2. Факторы, влияющие на продуктивность горизонтальных скважин.
1. распределение пластового давления;
2. извилистость ствола скважины;
3. неоднородность коллектора по простиранию (низкая эффективная длина) и наслоению (малая величина вертикальной проницаемости);
4. наличие воды в стволе и в призабойной зоне скважины;
5. влияние работы соседних скважин;
6. снижение проницаемости пласта в призабойной зоне.
3. «Разработка нефтяных и газовых месторождений»
(промысловая геология, НГПО и ЭНГС)
Из каких методов состоит комплекс промыслово-геофизических исследований скважин.
4. Технология ремонтно-изоляционных работ по отключению обводнившихся пропластков.
Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:
- расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта;
- приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;
- планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;
- направление движения воды (сверху, снизу).
При изоляции верхних вод для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонн следует перекрыть песчаной пробкой, не перекрытым достаточно оставить не более 1 м интервала перфорации. Если расстояние между интервалом перфорации и забоем скважины более 20 м, целесообразна установка цементного моста.
При использовании для РИР водоцементных растворов обязательна их обработка понизителями водоотдачи.
Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), приемистость скважины составляет 0,6 м3/(ч МПа) и менее, следует в качестве зоны ввода тампонажной смеси в каналы перетока использовать специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные против плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами или в кровле водоносного пласта.
Для восстановления герметичности эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий может быть установлен металлический пластырь. Однако, его применение ограничивается депрессией в скважине в процессе эксплуатации не более 8,0 МПа.
При применении гелеобразующих полимерных тампонажных материалов (ПТМ) в качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого за колонну, использовать цементный раствор.
При использовании отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан или осуществить засыпку глиной толщиной 1 м для предупреждения фильтрации ПТМ в продуктивный коллектор. Кроме этого, может быть применен пакер ПРС.
Запрещается применение фильтрующихся ПТМ при лучших коллекторских свойствах нефтяного пласта (коэффициент гидропроводности в 1,5 раза выше водонасыщенного пласта) и более низких значениях величины пластового давления по сравнению с водоносным пластом с незащищенным интервалом продуктивного пласта из-за опасности его «загрязнения».
5Установки по подготовке газа.
Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений, сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений, газовый конденсат.
Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:
— абсорбционная или адсорбционная сушка;
— низкотемпературная сепарация или абсорбция;
— масляная абсорбция.
На газовых месторождениях подготовка газа заключается в его осушке, поэтому там используются процессе абсорбции или адсорбции.
В состав УКПГ входят:
— блок предварительной очистки (сепарации);
Обеспечивает отделегие от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.
— технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа;
— дожимные компрессорные станции;
Ф-фильтр отделения механических и жидких частиц;
АВО-аппарат воздушного охлаждения газа,нагревающегося при сжатии;
А-абсорбер для осушки газа с целью предупреждения газогидратных пробок;
ОУ-одаризациоонная установка для придания резкого запаха с целью обнаружения утечек газа;
УУГ0узел учета газа;
Вариант 4