек, герметичности арматуры, лубрикатора и сальниковой головки. Если исследуется добывающая скважина действующего фонда, то в ней необходимо провести работы по определению режима ее эксплуатации, заключающиеся в непрерывном измерении в течение 1-3 сут дебита, устьевых давлений и уровня жидкости в затрубном пространстве.

На основании анализа результатов проведенных работ по определению режима эксплуатации скважины и задач, которые необходимо решать с помощью данных исследований, выбираются метод исследований, технология проведения работ и измерительная техника. Метрологические характеристики глубинных измерительных приборов используемых для регистрации давления должны соответствовать поставленным задачам. Возможность длительного нахождения прибора в скважине и его высокая чувствительность особенно необходимы при исследованиях скважин вскрывающих низкопроницаемые коллекторы.

На втором этапе - этапе проведения исследований скважин разных категорий с использованием различных технологий возможно появление различных источников ошибок. Довольно часто возникающий источник ошибок наблюдается при исследованиях скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН). После остановки ЭЦН для регистрации кривой восстановления уровня в межтрубном пространстве с помощью эхолота или кривой восстановления забойного давления с помощью датчика давления, установленного под насосом, отмечается переток жидкости из трубного пространства в затрубное. Этот переток, обусловленный негерметичностью клапана насоса, может продолжаться от нескольких десятков минут до нескольких суток. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта может наблюдаться не только переток жидкости в затрубное пространство, но и отток ее в продуктивный пласт. Он будет происходить до выравнивания уровней в трубном и затрубном пространствах. Указанный процесс значительно искажает кривую восстановления уровня или давления. Учесть влияние перетока можно путем регистрации изменения давления над насосом с помощью глубинного манометра, спущенного в НКТ до начала исследований. Кроме того, на всем протяжении исследований необходимо регистрировать изменение устьевых давлений.

На третьем этапе - этапе компьютерной интерпретации материалов исследований скважин ошибки часто возникают в результате применения упрощенных методик обработки, не соответствующих происходящим в пласте и скважине процессам. Например, далеко не во всех компьютерных программах полностью учитывается история работы скважины до остановки. В некоторых программах кривые восстановления уровня обрабатываются, как кривые восстановления давления, например методом Хорнера. При этом не учитывается что на протяжении всего времени регистрации кривой восстановления уровня из пласта поступает жидкость.

4.3 Геофизические исследования

По данным геофизических исследований - основных в комплексе контроля за разработкой, изучают процесс вытеснения нефти в пласте, определяют эксплуатационные характеристики пласта и техническое состояние скважины.

При изучении процесса вытеснения нефти водой определяют положение водо-нефтяного контакта и скорость его перемещения, а также текущую нефтенасыщенность пласта.

Геофизические исследования (ГИС) в эксплуатационных и нагнетательных скважинах могут производиться как при нахождении их в режиме работы, так и при остановке на подземный или капитальный ремонт.

В зависимости от того, какие физические свойства изучаются в скважине, ГИС подразделяются на электрические, радиоактивные, акустические, магнитные, термические, геохимические и др. При этом в скважине изучаются следующие физические параметры: удельное электрическое сопротивление (или электрическая проводимость), диэлектрическая проницаемость, естественное электрическое поле, естественное и искусственно созданное гамма-излучение и плотность потока нейтронов, время пробега и амплитуда упругих колебаний, магнитная восприимчивость и напряженность магнитного поля, время бурения 1 м скважины, температура, газосодержание промывочной жидкости, диаметр скважины и т.д. В связи с необходимостью комплексного изучения разрезов скважин методами ГИС созданы современные многоканальные автоматические каротажные станции и различные комплексные скважинные приборы. В настоящее время на производстве работают автоматические каротажные лаборатории с фотозаписью типа АКС/Л-7 (непрерывная регистрация физических параметров в аналоговой форме в скважинах глубиной до 7 км), ЛКЦ-10 (регистрация параметров в аналоговой и цифровой форме в скважинах глубиной до 10 км), автоматические двухканальные каратажные станции типа АЭКС-1500 с регистрацией параметров на бумаге, автоматические газокаротажные станции АГКС-4 и АГКС-4АЦ с регистрацией параметров в аналоговой и цифровой форме.

Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

4.4 Определение источников обводнения продукции скважины

1. Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.

2. При выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах исследования включают измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термокондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, резистивиметром, импульсным генератором нейтронов. Комплекс исследований зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

3. Для выделения обводнившегося пласта или пропластков, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтронными методами (ИНМ) как в эксплуатируемых, так и в остановленных скважинах.

4. Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией, при минерализации воды в добываемой продукции более 100 г/л. По результатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации--подтягиванию подошвенной воды по прискважинной зоне коллектора или по заколонному пространству из-за негерметичности цементного кольца.

4.5 Контроль технического состояния добывающих скважин

1. Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.

2. Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

3. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

4. Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого-технических условиях обсаженных скважин получению достоверной информации будет способствовать использование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ [4].

5. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерирующих устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).

6. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

7. Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор САТ, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер. В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и насыщающей ее жидкости, дополнительно проводят исследования ИНМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

4.6 Характеристика применяемого оборудования и приборов для исследования скважин

МАНОМЕТР-ТЕРМОМЕТР ГЛУБИННЫЙ МТГ-25

Предназначен для регистрации давления и температуры при гидродинамических исследованиях бурящихся, эксплуатационных и нагнетательных скважин, в том числе по межтрубному пространству.

Имеет энергозависимую память.

Выполняет до пяти заданий последовательно по времени и по пороговому давлению.

Результаты могут быть представлены на компьютере в виде графиков, таблиц или записаны в текстовый файл.

Технические характеристики:

Диапазон рабочих температур, С от-20 до 100

Верхний предел измерения давления, Мпа 16, 25, 40, 60 или100

Пределы допускаемой приведенной погрешности по давлению при температуре окружающей среды от 15 до 85 С, % 0,15

при температуре окружающей среды от 5 до 15 С и от 85 до 100 С, % 0,25

Разрешающая способность по давлению: 0,00002 от верхнего предела измерения.

Диапазон измерения температуры, С от -20 до 120

Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении температуры, С

в диапазоне от 15 до 85, С 0,5

в диапазоне от 5 до 15, С и от 85 до 100, С 1

Разрешающая способность по температуре, С 0,005

Объем памяти, точек измерений 114544 или 507760

Интервал времени между измерениями, сек от 1 до 16640

Дискретность установки интервала, сек 1

Габаритные размеры, мм, не более: диаметр 25 или 28

длина 950

Масса 2,8 или 3,6



5. Способы воздействия на ПЗП

Призабойная зона скважин (ПЗС) является значимым интервалом в системе пласт - скважина. От её проводимости в значительной мере зависят дебиты скважин. Дебиты скважин могут быть небольшими из-за плохих естественных коллекторских характеристик продуктивных пластов и повышенной вязкости нефти. Кроме того, эта зона подвергается сильному воздействию буровым и цементным растворами при бурении скважин. В процессе эксплуатации дебиты со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, асфальто-смолистых веществ и неорганических солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны применяются различные методы воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.

5.1 Общие положения

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями.

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

1) в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

2) в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем составе обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗ исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

1) кислотные ванны;

2) промывку пеной или раствором ПАВ;

3) гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений );

4) циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

5) многоцикловую очистку с применением пенных систем;

6) воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

7) ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС),

8) воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

5.2 Кислотная обработка

При разработке продуктивных карбонатных коллекторов наиболее эффективным методом увеличения добычи нефти является проведение различного вида соляно-кислотных обработок скважин, сущность проведения которых заключается в увеличении проницаемости ПЗП.

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс.) или лимонную (2-3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

1) для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

2) для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5--3,0 % масс.).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 *С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 8.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5% масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10% масс азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии в соответствии с требованиями РД [91].



Таблица 8

Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Объем кислоты, м3 (из расчета15 %-ной концентрации на1 м вскрытой толщины пласта)
Количество обработок		Тип коллектора
	поровый
	малопроницаемый	высокопроницаемый	трещинный
Одна 0,4-0,6	0,6-1,0	0,6-0,8
Две и более 0,6-1,6	1,0-1,5	1,0-1,5

Примечание. 1 . Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С-- 2 ч, от 30 до 60 "С--от 1 до 1,5 ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от 15 до 40 °С.

Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработок под давлением.

Для кислотных обработок используют специальный насосный агрегат типа Азинмаш-ЗО. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

5.3 Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.

Различают два варианта ГПП -- точечная и щелевая. При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.

При осуществлении ГПП используют: перфораторы, НКТ, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковую катушку или превентор, а также жидкость-носитель и кварцевый песок.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом -- не более 2--3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

1) при диаметре насадки 6 мм --от 10 до 12 МПа;

2) при диаметре насадки 4,5 мм--от 18 до 20 МПа.
Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при обратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

5.4 Виброобработка

Виброобработку производят в скважинах с загрязненной ПЗП; в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки; перед химической обработкой; перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП.

Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гидравлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина определяется из расчета 2-3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.

5.5 Термообработка

Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют: при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева): при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществляют в зависимости от конкретных геолого-промысловых условий:

1) метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3--7 суток. Продолжительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

2) при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

3) при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 мПа * с. Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуатационной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2-3 суток.

5.6 Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ105Кприменяютвобсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 "С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 1 18 до 130 мм при температуре до 200 "С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС --до 100 °С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС -- 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях-- лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины.

Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, прризводят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

5.7 Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин определенной протяженности: от 10 до 30-50 м.

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 х 10 -3ммк2.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 4.При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина Ь не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.

С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982--94, свыше 2400 м --искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02--92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565--91 расклинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Сведения о составах, свойствах полимерных водных и углеводородных систем.

Таблица 9

Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта

K10-3, мкм2	100	10	1	0,5	0,1	0,05
L, м	40-65	50-90	100-190	135-250	250-415	320-500

В методах контроля и регулирования свойств, технологии их приготовления и применения, расчетные материалы для ведения процесса гидроразрыва приведены в руководстве для проведения процесса ГГРП [10].

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

2) вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

3) обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;

4) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6) легко удаляться из пласта после проведения процесса;

7) обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрацию песка (проппанта) в суспензии.

В общем виде технология применения жидкости для проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700, 1БМ-700С), емкости. Схемы размещения и обвязки технологического оборудования для производства ГГРП приведены в [10].

После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, расклинивающий агент, производят расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера. Перед началом процесса делается контроль технологических свойств жидкостей.

Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы спрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности:

Рабочее давление, МПа......................... <20 20-56 56-65 >65

Коэффициент запаса прочности ........................ 1,5 1,4 1,3 1,25

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

5.8 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

Работы по выравниванию профиля приемистости (расхода вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.

Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов в соответствии с работами, приведенными в разделе 2.

Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработки с применением временно изолирующих материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).

Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта.

В случае необходимости осуществляют работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков).

Технологическую эффективность работ по выравниванию профилей приемистости определяют в соответствии с РД [II].

5.9 Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта

На нагнетательном трубопроводе у устья скважины устанавливают обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре -- манометр.

Запорные устройства, обратные клапаны и расходомер должны быть только заводского изготовления и по техническим характеристикам соответствовать рабочим параметрам.

После обвязки передвижной насосной установки и устья скважины производят гидроиспытание нагнетательного трубопровода на полуторакратное давление от ожидаемого максимального. Результаты гидроиспытания оформляют актом.

Все емкости для кислоты и щелочи устанавливают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

Запрещается производить закачку кислоты в темное время суток и при скорости ветра более 12 м/с.

Перед разборкой трубопровода давление в обвязке должно быть снижено до атмосферного.

При кислотной обработке работники бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотой.

На паропроводе от ППУ должен быть установлен предохранительный клапан, отвод от которого следует вывести под пол установки.

Ремонтные работы в скважине, находившейся под тепловым воздействием, разрешаются только после остывания поверхности поднимаемого оборудования до температуры 45 °С и снижения давления в скважине до атмосферного.



6. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

Цех капитального и подземного ремонта скважин, в системе добычи нефти, относится к вспомогательному производству, которое занимается производственно-техническим обслуживанием основной деятельности, с целью обеспечения бесперебойного выпуска конечной продукции - нефти.

Капитальный ремонт скважин проводят с целью поддержания в исправности и повышения производительности действующего фонда скважин, ввода в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.

Подземный ремонт нефтяных скважин подразделяют на текущий и капитальный. К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 10.

Таблица10

Виды капитальных ремонтов скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин
1	2
КР1 Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1	Отключение отдельных обводненных интервалов пласта
КР1-2	Отключение отдельных пластов
КР1-3	Исправление негерметичности цементного кольца
КР1-4	Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором
КР2	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1	Устранение негерметичности тампонированием
КР2-2	Устранение негерметичности установкой пластыря
КР2-3	Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра
КРЗ	Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КРЗ-1	Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации
КРЗ-2	Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной
КРЗ-З	Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов
КРЗ-4	Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин
КРЗ-5	Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин
КР4	Переход на другие горизонты и приобщение пластов
КР4-1	Переход на другие горизонты
КР4-2	Приобщение пластов
KP5	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей
КР6	Комплекс подземных работ, связанных с бурением
КР6-1	Зарезка новых стволов скважин
КР6-2	Бурение цементного стакана
КР6-3	Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе
КР6-4	Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин.
КР7	Обработка призабойной зоны

отчет по практике "Разработка Южно-Ягунского месторождения" скачать

Подобные документы

• Разработка Южно-Сургутского месторождения

  Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.
  
  отчет по практике [137,2 K], добавлен 06.11.2012
  

• Реконструкция Южно-Ягунского месторождения

  Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015
  

• Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

  Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин. Устьевое и подземное оборудование. Подсчет балансовых запасов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 01.03.2016
  

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

  История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013
  

• Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

  Оценка технологического риска. Зоны риска и его степени. Структура технологических процессов при бурении скважины № 256 Южно-Ягунского месторождения. Анализ возможных аварий и зон осложнений по геологическому разрезу. Перечень продуктивных пластов.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 05.02.2016
  

• Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море

  Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.
  
  курсовая работа [943,0 K], добавлен 25.01.2014
  

• Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение

  Географическое расположение и история освоения месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов. Анализ показателей разработки и фонда Талаканского месторождения, размещение скважин.
  
  отчет по практике [1,1 M], добавлен 21.09.2015
  

• Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

  Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
  
  курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
  

• Анализ разработки Локосовского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012
  

Другие документы, подобные "Разработка Южно-Ягунского месторождения"

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