ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ


Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. 

В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:
1)      напором краевых вод;
2)      напором газа, сжатого в газовой шапке;
3)      энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;
4)      упругостью сжатых пород;
5)      гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи:
  • водонапорный, 
  • режим газовой шапки (газонапорный), 
  • растворенного газа, 
  • упругий или упруговодонапорный, 
  • гравитационный и смешанный.


Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтя­ных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. 

Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ


По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95 - 98%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.
           
     Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа.

Различают следующие виды пластовых вод:
-        подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);
-        краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);
-        промежуточные (между пропластками);
-        остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Промысловая подготовка нефти


Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. 

  • Во-первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. 
  • Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды и пониженных точках трассы. 
  • В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.


Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ


Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (СnН2n+2), нафтенового (CnH2n) и в меньшем количестве ароматического (CnH2n-6) рядов. По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 - газы; от С5Н12 до С16Н34 - жидкости и от С17Н34 до С35Н72 и выше - твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. 

При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н126Н14) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата.

Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.


СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ


ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ.
Понятие и виды геологических границ.

 Выявление внутреннего строения залежи по данным измерений, наблюдений и определений представляет собой задачу построения модели структуры залежи. Важный этап в решении этой задачи - проведение геологических границ.

Геологические границы различаются по процедуре выделения. По геологической природе они могут быть литологическими, геофизическими, биостратиграфическими и т. п., т. е. по геологической природе может быть выделено столько границ, сколько свойств изучается в соответствии с заданным списком. Кроме того, границы различаются по мерности: двумерные (поверхность в объеме залежи), одномерные (линии на картах, схемах и геологических разрезах) и нуль-мерные (точки на разрезах скважин).

По процедуре выделения различают границы резкостные, дизъюнктивные, условные и произвольные.

  • К резкостным границам относятся естественные геологические границы, которые отмечаются по резкой смене физических свойств, петрографической структуры, характера насыщения пород и т. п. Таковы, например, поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, контуры нефте- и газоносности и т. п.

  • Дизъюнктивными являются естественные геологические границы, связанные с разрывом сплошности геологического пространства. Эти границы могут сочетаться с резкостными и условными (например, нарушенная резкостная или условная граница). Дизъюнктивные границы представляют собой тектонический контакт в виде поверхности, линии или точки. При переходе через такую границу свойства пород могут резко меняться, если в результате сильного смещения контактирующими через границу оказываются слои разного литологического состава. Однако резких изменений свойств может и не быть, если, например, дизъюнктивная граница представлена трещиной с небольшим смещением или вообще без смещения.

  • Условные геологические границы не относятся к естественным, хотя они выделяются с учетом распределения свойств пород в пространстве. Условные границы представляют собой поверхности, линии или точки, на которых отдельные свойства из заданного списка принимают некоторые фиксированные значения. Такими значениями будут, например, кондиционные значения пористости или проницаемости, которые разделяют нефте-насыщенные породы на продуктивные и непродуктивные коллекторы.

  • Произвольные границы не связаны с распределением свойств пород. Их положение в пространстве зависит только от поставленных задач, обусловлено соображениями удобства, экономической целесообразности и т. п. Например, многие свойства коллекторов нефти и газа определяются по керну, поверхность которого может рассматриваться как произвольная геологическая граница. К этому типу могут быть отнесены границы категорий запасов, которые не приурочиваются к каким-либо естественным или условным границам, а проводятся по скважинам, и границы опытных и других участков залежи, выделяемых при анализе разработки.


Простые и сложные геологические тела. Часть геологического пространства, ограниченная геологическими границами, называется геологическим телом. Для выделения геологического тела достаточно указать его границы.

Геологические тела, внутри которых по выбранному списку свойств нельзя провести ни одной естественной или условной границы, называются простыми, а тела, внутри которых можно провести хотя бы одну такую границу, - сложными. Тело, среди границ которого имеются и условные, называется условным геологическим телом. При рассмотрении сложного тела как системы составляющие его неусловные, условные, а также произвольные простые тела выступают как элементы системы.

Таким образом, залежь нефти или газа в целом представляет собой геологическое тело высокой сложности, внутри которого выделяются геологические тела низших уровней структурной организации, ограничиваемые как естественными (резкостными и дизъюнктивными), так и условными и произвольными границами, проводимыми в соответствии с геолого-техническими требованиями разработки и эксплуатации скважин и пластов.

Методические приемы детальной корреляции


Детальная корреляция представляет собой ряд последовательно выпол­няемых операций, заканчивающихся составлением корреля­ционной схемы, на которой отображено соотношение в пределах продуктивной части разреза (продуктивного гори­зонта) преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними.

Детальную корреляцию начинают с выделения реперов и реперных границ, которые позволяют установить характер напластования пород в изучаемом разрезе.
Если в пределах продуктивного горизонта отмечено несо­гласное залегание слоев (что обычно фиксируется на стадии общей корреляции), то необходимо иметь реперы выше и ниже поверхности несогласия.

Для разреза осадочного чехла юго-востока  Западно-Сибирской плиты в качестве реперов, обладающих надежной геолого-геофизической характеристикой, используются аргиллиты нижневасюганской подсвиты, тогурской баженовской и алымской свит. При корреляции отложений континентального генезиса в качестве реперов используют выдержанные угольные пласты. Они имеют четкую геофизическую характеристику, занимают определенное место в разрезе и поэтому служат надежными реперами. Формирование углей в эпохи максимального тектонического покоя, минимальной динамики водной среды и приуроченность их к наиболее выравненным участкам рельефа могут быть признаками изохронности этих частей разреза, что является определяющим при корреляции континентальных толщ.

По корреляционной значимости реперные пласты разде­ляют на категории. 

  • К I категории относят реперы, фиксиру­емые на каротажных диаграммах всех пробуренных сква­жин. Эти реперы - основные. Обычно они бывают извест­ны по результатам общей корреляции. В пределах продук­тивного горизонта или в непосредственной близости от его кровли и подошвы обычно удается выделить не более одно­го-двух реперов I категории.

  • Ко II категории относят реперные пласты, которые хотя и повсеместно распространены, но из-за литолого-фациальной изменчивости выделяются по геофизическим данным менее уверенно. В комплексе с реперами I катего­рии, а при их отсутствии - самостоятельно реперы II катего­рии позволяют проводить корреляцию достаточно уверенно.


При детальной корреляции следует широко пользоваться реперами III категории, каждый из которых может быть выделен только в части скважин. Обычно к ним относят прослои небольшой толщины, которые фиксируются на каротажных диаграммах по какой-либо характерной конфигурации кривых ПС, КС, ГК, НГК исходя из их положения в разрезе относительно реперов 1 и II категорий.

После выделения реперов I и II категорий производят вы­бор опорного разреза. Опорным называется наиболее пол­ный, четко расчлененный и характерный для площади разрез продуктивного горизонта в какой-либо скважине. На опор­ном разрезе должны четко выделяться все пласты продук­тивного горизонта, реперы и реперные границы. Он исполь­зуется в качестве эталонного при проведении детальной кор­реляции.

Проницаемым пластам-коллекторам, выделенным на опорном разрезе, присваиваются соответствующие индексы. Индексацию пластов в каждом районе производят исходя из сложившейся традиции.

Следующим этапом работы по детальной корреляции яв­ляется сопоставление разрезов каждой пробуренной на мес­торождении скважины с разрезом опорной скважины. Для сопоставления берут каротажные диаграммы, на которые нанесены результаты расчленения разреза по типам пород и реперы I и II категорий.

Совмещая одноименные реперы, устанавливают, какому проницаемому пласту опорного разреза в этом интервале соответствует проницаемый пласт сопоставляемого разреза. Одноименным пластам присваивают индексы, принятые для пластов опорного разреза.
Затем приступают к последовательному сопоставлению разрезов всех скважин между собой в определенном порядке (например, по линии профиля или по типам разрезов).
В результате выясняется соотношение в продуктивном го­ризонте пластов-коллекторов и непроницаемых разделов между ними, выдержанность или прерывистость пластов-коллекторов и их частей и др.
Последовательное сопоставление выполняют путем пост­роения корреляционной схемы. Обосновывается выбор ли­нии корреляции (привязки). В качестве этой линии принима­ют кровлю или подошву одного из наиболее надежных репе­ров I или II категории.
После выбора линии привязки начинают непосредственно построение корреляционной схемы.
На листе бумаги проводят горизонтальную линию привяз­ки, перпендикулярно к которой на произвольных равных расстояниях наносят оси коррелируемых разрезов скважин. Вправо от осей вычерчивают в вертикальном масштабе 1:200 привязанные к линии корреляции наиболее информативные геофизические диаграммы скважин. Порядок построения корреляционных схем показан на рис. 14а,б. Во избежание громоздкости рисунка геофизические диаграммы заменены на их основе литологическими разрезами.



При согласном залегании пород продуктивного горизонта с выше- и нижележащими образованиями прямыми линиями показывают положение его верхней и нижней границ (рис. 14, а).


Только после того как на схеме проведены линии, показывающие положение одновозрастных (синхроничных) поверхностей и поверхностей несогласного залегания пород внутри продуктивного горизонта, можно приступать к прослеживанию границ проницаемых пластов и прослоев. Положение кровли и подошвы каждого из них показывают прямыми линиями, примерно параллельными ранее проведенным линиям одновозрастных (синхроничных) поверхностей. Причем линии кровли и подошвы проницаемых пластов не могут пересекать одновозрастные (синхроничные) поверхности или иметь наклон, существенно отличающийся от наклона последних (рис. 14,б).



Если в одной из скважин пласт сложен породами-коллекторами, которые в соседней скважине замещены породами неколлекторами, то на половине расстояния между ними вертикальной ломаной (зигзагообразной) линией показывают условную границу фациального замещения. При фациальном замещении только части пласта (верхней или нижней) вертикальной ломаной (зигзагообразной) линией, проведенной на половине расстояния между этими скважинами, показывают, какая часть пласта замещена.

В случае, когда проницаемый пласт размыт, линии его кровли и подошвы соединяют с волнистой линией, показывающей положение поверхности размыва, а в случае дизъюнктивного нарушения со смещением пород - с линией условной поверхности нарушения.


Положения при детальной корреляции


Основой детальной корреляции является выявление и учет последовательности напластования пород. Разрезы, сложенные осадочными образованиями, представляют собой чередование прослоев разного возраста и различного литолого-фациального состава.

При согласном залегании пород последовательность их напластования не нарушена, т.е. каждый вышележащий про­слой отлагается непосредственно на нижележащем.
При несогласном залегании пород последовательность на­пластования нарушена в результате перерывов в осадконакоплении, размывов, дизъюнктивных нарушений с нарушением сплошности пластов. Несогласное залегание проявляет­ся в существенном различии углов наклона вышележащих и подстилающих слоев, выпадении из разреза отдельных про­слоев, пластов, пачек или их частей.

Расположения границ между од повозра­стными прослоями. Внутри интервалов разреза с согласным залеганием слоев при незначительном изменении толщин коррелируемых интервалов в разрезах скважин границы между разновозрастными прослоями примерно параллельны друг другу.
  • Если общая толщина продуктивного горизонта в целом меняется мало и в его пределах нет несогласий в залегании пород, границы составляющих его пластов и прослоев прак­тически параллельны кровле и подошве продуктивного гори­зонта.-
  • Преимущественная параллельность синхроничных границ свойственна большинству продуктивных горизонтов.
  • Если толщина всех прослоев интервала (и в целом продук­тивного горизонта) с согласным залеганием пород законо­мерно изменяется в определенном направлении, то границы между ними имеют веерообразный характер.
  • Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной изменчивости по площади прослоев пород, сла­гающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, ко­торые могут полностью или частично замещаться на корот­ких расстояниях алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами.
  • В карбонатных разрезах границы между прослоями (пластами) зачастую становятся нечеткими вследствие вторич­ных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна.


При детальной корреляции важное значение имеет выде­ление в разрезе реперов и реперных границ. Репером назы­вается достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележа­щих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС.

Детальной корреляции способствует учет ритмичности осадкообразования, приводящей к последовательной смене пород разного литологического состава. Ритмичность связана с колебательными движениями дна седиментационного бас­сейна - наступлением (трансгрессией) и отступлением (регрессией) береговой линии. Соответственно выделяются трансгрессивный и регрессивный циклы осадконакопления. Трансгрессивный цикл характеризуется увеличением грубозернистости пород вверху по разрезу, а регрессивный - уменьшением.

КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН


Составление адекватной модели залежи воз­можно лишь при наличии надежной детальной корреляции продуктивных разрезов пробуренных скважин»

Под детальной корреляцией понимается сопоставление продуктивной части разрезов скважин в целях выделения одноименных пластов (прослоев) и прослеживания границ их залегания (стратиграфических, литологических, тектонических) по площади и построения в виде карт, профилей, схем и т.д. статической модели, отражающей строение продуктивной части разреза (продуктивного пласта).

В зависимости от решаемых задач различают региональ­ную, общую и детальную корреляцию.

  • Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического рас­членения разреза, определения последовательности напласто­вания литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Ведущую роль при этом играет биостратиграфическая идентификация сопоставляемых отло­жений. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции.


  • Общую корреляцию выполняют на более поздних стадиях разведочных работ в пределах месторождений с целью выде­ления в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забо­ев. Сопоставление ведется по биостратиграфическим и лито стратиграфическим признакам, получаемым при обработке керна и по данным геофизических исследований (ГИС). Ре­зультаты общей корреляции используются при решении раз­ведочных задач, таких как обоснование выделения этажей разведки, а также учитываются при детальной корреляции.


  • Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в пери­од разработки. Основная задача детальной корреляции - обеспечить построение модели, адекватной реальному про­дуктивному горизонту. При этом должны быть решены зада­чи выделения границ продуктивного горизонта, определения расчлененности горизонта на пласты и прослои, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдель­ного пласта, положения стратиграфических и других несогла­сий в залегании пород и др.


При детальной корреляции основное место отводится хроностратиграфическим и литостратиграфическим призна­кам, определенным по промыслово-геофизическим данным с привлечением результатов исследования керна.

На основе детальной корреляции делаются все геологичес­кие построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят обос­нованность принимаемых технологических решений при разработке залежей нефти и газа, точность подсчета запасов, надежность прогноза конечной нефтеотдачи и др.

Интерпретация геологических данных


Процесс интерпретации данных каротажа условно подразделяют на два этапа: геофизический и геологический.

  • Под геофизической интерпретацией понимают определение физических свойств пласта по данным геофизических замеров (истинных удельных сопротивлений пластов по БКЗ, амплитуды аномалий естественных потенциалов по ПС, естественной радиоактивности по ГК, .интенсивности вторичного γ -излучения по НГК и т. д.).


  • Геофизическая интерпретация выполняется главным образом специалистами-геофизиками и описана в специальных руководствах.


Под геологической интерпретацией понимают определение геологических 'свойств пласта (литологии, коллекторских свойств. глинистости, нефте-, газо- и водонасыщенности и др.), устанавливаемых по результатам геофизической интерпретации, геологических и лабораторных исследований.

Комплекс геологической интерпретации геофизических данных включает также изучение разрезов скважин (расчленение разреза и определение последовательности залегания пластов), геологии отдельных районов и региона в целом (построение внутрирайонных и межрайонных корреляционных схем и т. д.).

Геологическая интерпретация, охватывающая по сравнению с геофизической более широкий круг вопросов, осуществляется геофизиками и геологами-нефтяниками.

Сепарация газа. Типы сепараторов. Критическая скорость.


   Сепарация - процесс раз­деления (отделения, разъединения) твердой, жидкой и паровой фаз в газо­вом потоке.  

Все сепараторы классифицируются: 1) По конструкции (основной сепарационной емкости): цилиндрические, сферические, гидроциклонные. 
2) По расположению сепарационной емкости: вертикальные и горизонтальные. 
3) По способу разделения фаз: механические, электрические, жидкостные.

Типы сепараторов: горизонтальные цилиндрические; вертикальные цилиндрические; гидроциклонные. 
  • Гидроциклонные сепараторы устанавливаются на ГЗУ и входов в УКПН. 
  • Вертикальные сепараторы – на сборных пунктах при высоких газовых факторах продукции скв. и малых обводненностях. 
  • Горизонтальные сепараторы – I-фазные; II-фазные устанавливаются на ДНС и концевых сепарационных установках в пунктах подготовки нефти



Аппараты, в которых происходит отделение твердой или жидкой фазы от газовой, называются сепараторами. 

Сепараторы по различным призна­кам можно классифицировать:

а) по назначению на рабочие, замерные;
в)  по положению в пространстве на вертикальные, горизонтальные, наклонные;
г) по способу разделения фаз на механические, жидкостные, электри­ческие.

Сепараторы с механическим способом разделения фаз подразделяют­ся по характеру сил, используемых для разделения, на: гравитационные, центробежные, инерционные, фильтрационные (с фильтроэлементами).

Наиболее распространенными в газодобывающей промышленности рабочими сепараторами являются следующие: вертикальные (горизонтальные) гравитационные; вертикальные центробежные; вертикальные (горизонтальные) жалюзийные.

При большом содержании жидкости широко применяют гравитацион­ные (вертикальные, горизонтальные) сепараторы. Циклонные (каплеотделители) используют в качестве сепараторов первой ступени. 
Для более полной очистки газа от жидкости применяют горизонтальные жалюзийно-пленочные сепараторы с вертикально расположенными жалюзями. 

Гравитационные сепараторы имеют высокие показатели по степени отделения жидкости и твердой фазы, но являются металлоемкими. 

Ци­клонные - имеют невысокий коэффициент разделения, но небольшую ме­таллоемкость.

Распределение температуры газа по скважине



      Температура газа один из основных факторов, определяющих условия образования гидратов. Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента. При движении газа от забоя скв. к устью  вследствие дросселирования газа и теплообмена понижается Р и Т, что приводит к фазовым превращениям. 

     Параметры,  определяющие изменение температуры в скв.: геотермический коэф., теплоемкость г.п., теплопроводность г.п., теплоемкость газа, коэф. Джоуля-Томсона, а также зависит от наличия зоны многолетней мерзлоты.

Ремонт скважин


Подготовительные работы к ремонту скважин

·        Состав работ при подготовке скважин к ремонту.
·        Передислокация оборудования и ремонтной бригады,  устройства фундаментов, установки якорей, крепления  оттяжек и центровки подъемного агрегата.
·        Установка подъемных агрегатов  для текущего  и капитального ре­монта.
·        Cборка трубопроводов для проведения глушения, промывки, кислотной обработки и др. работ. Соединение линий агрегатов по заданной схеме. Типовые схемы расстановки спецтехники и оборудования, предназначенного для выполнения различных видов ремонтных работ на скважинах.
·        Правила остановки нефтяных, нагнетательных и газовых сква­жин.
·        Жидкости глушения, типы, требования к качеству жидкостей глушения.
·        Приготовление жидкостей глушения на растворном узле, в условиях скважины.                                  
·        Контроль параметров жидкости глушения.  Глушение скважин. Способы глушения скважин при различных типах подземного оборудования.
·        Разборка оборудования устья скважины и установка противовыбросового оборудования по соответствующим схемам.
·        Подготовка труб. Правила укладки труб перед спуском их в скважину.

Оборудование и инструмент для ремонта скважин

·          Подъемные агрегаты для ремонта скважин
·          Талевая система
·               Виды оснастки талевой системы.
·               Кронблоки,
·               талевые блоки,
·               подъемные крюки, оттяжные ролики, их назначение, устройство и техническая характеристика.
·          Инструмент для спуско-подъемных операций.
·     Трубные и штан­говые элеваторы,
·    Трубные ключи.
·    Автоматы для свинчивания и развинчивания труб и штанг
·    Гидравлические ключи.
·          Роторы.            
·          Оборудование для промывки скважин.
·               Промывочные вертлюги, 
·               промывочный шланг,
·               головка для обратной про­мывки.
·          Насосные установки для промывки скважин.
·          Цементосмесительные установки, их наз­начение и краткая техническая характеристика.           
·          Автоцистерны промысловые
·          Кислотные агрегаты, кислотовозы.
·          Спецтехника для перевозки длинномерных грузов (трубовозы, штанговозы и т.д.).
·          Передвижная подъемная спецтехника.
·          Стационарные подъемные механизмы
·          Трубы
·          Инструмент для проведения ремонтных работ


Технология ремонта скважин


·          Текущий ремонт скважин. Виды работ при текущем ремонте скважин. Особенности подготовительных работ перед текущим ремонтом скважин. Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами. Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами. Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок.

·          Виды капитальных ремонтов скважин.
·          Исследование скважин. Виды исследований. Гидродинамические исследования. Геофизические исследования. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны.
·          Подготовительные работы к капитальному ремонту скважин.
·          Исправление смятых участков эксплуатационных колонн. Ремонтно-изоляционные работы. Устранение негерметичности обсадной колонны. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин. Ремонт скважин, оборудованных Перевод на другие горизонты и приобщение пластов. Перевод скважин на использование по другому назначению. Зарезка новых стволов. Работы по интенсификации добычи нефти. Кислотные обработки. Гидроразрыв пластов. Консервация и расконсервация скважин. Ликвидация скважин. Ловильные работы. Виды ловильных работ. Инструмент для ловли насосно-компрессорных труб, насосных штанг и посторонних предметов: метчики, колокола, труболовки, овершоты, комбинирован­ные ловители, пауки и др. Извлечение труб, смятых и сломанных в результате падения. Извлечение прихваченных труб с помощью гидравлического домкрата.
·          Установка цементных мостов и испытание их на герметичность. Испытание эксплуатационных колонн на герметичность.


Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога