
- •Состав и классификация нефтей
- •Состав природных газов
- •Фазовые состояния
- •Классификация природных газов
- •Типы пород-коллекторов
- •Пластовое давление и температура
- •Приведенное пластовое давление
- •Режим работы нефтяных и газовых залежей
- •Уравнения притока жидкости в скважине. Формула Дюпюи
- •Первичное и вторичное вскрытие
- •Виды гидродинамического несовершенства скважин. Коэффициент гидродинамического несовершенства скважин.
- •Условия вызова притока
- •3 Основные метода вызова притока (пуска в работу):
- •Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин
- •Неполадки при работе фонтанной скважины
- •Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы с ними
- •20.Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
- •Меры борьбы с отложениями солей
- •20.Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
- •О бласть применения газлифта. Принцип работы газлифта
- •В иды газлифта и технологические схемы
- •Исследование газлифтных скважин. Зависимость дебита от расхода рабочего давления
- •Максимальные и оптимальные режимы, дебиты
- •Исследование газлифтных скважин
- •Установление режима работы газлифтной скважины
- •Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
- •Борьба с гидратными пробками
- •35.Гидратообразование, предупреждение гидратообразования
- •Периодическая эксплуатация компрессорных скважин
- •Плунжерный лифт
- •Меры, увеличивающие межремонтный период при газлифтной эксплуатации скважин
- •Отсутствие увеличения давления газа в обсадной колонне и поступления жидкости при подаче газа в скважину для запуска газлифтной установки.
- •Газлифтная установка не принимает газ, давление газа в обсадной колонне выравнивается с давлением в общей системе, подача жидкости со скважины отсутствует.
- •Периодическое снижение давления газа в межтрубном пространстве и периодическая подача жидкости.
- •С хема работы шсну
- •Факторы, влияющие на подачу штангового скважинного насоса
- •Борьба с вредным влиянием газа и песка
- •Борьба с отложениями парафина
- •Эксплуатация искривленных и наклонных скважин
- •Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •Область применения, основные узлы установки и их назначение
- •Влияние газа на работу уэцн и борьба с ними
- •Особенности конструкции и оборудования газовых скважин
- •Гидратообразование, предупреждение гидратообразования см. Вопрос 21. Борьба с гидратными пробками
- •Сущность, разновидности кислотных обработок, область применения
- •Реагенты и материалы, применяемые при ско, их назначение, характеристики
- •Техника и технология простой ско
- •Техника и технология термокислотной обработки
- •Техника и технология пенокислотной обработки
- •Примерная схема обвязки оборудования при пенокислотной обработке:
- •Сущность, разновидности разрыва пласта, область применения
- •Закачка в пласт жидкости разрыва для обр-я трещин, заполняемых крупнозернистым песком;
- •Нагнетание жидкости-песконосителя;
- •Закачка жидкости для продавливания песка в скважину.
- •1 Стандартный грп
- •2 Повторный грп
- •3 Объемные грп
- •11 Грп с обратным потоком
- •12 Грп по технологии InvertoFrac или DivertoFrac
- •13 «Струйный» грп
- •Материалы, применяемые при грп, их выбор
- •Техника и технология грп
- •Техника и технология гпп (гидропескоструйной перфорации)
- •Техника и технология виброобработки забоев скважин
- •Техника и технология электронагрева скважин
- •Техника и технология тепловой обработки скважин теплоносителями
- •Техника и технология термогазохимического воздействия (тгхв) на пзп
- •Сущность, техника и технология обработки пзп расворами пав
- •Состав, организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин
- •Гранулометрический состав
- •О бъект разработки
- •Система разработки и показатели месторождений, стадии разработки месторождений
- •Этапы раз-ки: в разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).
- •Контроль, анализ и регулирование процесса разработки нефтяных и газовых месторождений
- •Основы проектирования разработки месторождений
- •Цели и задачи исследования скважин и пластов
- •Исследование нефтяных скважин на приток при установившемся режиме
- •Исследование нефтяных скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации
- •Общие понятия о методах воздействия на нефтяные и газовые пласты, их назначение
- •1.Выбор расположения нагнет.Скв
- •2.Объем закачиваемой воды
- •Виды заводнения (законтурное, приконтурное, внутриконтурное, блоковое, осевое, площадное и др.)
- •Сущность двухтрубной самотечной сбора нефти и газа
- •Сущность Грозненской высоконапорной системы сбора нефи и газа
- •Сущность системы сбора Гипровосток нефти
- •Сущность системы сбора продукции на месторождениях Западной Сибири
- •Значение измерения продукции скважин
- •Принципиальная технологическая схема замерной установки «Спутник – а» и ее описание
- •Автоматизированная групповая замерная установка «Спутник-вмр» и ее описание
- •Принципиальная технологическая схема замерной установки «Спутник-б» и ее описание
Техника и технология виброобработки забоев скважин
Виброобработка забоев скважин осуществляется с помощью специальных гидравлических машин-вибраторов. Сущность виброобработки состоит в создании колебания давления различной частоты и амплитуды путем резких изменений расхода жидкости, прокачиваемой через вибратор, присоединенный к насосно-компрессорным трубам, спущенным в скважину.
Вибровоздействие рекомендуется применять в скважинах с ухудшенными в результате бурения коллекторскими свойствами призабойной зоны, с низкопроницаемыми и глинистыми породами.
Не рекомендуется проводить вибровоздействие в технически неисправных скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, с низким пластовым давлением.
При вибровоздействии применяют специальные гидравлические вибраторы золотникового типа — ГВЗ. Вибратор представляет собой два соосных цилиндра с короткими косыми вертикальными прорезями. Наружный цилиндр — золотник, может вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному колесу. Истечение жидкости из наружного цилиндра-золотника происходит под некоторым углом к касательной цилиндра, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий этот цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении она на мгновение останавливается.
Таким образом, создаются импульсы давления, частота которых может изменяться от числа прорезей в золотнике и скорости его вращения, зависящей в свою очередь от расхода жидкости. Для вибраторов типа ГВЗ теоретическую частоту ударов можно довести до 30 000 в минуту.
Импульсное истечение жидкости из вибратора создает циклические колебания в окружающей среде (жидкости), в результате которых в пласте расширяются поровые каналы, образуется сеть микротрещин.
Операция осуществляется так же как гидроразрыв пласта с использованием того же оборудования. Затрубное пространство герметизируется пакером с установкой якоря. Через НКТ закачивают рабочую жидкость (нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей) из расчета 2—3 м3 на 1 м толщины пласта.
Техника и технология электронагрева скважин
Тепловая
обработка ПЗС целесообразна при добыче
тяжелых вязких нефтей или нефтей с
высоким содержанием парафина и
асфальтосмолистых компонентов (более
5 - 6%). Поскольку тепловая обработка
ПЗС, осуществляется периодически, то
скважины должны быть сравнительно
неглубокими (до 1300 м), чтобы после
извлечения из скважины нагревательного
оборудования можно было начать откачку
жидкости при достаточно высокой
температуре на забое.
Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.
Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:
+ закачкой теплоносителя
+ спуском на забой скважины нагревательного апп.
Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.
Pис. 5.10. Скважинный электронагреватель: 1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки.
Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей (рис. 5.10), спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель состоит из трех основных узлов: ●головки, ●клеммной полости, ● трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН).
Каждый нагревательный элемент представляет собой стальную трубку диаметром 17 мм, внутри которой запрессована спираль из нихромовой проволоки в кварцевом песке или плавленном оксиде магния. Последние служат электрической изоляцией спирали от металлической трубки, а также — проводниками тепла. К нижней части кожуха приварена муфта, в которую ввинчивается карман для термометра.
Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 мм, длина — 3700 мм, масса — 60 кг. Максимальная мощность, электронагревателя равна 25 кВт, напряжение питания нагревателя — 380 В. В нагревателе имеются два термореле, служащих для автоматического поддержания забойной температуры в заданных пределах (100—125 °С). При спуске и подъеме электронагревателей используют самоходные размещенные на шасси авто-биля.
Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течение 5—7 сут, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1—1,2 м.
Электронагреватели (ТЭН) изготовляют в поднасосном и неподнасосном вариантах. ТЭН поднасосного варианта осуществляют стационарный электропрогрев призабойной зоны пласта одновременно с эксплуатацией скважины. Эффективность процесса обусловливается не только увеличением проницаемости пласта за счет расплавления смолопарафиновых отложений, но и снижением вязкости добываемой жидкости.
ТЭН неподнасосного варианта после прогрева призабойной зоны поднимается на поверхность, а скважину оборудуют снова насосной установкой и пускают в эксплуатацию (циклический электропрогрев).
Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса.
Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут.
Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем.
Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.
Тепловая обработка ПЗС с циклической закачкой пара, как правило, показывает большую эффективность, чем электропрогрев, но только при малых глубинах