Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Категории скважин, подлежащих ликвидации↑ ⇐ ПредыдущаяСтр 105 из 105 Содержание книги
Похожие статьи вашей тематики
Поиск на нашем сайте
Скважины, подлежащие ликвидации, подразделяются на следующие категории: I — выполнившие свое назначение, II — геологические, III — технические, IV — технологические. I категория — скважины, выполнившие свое назначение. К ним относятся: а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, другими технологическими документами на разработку месторождения, кроме скважин, дающих продукцию и подлежащих обустройству; б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технической схемой разработки, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, или при отсутствии необходимости их перевода в контрольный, наблюдательный, пьезометрический фонд; в) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач; г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, наблюдательные и иные при отсутствии необходимости их дальнейшего использования; д) скважины нагнетательные, наблюдательные, а также пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях. II категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам. К ним относятся: а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, т. е. в зонах отсутствия коллекторов, в законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, работы по интенсификации притока в которых результатов не дали; б) скважины, строительство которых прекращено из-за нецелесообразности дальнейшего ведения в) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному. III категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные). К ним относятся скважины, строительство или эксплуатция которых прекращена вследствие аварий, ликвидировать которые существующими методами невозможно: а) в результате открытых фонтанов, пожара, аварий с бурильным инструментом (промежуточными или эксплутационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем); неудачного цементирования; б) в результате притока пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным; в) в результате естественного износа и коррозии колонн; г) при разрушении устья скважины в результате стихийных бедствий (землетрясений, оползней); д) при смятии, сломе колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород; е) при аварийном уходе плавучих буровых установок; ж) пробуренные с отклонением от проектной точки вскрытия пласта. IV категория — скважины, ликвидируемые по технологическим причинам. К ним относятся: а) скважины, законченные строительством и не пригодные к эксплуатации из-за несоответствия эксплуатационной колонны, прочностных и коррозионо-стойких характеристик фактическим условиям; б) скважины, не пригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых методов воздействия на пласт; в) скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 лет и более, и в ближайшие 5—7 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна; г) скважины, расположенные в санитарно-защитных, охранных зонах населенных пунктов, рек, водоемов и в запретных зонах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ При планировании энергетической стратегии России делается ставка не только на открытие и разработку новых нефтяных и газовых месторождений, но и на ускоренную реализацию научно-технических проектов на месторождениях с истощенными или низкодебитными запасами. Существующие технологии уже находятся на пределе своих возможностей. Сама логика развития топливно-энергетического комплекса страны заставляет более внимательно подходить к проблемам основных нефтегазовых провинций (И. Матлашов), которые вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Выработка запасов на действующих месторождениях достигла 54% (2000 г.), а доля трудноизвлекаемых запасов повысился до 55—60%. Ресурсный потенциал «новых» провинций в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке в несколько раз ниже, чем в «старых» освоенных районах, а их освоение в пересчете на тонну извлеченной нефти обходится почти в два раза дороже, чем суммарная стоимость работ по восстановлению дебита скважин на старых месторождениях. В газовой промышленности некоторые «старые» месторождения в значительной мере выработаны: Медвежье — на 78%, Ямбургское — на 46%, Уренгойское — на 67% (И. Матлашов). Поэтому одним из важнейших направлений, на котором должен быть сосредоточен интеллектуальный и инвестиционный потенциал отрасли, является реализация современных методов и технологий интенсификации добычи, в том числе развитие в нефтегазодобыче колтюбинговых технологий (Coiled Tubing). Эта прогрессивная технология применения гибких труб, намотанных на барабан, используется в подземном и капитальном ремонте скважин довольно широко, но не в тех объемах, которые требует нефтегазовая отрасль. Технология бурения с использованием гибких труб позволяет бурить на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3—5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения с использованием гибких труб дополнительных горизонтальных стволов из колонн старых скважин при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, восстановлении бездействующих и малодебитных скважин. Бурение с использованием гибких труб позволяет вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе многие и многие забалансовые углеводороды и добывать дополнительно в нашей стране до 50 млн. т нефти и до 30 млрд. м3 газа ежегодно (И. Матлашов). Базирующиеся на использовании длиномерных (до 3000— 5000 м) безмуфтовых гибких труб, наматываемых на барабан и многократно используемых для спуска в скважину, технологии позволяют сократить в 2—5 раз время и удешевить ремон-тно-восстановительные работы (Л. Груздилович). Срок окупаемости агрегатов, разработанных специалистами Республики Беларусь и РФ, как правило, не более 6 месяцев. Колтюбинговые агрегаты могут выполнять такие операции, как ликвидация отложений парафина, гидратов и песчаных пробок; обработка призабойной зоны; спуск в скважину оборудования для геофизических исследований; установка цементных мостов и баритовых пробок; забуривание вторых стволов, промывка поглощающих скважин с АНДП пенными системами для улучшения выноса механических примесей; геофизические исследования в открытом и обсаженном стволе (каротаж, каротаж — испытания — каротаж, шумометрия и др.); установка кислотных и щелочных ванн; глубокопроникающие обработки продуктивного пласта (ПП) пенокислотными составами; селективные обработки вскрытых интервалов ПП; промывка ПП с использованием жидкого азота; периодические продувки ПЗП азотом с целью удаления пластовых вод; промывка фильтра и зумпфа от механических примесей; промывка гравийной набивки фильтра от различных отложений растворами ПАВ и растворителями; интенсификация продуктивного пласта скважин, оборудованных фильтрами; вымыв гравийной набивки при извлечении фильтра; промывка ПЗП нефтяных скважин от асфальто-смолистых отложений горячей нефью или растворителями. Использование колтюбинговых установок совместно с азотно-бустерным комплексом и полного диапазона регулируемых депресионных воздействий по всему вскрытому разрезу скважины позволит: —осваивать скважины пенными системами; —снижать уровень жидкости до необходимой глубины; —продувать скважины газообразным азотом; оптимизировать притоки пластовых флюидов.Анализ результатов исследований указывает на возможность управления пластовой энергией при интенсификации притоков и добыче нефти и газа таким образом, чтобы гидродинамическая связь между скважиной и пластом была наиболее выгодной. Это позволит: —продлить срок немеханизированной добычи нефти; —успешно бороться со скважинными отложениями; —предупреждать образование водяных пробок на забое газовых скважин; —замедлять процесс обводнения нефтяных скважин; —выбирать депрессии, обеспечивающие наилучшие условия для притока флюида. Наибольший эффект может быть получен на малодебитных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах (Б. Кравченко). В настоящее время нашими предприятиями выпускается восемь колтюбинговых агрегатов для спуска гибких труб диаметром от 19 до 73 мм для работы в скважинах глубиной до 5000 м: 1. Колтюбинговая установка М-40: усилие инжектора 40 т; труба диаметром 60/73 мм, длиной 3500/2200 м. Смонтирована на полуприцепе с седельным тягачом повышенной проходимости. 2. Колтюбинговая установка М-20: усилие инжектора — 24 т; труба диаметром 38,1/44,5 мм, длиной 3800/3000 м. Шасси повышенной проходимости МЗКТ 8x8. 3. Колтюбинговая установка М-20.01: усилие инжектора 24 т; труба диаметром 38,1/44,5 мм, длиной 4800/3800/3200 м. Смонтирована на полуприцепе с седельным тягачом. 4. Колтюбинговая установка М-10.01: усилие инжектора —до 12 т; труба диаметром 19,05/38,1 мм, длиной 5000/1800 м.Шасси МАЗ бхб.
ЛИТЕРАТУРА 1. Молчанов Л. С. Подземный ремонт скважин. М.: Недра,1986. 2. Будников В. Ф., Макаренко П. П., Юрьев В. А. Диагностика и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.:Недра, 1997. 3. Освоение скважин. //Авт. Булатов А. И., Качмарь Ю. Д.,Макаренко П. П., Яремийчук Р. С.// Под редакцией д.т.н. проф. Р. С. Яремийчука. М.: Недра, 1999. 4. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. //Авт.: Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М., Шандрыгин А. П., Подюк В. Г. // М.: Недра, 1997. 5. РД-08-71-94. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Утверждена Постановлением коллегии Госгортехнадзора России 19.08.1994г., №51. 6. Амиров А. Д.. Овнатанов С. Т., Яшин А. Б. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1975. 7. Грайфер В. И., Шумилов В. А., Каменев В. Н. Организацияи технология капитального ремонта скважин. — М.: Недра, 1979. ОГЛАВЛЕНИЕ Введение.......................................................... 3 Подготовка скважин к эксплуатации 5 1.1.Призабойная зона пласта..................... 5 1.2.Конструкции скважин......................... 5 1.3.Конструкции забоев скважин............... ю 1.4.Гидродинамическое несовершенство скважин... 27 1.5.Воздействие на фильтрационные свойства пласта в 1.6.Движение жидкости и газа в системе «пласт—сква 1.7.Виды ремонтов нефтяных и газовых скважин... 51
|
|||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-12-16; просмотров: 441; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.188.218.140 (0.014 с.) |