- •1. Геология и бурение нефтяных месторождений оао «сургутнефтегаз»
- •1.1. Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений, коллекторских свойств пластов и свойств нефти
- •Классификация коллекторов нефти и газа
- •1.2. Бурение нефтяных и газовых скважин на месторождениях оао «сургутнефтегаз»
- •1.2.1. Цикл строительства скважины
- •1.2.2. Бурение горизонтальных скважин
- •1.2.3. Вскрытие и освоение нефтяных и газовых скважин
- •1.2.4. Перфорация скважин
- •1.2.5. Освоение и пуск в эксплуатацию скважин
- •1.2.6. Порядок приема скважин из бурения
- •Раздел 2. Разработка месторождений
- •2.1. Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.2. Поддержание пластового давления
- •2.3. Стадии разработки месторождений
- •2.4. Распределение фонда скважин
- •3. Методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации притока
- •3.1. Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •3.2. Взаимоотношения между управлением «сургутнефтепромхим» и структурными подразделениями оао «сургутнефтегаз» при проведении работ по повышению нефтеотдачи пластов
- •3.3. Взаимоотношения по организации производства работ по повышению нефтеотдачи пластов с применением сдвоенного насосного агрегата на шасси kenworth
- •4. Техника и технология добычи нефти
- •4.1. Общие сведения
- •4.1.1. Структура фонда
- •4.1.2. Показатели использования фонда
- •4.2. Добыча нефти шгн
- •4.2.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- •4.2.2. Штанговые скважинные насосы
- •Номенклатура изготавливаемых насосов по гост р 51896-2002
- •4.2.3. Насосные штанги
- •Характеристики штанг и муфт
- •Область применения штанг
- •4.2.4. Назначение и применение дополнительного оборудования
- •4.2.5. Подбор штанговых насосных установок, дополнительного подземного оборудования и вспомогательных элементов
- •4.2.6. Прием-сдача скважин, оборудованных ушгн, в ремонт и из ремонта
- •4.2.7. Запуск и вывод на режим скважин, оборудованных ушгн, после ремонта
- •4.2.8. Эксплуатация и обслуживание скважин, оборудованных ушгн
- •4.2.9. Ревизия и комиссионные разборы усшн
- •4.3. Добыча нефти уэцн
- •4.3.1. Общие сведения об эксплуатации скважин, оборудованных установками электрических погружных центробежных насосов (уэцн)
- •4.3.2. Подбор уэцн
- •4.3.3. Подготовка скважины к спуску уэцн
- •Диаметры шаблона
- •4.3.4. Размещение наземного оборудования уэцн на площадке куста скважин
- •4.3.5. Запуск и вывод уэцн на постоянный режим работы
- •Время появления подачи уэцн на устье скважин после запуска
- •4.3.6. Основные осложнения при запуске, выводе на режим и эксплуатации уэцн
- •4.3.7. Подъем установки эцн
- •4.3.8. Порядок расследования причин неэффективных ремонтов скважин, оборудованных уэцн
- •4.4. Эксплуатация уэцн с использованием станций управления с частотным преобразователем
- •4.4.1. Общие сведения
- •4.4.2. Область применения су c чп
- •4.4.3. Подбор скважин для внедрения су с чп
- •4.4.4. Организация производства работ
- •4.4.5. Вывод на режим
- •4.4.6. Техническое обслуживание
- •5. Система ппд, строительство
- •5.1. Система поддержания пластового давления
- •Конструкции водозаборных скважин
- •Технические характеристики
- •5.2. Строительство и эксплуатация
- •5.2.1. Назначение и классификация трубопроводов
- •5.2.2. Проектирование трубопроводов, контроль качества строительства, технический надзор
- •5.3. Эксплуатация трубопроводов
- •5.4. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов
- •Периодичность ревизии трубопроводов
- •5.5.Защита трубопроводов от коррозии
- •Паспорт трубопровода
- •Данные о монтаже
- •Б. Фланцы и крепежные детали
- •Результаты испытания
- •Заключение
- •Результаты измерений и прогноза
- •Регистрация трубопровода
- •Акт испытания трубопроводов на прочность и плотность
- •Технического расследования некатегорийного отказа трубопровода
- •Инструкция по ведению и хранению паспортов на нефтепромысловые трубопроводы
- •6. Оборудование скважин уэцн
- •6.1. Погружные установки для добычи нефти
- •6.1.1. Краткие сведения по добыче нефти установками электроприводного погружного центробежного насоса
- •6.1.2. Комплектность уэцн
- •6.1.3. Конструктивные особенности уэцн
- •6.1.4. Электродвигатели погружные асинхронные типа пэд
- •Основные характеристики
- •6.1.5. Погружной кабель для уэцн
- •6.1.6. Применение газосепараторов и диспергаторов в составе уэцн
- •Технические данные диспергаторов
- •6.1.7. Коструктивные особенности уэцн импортного производства
- •Параметры насосов фирмы odi
- •6.2. Наземное электрооборудование уэцн
- •6.2.1. Станции управления уэцн
- •6.2.2. Трансформаторы серии тмпн
- •6.3. Монтаж и эксплуатация уэцн
- •6.3.1. Монтаж уэцн на скважине
- •6.3.2. Спуск уэцн в скважину
- •6.3.3. Запуск и вывод уэцн на режим
- •6.3.4. Демонтаж уэцн (по видам гидрозащит)
- •6.3.5. Монтаж уэцн импортного производства
- •6.4. Оборудование для добычи сеноманской и артезианской воды
- •Технические характеристики агрегатов центробежных скважинных типа эцв для скважин ппд
- •Комплектация и технические характеристики установок электроцентробежных насосов
- •7. Фонтанная эксплуатация скважин
- •7.1. Теоретические основы фонтанирования скважин
- •7.2. Оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин
- •7.3. Исследование фонтанных скважин. Регулирование работы
- •7.4. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- •8. Эксплуатация осложненного фонда добывающих скважин
- •8.1. Асфальтосмолопарафиновые отложения (аспо)
- •8.1.1. Причины и условия асфальтосмолопарафиновых отложений
- •8.1.2. Методы борьбы с аспо
- •90° Направление ветра скважина а ц№2
- •8.2. Солеотложения
- •8.2.1. Причины возникновения солеотложений
- •8.2.2. Борьба с солеотложениями
- •8.3. Коррозия
- •8.3.1. Причины возникновения коррозии
- •8.3.2. Способы защиты от коррозии
- •8.4. Образование гидратных отложений
- •8.4.1. Механизм образования гидратных отложений
- •8.4.2. Методы предупреждения гидратообразований и борьба с гидратоотложениями
- •8.5. Прочие осложнения
- •8.5.1. Влияние свободного газа на работу насосов шгн
- •8.5.2. Осложнения при образовании песчаных пробок
- •8.5.3. Особенности откачки высоковязких сортов нефти и водонефтяных эмульсий
- •8.5.4. Осложнения при эксплуатации наклонно-направленных скважин установками шгн с интенсивностью набора кривизны более 2о на 10 м
- •8.5.5. Обводнение скважин с темпом выше проектного
- •9. Исследование скважин
- •9.1. Промыслово-гидродинамические исследования
- •Исследований
- •9.2. Промыслово-геофизические исследования
- •10. Текущий и капитальный ремонт скважин
- •10.1. Подготовка скважины к ремонту
- •10.2. Производство работ по глушению
- •10.2.1. Основные положения
- •10.2.2. Подготовка скважины к глушению
- •10.2.3. Технология глушения скважин
- •10.2.4. Глушение фонтанных, газовых и нагнетательных скважин
- •10.2.5. Глушение скважин, оборудованных шгн
- •10.2.6. Глушение скважин, оборудованных уэцн
- •10.2.7. Инструкция по расчету циклического глушения механизированных скважин Исходные данные
- •10.2.8. Осложненное глушение
- •10.3. Текущий ремонт скважин
- •10.3.1 Классификатор текущих ремонтов скважин
- •10.4. Капитальный ремонт скважин
- •10.4.1. Классификатор капитальных ремонтов скважин
- •10.4.2. Классификатор капитальных ремонтов скважин, выполняемых бригадами Сургутского упнПиКрс с использованием установок «Непрерывная труба»
- •10.5. Основные операции, проводимые
- •10.5.1. Спуск-подъем гно
- •10.5.2. Шаблонирование ствола скважины
- •Диаметры шаблона
- •10.5.3. Внедрение отсекателей пласта
- •10.5.4. Геофизические исследования скважин
- •10.5.5. Промывка забоя скважины
- •10.5.6. Обработки призабойной зоны продуктивного пласта (опз)
- •10.5.7. Гидравлический разрыв пластов
- •10.5.8. Забуривание боковых стволов
- •10.5.9. Забуривание боковых стволов на депрессии
- •10.5.10. Ремонтно-изоляционные работы
- •10.5.11. Ловильные работы, ликвидация аварий
- •10.6. Перечень работ в текущем и капитальном ремонте скважин, при выполнении которых обязательно присутствие мастера или ответственного инженерно-технического работника (итр)
- •Перечень работ в текущем и капитальном ремонте скважин
- •10.7. Основные виды оборудования и инструмента, применяемые при текущем и капитальном ремонте скважин
- •10.7.1. Подъемные агрегаты
- •10.7.2. Оборудование и инструмент, применяемые при спуско-подъемных операциях
- •Технические характеристики элеваторов эш
- •10.7.3. Ловильный инструмент
- •10.7.4. Пакерно-якорное оборудование
- •10.8. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при ремонте скважин
- •Содержание
- •1. Геология и бурение нефтяных месторождений
- •2. Разработка месторождений 29
- •3. Методы повышения нефтеотдачи пластов
10.5.5. Промывка забоя скважины
Проведение капитальных ремонтов скважин после подъема подземного оборудования предусматривает промывку забоя скважины. Промывка забоя производится путем создания циркуляции промывочной жидкости по трубному пространству в затрубное пространство (прямая промывка) и, наоборот (обратная промывка), при касании инструментом забоя скважины. Потоком жидкости частицы песка, механических примесей, проппанта, шлама и т.д. подхватываются с забоя, со стенок скважины и выносятся на поверхность. Сочетание «прямой» и «обратной» промывки называется комбинированной промывкой.
Суть комбинированной промывки заключается в том, что во время промывки периодически изменяется направление движения жидкости. Промывка начинается с нагнетания промывочной жидкости в промывочные трубы, т.е. размыв начинается прямой промывкой. После размыва верхней, наиболее плотной части пробки для ускорения выноса ее на дневную поверхность изменяется направление движения промывочной жидкости, т.е. производится переход на обратную промывку. После выноса размытой пачки на поверхность вновь меняется направление нагнетания жидкости с целью размыва следующей части пробки и т.д. При переходе с «прямой» промывки на «обратную» не следует длительно оставлять скважину без циркуляции, разгрузку инструмента следует производить до повышения давления в нагнетательной линии, чтобы не допустить закупорки трубного пространства. Подача промывочной жидкости в скважину осуществляется насосным агрегатом.
Для размыва пробки низ колонны труб оборудуют «пером» – патрубком с косым срезом, а при крепких пробках используют «карандашный» мундштук с отверстием диаметром 5–15 мм, создающим гидромониторный эффект. Также в состав основного оборудования для промывки скважин входят:
– вертлюг промывочный ВП (ВП-50, ВП-60 или ВП-80), предназначенный для удержания на весу колонны промывочных труб в процессе промывки и обеспечения беспрепятственного прохода промывочной жидкости, нагнетаемой насосной установкой;
– промывочный шланг для соединения насосного агрегата с промывочным вертлюгом и подачи промывочной жидкости;
– герметизатор устья, предназначенный для герметизации межтрубного пространства и создания циркуляции жидкости по замкнутому кругу;
– желобная емкость для приема и очистки промывочной жидкости от песка, шлама и т.д.
При промывке проппанта после проведения ГРП или ГПП нередко возникают ситуации, когда обычным инструментом не удается вскрыть верх песчаной пробки и промыть скважину, в этих случаях компоновку низа колонны оборудуют долотом или фрезой. После разрушения образовавшейся корки промывку продолжают вышеперечисленными способами.
Если эксплуатационная колонна скважины имеет дефекты или разрабатываемый пласт сильно дренирован, для промывки применяются
Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата
струйные аппараты. Установка состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и специального устьевого оборудования: промывочного шланга, вертлюга, приспособления для долива воды.
Скважинная,., ," | жидкость
Рис. 7. Промывка забоя скважины
315
Струйный аппарат представляет собой инжектор, состоящий из диффузора, сопла и размывочной головки, над которой имеется механический клапан. При упоре размывочной головки в забой механический клапан открывается и жидкость подается через кольцевое пространство к раз-мывочной головке. Вода и размытый шлам устремляются на поверхность по внутренней трубе. Если пробка промыта, то механический клапан закрывается и вода не поступает.
В скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забое рыхлых (неуплотненных) пробок применяется промывка аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом. В качестве рабочего агента применяются аэрированная жидкость, пены, сжатый воздух. Преимущества этого способа заключаются в значительном уменьшении или полном исключении поглощения промывочной жидкости пластом, в ускорении ввода скважин в эксплуатацию после промывки.
Для размыва пробки аэрированной жидкостью в скважину спускаются промывочные трубы, нижней конец которых устанавливается на 10–15 м выше уровня пробки. На линиях подачи воздуха и воды в аэратор устанавливаются обратные клапаны. Вода с добавлением ПАВ при помощи насосного агрегата нагнетается в аэратор, туда же одновременно подается воздух. Контроль и регулирование процесса промывки осуществляются посредством вентиля, расходомера, манометра и отвода, служащего для уменьшения давления до атмосферного на линии нагнетания при наращивании промывочных труб. Шлам от размытой пробки выносится на поверхность по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб. При промывке скважины пенами применяется такое же оборудование, как и при промывке аэрированной жидкостью, а также, как правило, двух- или трехфазная пены.
