- •150. Назначение и условие применения дожимных кс (дкс)
- •151 Структурная схема контроля при капитальном ремонте скважин
- •153.Основные типы конструкций скважин в различных геологических условиях. Причины, приводящие к нарушению ок
- •154. Оценка величины и направления заколонных перетоков жидкости с помощью методов термометрии.
- •155. Основные задачи контроля технического состояния фонда скважин. Причины, приводящие к нарушению технического состояния скважин.
- •156. Конструкции специальных видов ок и их использование при контроле выработки продуктивных пластов
- •157 Основные виды и направления заколонных перетоков пластовых вод при нарушении герметичности цементного камня
- •158. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •159. Способы регистрации индикаторных жидкостей.
- •160. Контроль дебитов многопластового объекта разработки с помощью естественных индикаторов микрокомпонентов продуктивных пластов.
- •161. Комплекс методов для оценки величины и состава, поступающей из пласта жидкости.
- •162 Использование индикаторных жидкостей для оценки наличия межпластовых перетоков
- •164. Основные нарушения целостности обсадной колонны и причины их появления.
- •165. Способы выявления нарушения целостности обсадной колонны. Скважинный акустический телевизор (сат) и его использование для контроля качества обсадной колонны.
- •166 Контроль технического состояния обсадной колонны.Методы контроля, решаемые задачи
- •167. Технологическая карта (алгоритм) исправления негерметичности обсадной колонны.
- •168. Контроль состояния цементного камня за колонной. Методы контроля и решаемые задачи.
- •169. Основные технологические приемы контроля при проведении геолого-технических мероприятий в обсаженной скважине (дополнительная перфорация, грп и др.).
- •170. Основные причины загрязнения горизонтов питьевых вод. Способы прямой и косвенной оценки осолонения горизонтов питьевых вод.
- •171. Комплекс методов контроля для оценки и предотвращения загрязнения экологической системы
- •172.Алгоритм исправл.Некач цк и закол.Перетоков
- •173. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •176. Понятие о дифференциальных методах контроля. Комплексирование дифференциальных методов контроля в зависимости от конструкции обсадной колонны и минерализации пластовой воды.
- •178. Осн.Экол.Законы
- •179. Оценка состюпзп при крс
- •181.Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Требования к системам сбора и подготовки
- •182.Сепарация газа от нефти. Оптимизация процессов сепарации.
- •185.Расчет производительности сепараторов.
- •186.Промысловые нефтегазовые сепараторы.
- •187. Продукция нефтяных скважин. Способы выражения состава нефти и газа.
- •188. Измерение продукции нефтяных скважин
- •189. Технические средства для измерения продукции нефтяных скважин
- •190. Промысловые сборные трубопроводы. Классификация трубопроводов.
- •191. Принципы прроект-ния пром. Тр-в
- •192.Гидравлический расчет простого и сложного нефтесборного трубопровода.
- •193. Расчет сборных трубопроводов при движении по ним газированной жидкости
- •194.Способы увеличения произ-ти трубопр-в.
- •195.Тепловой расчет тр-да
- •197. Борьба солями.
- •198.Насосы и насосные станции
- •199. Компрессоры
- •200. Резервуары и резервуарные парки.
- •202. Разделение водонефтяных эмульсий методом отстаивания.
- •203,205. Термическое разделение водонефтяных эмульсий. Химическое
- •204. Разделение внэ фильтр-ей.
- •206. Установки комплексной подготовки нефти, газа и воды.
- •207. Разделение водонефтяных эмульсий в электрическом поле. Электродегидраторы
- •208.Обессоливание
- •209. Стабилизация
- •210. Борьба с коррозией
154. Оценка величины и направления заколонных перетоков жидкости с помощью методов термометрии.
Термометрия используется для нахождения места притока жидкости в скважину; она базируется на изменении температуры промывочной жидкости в пределах предполагаемого участка притока. Скважина заполняется жидкостью, температура которой отличается от температуры пластовой воды. Измерения проводятся обычными электрическими термометрами.
1.Определяют геотерм-й градиент: Г=100·(t2-t1)/(H2-H1); 2- геотермич-ю ступень =1/Г; 3-наличие перетоков н.г.в. в ск-нах вызывают аномалии темп-рыв, кот. опис-ся: t=± ξ ΔP, где ξ – к-т Джоуля-Томпсона. По этой величине аномалии можно судить о притоке н.г.в. При наличии притока жидкости в ск-ну ч/з перф-ю происх. смешение флюидов. Поэтому возникают поля, обусл. калориметрическим эфф-м. Δt=qφ·(tφ-tp)/( qφ +qp), где qφ – дебит притока, tφ – темп-ря ж-ти притока, tp - -\\- среды, qp - -//- нижележ. горизонта.
Место притока воды отмечается повышением или понижением температуры жидкости. 1- песчаник, 2- направление затрубной циркуляции, 3- термограмма, 4 – линия, параллельная оси глубин, 5 – геотермограмма. Если термограмма расположена выше геотермы (I) – то направление перетока определяем по макс. температуре – переток от большей к меньшей. Если термограмма ниже геотермы (II) – по минимальной температуре, направление перетока будет от минимальной к максимальной. Если пересекает – проводим линию, параллельную оси глубин, если большая площадь расположена правее, то преток сверху вниз. Если существет неопределенность – окончательное решение принимается исходя из величины депрессии на пласт.
155. Основные задачи контроля технического состояния фонда скважин. Причины, приводящие к нарушению технического состояния скважин.
Основными задачами контроля технического состояния скважин является обнаружение дефектов обсадной колонны и цементного кольца, источников обводнения продукции, установления интервалов поступления воды в скважину, исследования режимов работы эксплуатационных и нагнетательных скважин, выяснения уровня воды и нефти в стволе скважины, определение степени осолонения цементного камня (рис. 1.1).
Существуют прямые методы контроля - геофизические, геохимические исследования скважин и косвенные - промысловые (например, анализ причин резкого обводнения добываемой нефти, значительное увеличение объема закачки воды в нагнетательную скважину).
Причины нарушения тех. Состояния скважин:
1. Коррозия ОК. Приводит к уменьшению ее толщины, или появлению сквозных отверстий.
ЦК тоже окисляется, теряя при этом необходимые свойства.
-H2S
-Электрохимическая коррозия
2. Некачественная установка ОК (недовороты), плохой цементаж – со временем могут привести к негерметичности, и перетокам.
3. Повреждение элементов скважины при КРС:
- механич-е повреждение, растрескивание ОК и ЦК при перфорации и ГРП
- износ ОК при спуско-под-х операциях
- разъедание ОК и ЦК при кислотных обраб-х
4. Нарушение целостности ЦК и ОК за счет процессов, протекающих в окружающих ГП (оползни, набухания, землятрясения)