2.Полный цикл строительства скважины.

Подготовительные работы – устройство подъездного пути, планировка площади, устройство фундаментов и т.п.

ВМР – строительство или перетаскивание вышки, монтажно–бурового оборудования, установка его на фундаменте.

Подготовительные работы и бурение скважины.

Бурение скважины – проходка и крепление.

Испытание скважины на приток нефти (освоение).

Демонтаж бурового оборудования.

3.Меры безопасности при обслуживании фонтанных скважин.

Опасные факторы:избыточное давление, замазученность и загазованность территории, работа на высоте при обслуживании лубрикаторов и штуцерных камер.

Важное условие безопасности- соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Обязательная проверка манометров.

Требования:

Установленная на скважине фонтанная арматура должна соответствовать

максимальному давлению, ожидаемому при эксплуатации скважины.

Эксплуатация оборудования при давлениях, превышающих допустимые,

запрещается.

Для контроля давления должны быть установлены манометры с трехходовыми кранами или устройствами заменяющими их, указывающими Рбуф, Рзатр.

Ремонт оборудования фонтанной арматуры, находящегося под давлением запрещается. При необходимости работ по смене штуцера, замене прокладок и др. ремонтов оборудования нужно ремонтируемый участок отключить закрытием запорных устройств от рабочих участков и снизить давление до атмосферного.

Фонтанная арматура не зависимо от ожидаемого Рраб монтируется с полным комплектом шпилек.

Для обслуживания верхней части фонтанной арматуры сооружается площадка с лестницей и перилами.

Все задвижки фонтанной арматуры должны содержаться в исправном состоянии: плотно закрываться, легко открываться, иметь штурвалы и указатели «открыто- закрыто».

Фонтанную арматуру и ее обвязку следует отогревать только паром и горячей водой.

4.Исследование нефтяных скважин на установившихся режимах.

Об установившемся режиме фильтрации жидкости в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых на небольших интервалах времени - два-три измерений за 4…6 ч. Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменений условий эксплуатации скважин.

Исследование выполняют последовательным измерением дебита скважин с измерением забойных давлений, соответствующих данному дебиту (смена штуцеров различного диаметра d 3, 5, 8, 10, 12 мм и т.д.). По завершении исследований скважину останавливают для измерения пластового давления. Обработку результатов исследования выполняют построением индикаторной кривой.

Определяют коэффициент продуктивности:

Ко- коэффициент продуктивности; Q-дебит скважины; Р- разность последующего и предыдущего замеров давления; к –коэффициент проницаемости; h- толщина пласта; R- радиус контура питания (дренирования); rc_пр- приведенный радиус скважины; м- динамическая вязкость нефти.

QQ

Ко = или,

Р

2П*к*h ,к*h - гидропроводность

Кo = м*LnR м

rc_пр

Р Гидропроводность характеризует призабойную зону скважин.