Утримання фонду свердловин та зміна їх призначення

Технічний стан свердловин і встановленого на них обладнання має забезпечувати:

– експлуатацію свердловин у відповідності із затвердженими технологічними режимами їх роботи;

– зміну і контроль цих режимів (вимірювання гирлових, затрубних і міжколонних тисків, дебітів рідини і газу, газових факторів, обводненості продукції, робочого тиску і витрат газу при газліфтній експлуатації свердловин, подавання насосів при механізованій експлуатації, відбирання гирлових проб і т. ін.);

– промислово-гідрогазодинамічні дослідження свердловин із метою контролю процесів розробки, стану підземного обладнання і привибійних зон пласта;

– проведення заходів із метою попередження і боротьби з ускладненнями при експлуатації свердловин.

Обслуговування свердловин різних категорій проводиться у відповідності з вимогами інструкції з експлуатації свердловин і встановленого на них обладнання.

Для проведення робіт із метою контролю процесів розробки і технологічних режимів роботи свердловин останні мають бути обладнані:

– при фонтанному і газліфтному способах експлуатації свердловин – манометрами для контролю буферного, затрубного і міжколонних тисків, пристроями для відбирання гирлових проб, вимірювання гирлової температури, арматурними майданчиками і, при необхідності, лубрикаторами, які уможливлюють опускати у свердловини глибинні прилади (манометри, термометри, дебітоміри, пробовідбірники та інше);

– при газліфтному способі експлуатації свердловини – на викидних лініях гирлових арматур обладнуються манометрами, витратомірами, різними пристроями для вимірювання та регулювання тиску і витрат робочого газу;

– при експлуатації свердловин штанговими свердловинними насосами (ШСН) – пристроями для відбирання проб рідини і затрубного газу, динамометрування, вимірювання рівня рідини ехолотом;

– при експлуатації свердловин зануреними електровідцентровими насосами (ЕВН) – станціями управління, приладами для контролю подавання насоса, манометрами для вимірювання тиску на буфері і в затрубному просторі;

– при експлуатації свердловин гідропоршневими насосами – пристроями для контролю числа ходів зануреного агрегата, манометрами для контролю тиску робочої рідини;

– при експлуатації свердловин плунжерним ліфтом – пристроями для відкривання і закривання свердловини, вимірювання циклів роботи плунжерного ліфта.

У свердловинах із значним винесенням піску проводиться кріплення привибійної зони. Методи кріплення (встановлення фільтрів, цементування, оброблення смолами, полімерами і т. ін.) вибираються в залежності від конкретних умов.

Переведення свердловин на інші об’єкти розробки здійснюється у відповідності з діючими положеннями та інструкціями (НПАОН 11.2 - 4.03 - 86).

Приєднання нових об’єктів для спільної експлуатації з раніше розроблюваними в даній свердловині об’єктами проводиться у відповідності з технологічним проектним документом і вимогами чинної інструкції з приєднання об’єктів.

Повернення ліквідованих свердловин в експлуатаційний фонд здійснюється після отримання погодження у розробника проекту розробки даного родовища про доцільність повернення свердловин із ліквідаційного фонду в експлуатацію і погодження з територіальним органом Держгірпромнагляду.

Консервація свердловин (оформлення відповідної документації, проведення необхідних робіт) здійснюється у відповідності з діючими положеннями про порядок тимчасової консервації видобувних (нафтових та газових) і нагнітальних свердловин (НПАОН 11.2 - 4.02 - 89).

Усі пробурені на території України свердловини (розвідувальні, видобувні, нагнітальні, спеціальні та інші), які виконали своє призначення і подальше використання яких у народному господарстві недоцільне або неможливе, підлягають ліквідації у відповідності з чинним положенням (НПАОН 11.2 - 4.02 - 89).

Контрольні питання

1. Назвіть основні принципи освоєння ресурсів нафти.

2. Нарисуйте і поясніть структурну схему виробничого процесу видобування нафти.

3. Що розуміємо під надрами Землі?

4. Чим пластовий тиск відрізняється від умовного гідростатичного тиску?

5. Що розуміємо під геотермічним градієнтом? Як і чому він змінюється із глибиною залягання різних гірських порід?

6. Запишіть і поясніть формулу потенціальної енергії пружної деформації водонасиченого пористого середовища.

7. Запишіть закон Гука стосовно деформації водонафтонасиченого пористого середовища.

8. Запишіть і поясніть закон Генрі.

9. Як розміщують свердловини на нафтовому покладі при видобуванні нафти?

10. Які технологічні задачі необхідно вирішувати на третій стадії розробки нафтового родовища?

11. Що розуміємо під горизонтальною свердловиною?

12. Що повинна забезпечувати конструкція експлуатаційних свердловин?

13. Нарисуйте і поясніть схеми обладнання вибою свердловини.

14. Охарактеризуйте привибійну зону пласта.

15. Назвіть і поясніть фактори погіршення фільтраційної здатності колектора в привибійній зоні?

16. Назвіть недоліки і переваги кожного виду перфорації.

17. Що розуміємо під терміном якість перфорації свердловини? Як її можна кількісно оцінити?

18. Які дві умови обов’язково слід виконати при проектуванні гідропіскрструминної перфорації?

19. Назвіть і охарактеризуйте методи освоєння свердловин.

20. Запишіть і поясніть рівняння балансу тисків при циркуляції рідини у свердловині.

21. За якими ознаками класифікують технології видобування нафти?

22. Запишіть і поясніть рівняння балансу енергій у видобувній свердловині.

23. Як класифікують нафтові свердловини за складом і властивостями їх продукції?

24. Що розуміємо під коефіцієнтами використання фонду та експлуатації свердловин?

25. Як визначається коефіцієнт місячної зміни дебіту?

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Методика підрахунку технологічної ефективності від впровадження організаційно-технічних заходів	\|	РОЗДІЛ ІІ.

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.006 сек.