Пластовое давление в зоне отбора


За пределами площади, ограниченной характерной изоба­рой, т. е. в районе добывающих скважин, также определяют среднее пластовое давление одним из трех названных методов и называют его пластовым давлением в зоне отбора.

Во всех случаях предпочтительнее пластовое давление определять как средневзвешенное по объему пласта.

Начальное пластовое давление

     Среднее пластовое давление, определенное по группе разве­дочных скважин в самом начале разработки, называется на­чальным пластовым давлением.

Конструкция и оборудование газовых скважин


Конструкция газовой скв. определяется: числом, длиной и диаметром обсадных, промежуточных, технических колонн, конструкци­ей забоя скважины, высотой подъема цемента за колоннами, конструк­цией и типом колонной головки. 

Выбор конструкции скв.производится в зависимости от ряда факторов: глубины залежи, пластовых давлений, пластовых температур, дебитов газа и конденсата, условий проводки скважины, свойств пласто­вого газа. 
К газовым скв. предъявляются повышенные требования к герметичности, к прочности колонн. Конструкция газовой скв. должна обеспечить ее безопасную эксплуатацию, возможность предупреждения и ликвида­цию выбросов или фонтанов как в процессе бурения, опробования, так и при ее длительной эксплуатации. Достигается это герметичностью, прочностью, применением труб соответствующих марок стали, смазкой резьбовых соединений специальными смазками, подъемом цемента на максимальную высоту (до устья), соответствующим оборудованием за­боя. Диаметры эксплуатационных колонн газовых скважин применяются в более широких пределах, чем в нефтяных скважинах, они определяются пропускной способностью. 

Для контроля герме­тичности газовых скважин все обсадные трубы перед спуском должны спрессовываться при повышенных на 20 % давлениях по сравнению с обычными давлениями опрессовки водой. Обсадные колонны:  направление, кондуктор, техническая колонна, эксплуатационная колонна. Оборудование газовых скв.: наземное-представляет собой фонтанную арматуру, устанавливаемую на устье (колонная головка, трубная головка, фонтанная елка), подземное- включает оборудование забоя и ствола скважины (пакер, НКТ, нипель, клапаны циркуляционный, ингибиторный, срезной, уравнительный, аварийный, клапан-отсекатель, переходник, замок, разъединитель колонны НКТ, хвостовик).

В практике используют фонтанные арматуры, рассчитанные на рабочее давление 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. По кон­струкции они подразделяются на тройниковые и крестовые.


Оборудование забоя 1-открытый забой, 2-перфорированный, 3-пакер, 4-фильтр, 5-хвостовик, 6-фильтр



Методы увеличения нефтеотдачи пласта


  1) Пористость (m). Под пористостью г. п. понимается наличие в ней пор (пустот). 

Пористость характеризует способность г. п. вмещать жидкости и газы. Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых. Различают общую, открытую, эффективную пористость. Коэф. общей пористости (mп) в процентах зависит от объема всех пор:
 Коэф. открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор. Коэф. эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация. Для коэф. пористости всегда выполняется соотношение: mп > mo > mэф.
Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25% Поровые каналы н. пластов условно подразделяются на три группы: а) субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы; б) капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм); в) сверхкапиллярные > 0,5 мм. Пористость пород продуктивных пластов определяют в по керновому материалу.


2) Проницаемость (К) – это фильтрующий параметр г. п., характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 длиной 1 м и при перепаде давления 1 Па, при которой расход жидкости вязкостью 1 Па×с составляет 1 м3. Также измеряют в Дарси (1Д = 10-12м2). При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники,  доломитизированные известняки, алевролиты. Различают: проницаемость абсолютная, проницаемость фазовая (эффективная), относительная проницаемость  

3) Удельная поверхность пород – суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся вед. объема образца. 

4) Насыщенность – отношение объема пор заполненных н., в. или г. к объему образца г.п.

КВД горизонтальных скважин.


   Горизонтальная скважина образует длинную галерею в продуктивном пласте. В результате этого фильтрация пластового флюида из плоско радиальной (у контура питания или границ пласта) переходит в плоскопараллельную (около границ галереи).

Значит в пласте существует две большие зоны фильтрации плоскопараллельная и переходная из плоско радиальной в плоскопараллельную. КВД в этом случае надо строить исходя из двух уравнений фильтрации. 

Плоскорадиальная в координатах давление от логарифма времени и плоскопараллельная в координатах давление от корня квадратного из времени. Соответственно и обрабатывать начальный участок по уравнению плоскопараллельной, а конечный участок по уравнению плоскорадиальной фильтраций.

Стандарт к осушке газа


Сущ-ет много технол. схем осушки природных газов, разработанных на основе различных методов осушки. Выбор способа осушки опр-ся требованиями, предъявляемыми к кондиции газа (заданной точкой росы паров воды и угл-в и хар-кой различ. способов).

При подаче газа энергетич. и коммунальным потребителям снижение точки росы опр-ся условиями транспортирования. При движении в газопроводах из газового потока не должны конденсироваться пары воды и угл-в. Отсутствие жидкой воды в газопроводах исключает образование гидратных и ледяных пробок и значительно снижает коррозию в газопроводах.

Для определения параметров установок осушки необходимо знать состав газа, его влагосодержание, точку росы паров воды в магистральных газопроводах, их изменение в течение года и за весь период разработки месторождения.

Факторы, ограничивающие дебиты газовых и газоконденсатных скважин


1) Природные ограничения: условие разрушения скелета горных пород (разрушение ПЗП); образование конусов воды и преждевременное обводнение скв.; давление начала конденсации; продвижение пластовых вод; наличие сероводорода; коррозия скв.; обратное промерзание ММП. 

2) Технологические ограничения: при эксплуатации скв. – выделение  конденсационной воды из потока газа (может произойти самоглушение скв.); выделение газового конденсата; температурный режим работы скв.; гидратообразование.

3) Экономический фактор – сочетает оптимизацию природных и технологических факторов с учетом проведения экономического расчета. Максимально допустимый дебит (МДД) скв. –  максимальный дебит, при котором еще соблюдаются условия избранного оптимального технологического режима эксплуатации скв., т.е. при котором еще не наступает разрушение ПЗП, подтяжка подошвенных вод, гидратный режим работы скв. и т.д. Минимально необходимый дебит (МНД) – дебит скв., при котором так же сохраняются условия избранного оптимального технологического режима, т.е. при Qраб < QМНД, уже не обеспечиваются скорости фильтрации в башмаке НКТ, позволяющие выносить песок с забоя скв., нарушается оптимальный температурный режим ее работы.

Типы сепарации и коэффициент сепарации


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 (подразделяют­ся по характеру сил, используемых для разделения, на: гравитационные, центробежные, инерционные, фильтрационные), электрические, жидкостные. 

4) по назначению:  рабочие, замерные. 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. Коэф. сепарации: К = М/100*Vm*dг = ρ/100*V1, где V1 =  ρ*Vm* dг/М, Vm – объем 1 моля г., dг – относительная (по воде) плотность фазы, М – молекулярная масса.

Системы размещения скважин при разработке месторождений природных газов


 1. Равномерная система размещения скв. по всей площади: 
а) квадратная (забои скв. размещаются равномерно), 
б) треугольная сетка (скв. размещаются в узлах равномерных треугольников) Расстояние между скв. обосновывается технико-экономическими расчетами (500-1500 м). Для равномерной сетки скв. характерно то, что они дренируют всю площадь газоносности. Но размещать скв. равномерно не всегда целесообразно. 

2) Равномерная сетка в центральной зоне (центрально-групповая). 

3) Неравномерная сетка размещения скв., применяется, когда запасы газа невелики или потребность добычи незначительная, если м/р состоит из литологически-экранированной залежи. Для добычи используется разведочные скв. 

4) Система в виде кольцевых батарей (наклонно-направленные скв.). 

5) Система в виде рядов или цепочек (на маленьких м/р, на вытянутых структурах), иногда применяется и на крупных залежах (для отбора конденсата).

Промысловая обработка газа


Необходимость промысловой обработки газа и конденсата
  • Газ и конденсат с промысла подают в магистральные газо­проводы, местным потребителям, на газо- и нефтеперерабатываю­щие заводы ГПЗ и НПЗ. Но это уже обработанные на промыс­ле—товарные (кондиционные) газ и конденсат.

  • Газ и конденсат в том состоянии, в котором они поступают из пласта на устье скважины, непригодны для подачи потребителям. В таком газе содержатся твердые примеси, вредные компоненты, парообразная влага, пластовая вода, а также ценные химические соединения.


Твердые примеси—это частички глинистого раствора, цемента, породы пласта, продукты коррозии (физико-химического разрушения) и эрозии (механического разрушения) металла обо­рудования. Твердые примеси, которые несет поток газа, могут дви­гаться со скоростями до 10—15 м/с. Кинетическая энергия таких частиц огромна. При ударе частиц о стенки труб и другого обору­дования происходит механическое активное разрушение метал­ла—эрозия оборудования. Известны случаи, когда в течение двух-трех часов образовывались отверстия в изгибах труб с тол­щиной стенок 15—20 мм. Поэтому на промыслах необходима очистка газа от твердых примесей.

Вредные компоненты (углекислый газ СО2, сероводо­род H2S и органические кислоты) вступают в химическое взаимо­действие с металлами и приводят к активной коррозии оборудова­ния. Возникает опасность разрушения, разрыва оборудования. Следовательно, необходима очистка газа от них.

    Парообразная влага, которая всегда содержится в га­зе, при уменьшении давления и температуры потока газа перехо­дит в жидкое состояние—в конденсационную воду (в отличие от пластовой воды). Эта вода корродирует металлы, затрудняет движение газа, занимая часть сечения трубопроводов, образует пробки, может замерзать, образуя ледяные пробки. Вода при оп­ределенных давлениях и температурах образует физико-химиче­ские соединения с газом—гидраты, по внешнему виду похожие на лед или снег. Гидраты частично или полностью заполняют се­чение оборудования, что приводит к уменьшению и даже полному' прекращению движения газа.

Пластовая вода, поступающая с газом, ведет к тем же осложнениям, что и конденсационная. Высокая минерализация этой воды приводит к более активной коррозии, но затрудняет гидратообразование.


На промыслах необходима осушка газа. К ценным компо­нентам в составе природного газа относятся гелий, этан, пропан-бутановые фракции. До подачи газа в МГ из него выделяют эти компоненты путем переработки газа. Даже сероводород при содержании его в газе более-2—3% —ценный компонент, поскольку из него получают элементарную серу.

          Конденсат добывают на газоконденсатном месторождении од­новременно с газом. В промысловых установках при давлениях 4—8 МПа и температурах—15—30 °С из газа выделяют, а затем отделяют нестабильный конденсат. Нестабильный кон­денсат по конденсатопроводу подают на ГПЗ или НПЗ. При от­сутствии конденсатопровода транспортировать нестабильный кон­денсат другими видами транспорта нельзя, так как он находится под достаточно высоким давлением. Поэтому промысловая обра­ботка конденсата заключается в его стабилизации.

     Стабилизация конденсата — это процесс одно- или многоступенчатого снижения давления до атмосферного и повыше­ние температуры примерно до 20 °С. При стабилизации из газа вы­деляется газ дегазации. Он состоит в основном из этана и пропан-бутанов. Это ценное сырье для переработки. Поэтому газ дегазации подают на ГПЗ, а если это невозможно, то в газопро­воды, и только в исключительных случаях сжигают на факелах.

Строение газовых скважин

Конструкцию скважины создают сверху вниз в процессе буре­ния. Первую обсадную колонну, опускаемую в скважину, называют направлением.
 Направление предохраняет от раз­мыва промывочным раствором рыхлых пород вблизи устья сква­жины на глубине 8—12 м.

  • Кондуктор—второй ряд обсадных труб—перекрывает и изолирует до глубин 50—400 м трещиноватые и кавернозные пла­сты, которые всегда встречаются в верхней части разреза скважи­ны и осложняют бурение, если их не перекрыть.

  • Техническая или промежуточная колонна опу­скается и цементируется только в тех случаях, когда пласты, пройденные долотом, поглощают промывочную жидкость, обвали­ваются или из них поступает много жидкости или газа в скважи­ну. Спуск и цементирование такой колонны необходим для успеш­ного бурения, но не для эксплуатации скважины.

  • Эксплуатационная (обсадная) колонна предна­значена для эксплуатации скважин. Газ, как правило, двигается из пласта по фонтанной колонне, опускаемой внутри эксплуа­тационной. Диаметр эксплуатационной колонны должен обеспе­чить также спуск оборудования ствола скважины, проведение ис­следовательских, ремонтных и работ других видов. Применяют эксплуатационные колонны диаметром от 127 до 273 мм.


К конструкции газовых скважин предъявляются особые требо­вания. Скважины должны быть герметичными, долговечными, на­дежными в эксплуатации, недорогими.

Герметичность—главное требование к конструкции сква­жины. Пропуски газа через цементное кольцо или обсадные колон­ны приводят к перетокам в вышележащие пласты и к выходу на поверхность (грифоны). При этом возникает опасность взрывов, пожаров, открытого фонтанирования. 

Для герметизации резьбо­вых соединений обсадных труб применяют специальные смазки, тефлоновые и фторопластовые уплотнения, сварные соединения и т. д. Цементирование проводят цементами таких марок, которые образуют газонепроницаемый, трещинностойкий и коррозионно-стойкий цементный камень. 

Герметичность эксплуатационной колонны до вскрытия пласта проверяют закачкой в нее воды или воздуха при



Рис. 4. Конструкции газовых и газоконденсатных скважин.
а — типовая конструкция и обозначения; б, в, г — конструкции скважин на Майкоп­ском, Вуктыльском и Уренгойском месторождениях соответственно; L глубина спу­ска обсадных колонн; d — диаметр колонны; Д — диаметр долот при бурении; h — высота подъема цементного раствора за колоннами; «н», «к», «т», «э» — индексы, обозначающие направление, кондуктор, техническую и эксплуатационную колонны соответственно
повышенных давлениях. 

   Во время эксплуатации си­стематически контролируют герметичность глубинными дебитомерами и термометрией. В местах утечек газа снижается температу­ра и уменьшается расход.
Долговечность и надежность обеспечиваются конст­рукцией, учитывающей условия эксплуатации. Скважины эксплуа­тируются до 30 лет и более при давлениях до 40 МПа и темпера­турах до 473 К, нередко при наличии в газе CO2 и H2S и других агрессивных компонентов. Все эти обстоятельства учитывают при проектировании конструкции скважины. 

Применяют трубы из спе­циальных сталей, с повышенной толщиной стенок, а также изме­няют диаметры труб, толщину цементного кольца и т. д.

      Сокращение затрат на проводку и конструкцию скважин— важный резерв снижения себестоимости добычи газа. Затраты на скважины достигают 60—80% затрат на все промысловые соору­жения. Поэтому стремятся использовать все достижения научно-технического прогресса для удешевления сооружения скважин.

Схемы сбора газа



При разработке газовых или газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового газа применяют четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, лучевую, кольцевую и групповую.


 Схемы промыслового сбора газа и конденсата
а — линейная; b — лучевая; c — кольцевая; d — групповая
1 — скважины; 2 — шлейфы; 3 — линейный газосборный коллектор; 4 — контур газоносности; 5 — кольцевой газосборный коллектор
ГСП — групповой сборный пункт; МГ — магистральный газопровод; ГП — газосборный пункт

Название схемы сбора обусловливается конфигурацией газосборного коллектора. При этих схемах сбора и внутрипромыслового транспорта газа каждая скважина имеет цельную технологическую нитку и комплекс оборудования для очистки газа от механических примесей, жидкостей и предотвращения образования кристаллогидратов углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода метанола в поток газа и т.д.).

Газ из скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промыслоювый газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопроводам, проложенных параллельно газопроводам, направляется на ГСП.
Конфигурация газосборного коллектора зависит от формы площади газоносности, числа и размещения добывающих скважин, числа газоносных пластов, состава газа в них, методов промысловой обработки газа и способов замера его объема.
Линейный коллектор применяется, как правило, на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая схема — при раздельной эксплуатации газовых пластов с различными начальными давлениями и составом газа, кольцевой коллектор — на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа.

Линейная, лучевая и кольцевая схемы промыслового сбора и транспорта газа с прискважинными сооружениями и отдельными технологическими нитками промысловой обработки газа для каждой скважины имеют следующие недостатки:

1.      Промысловое оборудование установлено на большой территории.
2.      Скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала.
3.      Значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов.
4.      Сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного оборудования.
5.      Значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.

При разработке газоконденсатных месторождений стали применять групповую коллекторную схему сбора, внутрипромыслового транспорта газа и конденсата. В этом случае отделение твердых взвесей от газа, получение углеводородного конденсата, измерение объемов сухого газа и конденсата проводят на газосборном пункте  (ГП), который стал называться установкой комплексной подготовки газа — УКПГ, которая размещается, как правило, в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным трубопроводам поступают на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения магистрального газопровода (ГС).

Число газосборных пунктов на месторождении зависит от размеров газоносной площади и может колебаться в широких пределах — от 2 - 4 до 25. При большом числе газосборных пунктов число общепромысловых газосборных коллекторов может быть больше одного. В этом случае коллекторы сходятся в виде лучей в одном пункте — на промысловом газосборном пункте (ПГСП) или головных сооружениях. Если поток газа к потребителям распределяется по противоположным направлениям, то число головных сооружений может соответствовать числу направлений. Число скважин, подключаемых к газосборному пункту, достигает иногда 25 и зависит от схемы размещения скважин и от их дебитов. Как правило, это число не превышает 10 - 12.

При промысловом обустройстве возможны две системы сбора газа и конденсата: децентрализованная и централизованная.
Если окончательная подготовка газа проводится на газосборных пунктах, система называется децентрализованной. В этом случае газосборный пункт представляет собой комплекс сооружений законченного цикла промысловой обработки газа и углеводородного конденсата, включая вспомогательные объекты.
При централизованной системе на газосборных пунктах осуществляются лишь сбор и первичная сепарация газа. Окончательная подготовка его, а также подготовка углеводородного конденсата к дальнейшему транспорту производятся на головных сооружениях.
На чисто газовых месторождениях, как правило, применяется централизованная система.
Децентрализованную систему используют для высокопродуктивных скважин (1.5 - 2 млн. м3/сут) или когда транспорт необработанного газа затруднен, образуются гидраты, выпадает конденсат и т. д.
На газоконденсатных месторождениях в тех случаях, когда производительность газосборных пунктов составляет 10 - 15 млн. м3/сут,  скважины высокодебитные, а для обработки газа применяют низкотемпературную сепарацию, используют деценрализованную систему сбора газа. Эта система используется также на месторождениях с большими запасами газа, пластовые давления которых обеспечивают длительный срок работы установок НТС.
В остальных случаях на газоконденсатных месторождениях целесообразно выбирать централизованную систему сбора и промысловой обработки газа с полным циклом подготовки его к дальнему транспорту на головных сооружениях.

Для окончательного выбора системы обработки газа должны быть выполнены технико-экономические расчеты двух вариантов схем: централизованного и децентрализованного. Если показатели расчетов будут равноценными, то предпочитается централизованная система.


Капитальный ремонт скважин


                                        
     Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт

     Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов.   
       Поэтому оно называется Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады.

     В некоторых случаях, когда на данном месторождении отдельные виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают специализированному цеху, выполняющему только эти работы.

     Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и способствует сокращению производственного травматизма.

      Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, расклинивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из строя. Для ликвидации таких аварий после надежного глушения скважины в нее сначала опускают так называемую печать для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминиевом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к месту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым удается распознать характер обрыва, его положение в обсадной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловиль-ного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных крючков, ловильных колоколов). Захват ловильным инструментом оборванного конца, даже если он удается, не всегда заканчивается полным извлечением оборвавшейся части оборудования и очисткой скважины

        Иногда приходится прибегать к помощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений) и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование. Если такая попытка очистки скважины снова кончается повторным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для восстановления работоспособности скважины забуривают второй ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта работа выполняется бригадой капитального ремонта с использованием специальной фрезы и легкого бурового оборудования. Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в которых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия, по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда приходится обуривать эти трубы специальными коронковыми долотами или трубными фрезами.

        При интенсивном обводнении скважины возникает проблема изоляции того пропластка или того места, через которое произошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может произойти по затрубному пространству в результате нарушения целостности цементного камня. В этом случае вода водоносных горизонтов попадает на забой и препятствует притоку нефти из продуктивного пласта. 

      Источником обводнения может быть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пределах вскрытой толщины пласта, по которому вода от нагнетательной скважины проникает на забой добывающей скважины и снижает ее продуктивность. Обводнение может произойти и по нижней части продуктивного горизонта с образованием в призабойной зоне водяного конуса. Во всех случаях требуется тщательное обследование скважины с применением геофизических методов для обнаружения источников обводнения. Лишь после анализа данных исследования могут быть разработаны и осуществлены конкретные меры по технике и технологии изоляции водопритока. Не всегда работы по изоляции водопритока дают желаемый эффект, однако передача этих работ в ведение специализированной организации существенно повышает их успешность. Существует множество технических приемов изоляции водопритоков, которые сводятся к закачке в обводнившийся прослой или в заколонное пространство различных тампонирующих смесей и материалов, в том числе специальных смол.

        Конкретное выполнение работ по капитальному ремонту скважин регламентируется проектом и различными инструктивными картами, в которых указываются последовательность операций, используемые технические средства и оборудование. Эффективность выполненных работ определяется сравнением результатов исследования скважины до и после капитального ремонта, сравнения ее обводненности, коэффициента продуктивности и других показателей. 

           По мере старения фонда скважин, роста обводненности их продукции и увеличения доли механизированной добычи необходимость в ремонте возрастает и выполнение этих работ традиционными методами становится трудно осуществимой задачей. В связи с этим разработаны новые технологические приемы, сокращающие трудовые и материально-технические средства на ремонт скважин.


Ищи здесь, есть все, ну или почти все