Геологическое строение и разработка Чекмагушевского нефтяного месторождения - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Геологическое строение и разработка Чекмагушевского нефтяного месторождения

Информация о предприятии, общие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений. Контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин. Технологии термометрирования и расходометрии. Безопасность условий труда на месторождениях.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1. Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений
2. Схема организационной структуры НГДУ "Чекмагушнефть"
3. Должностная инструкция по рабочей профессии
4. Контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин
5. Контроль за работой наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации
5.1 Технология измерения динамического уровня, дебита при эксплуатации скважин
5.3 Технология борьбы с осложнениями в скважинах
6. Профилактика и безопасность условий труда на нефтяных и газовых месторождениях
6.1 Промышленная безопасность на предприятии или в цехе
6.2 Экологическая безопасность на предприятии или в цехе
6.3 Котельная как источник выбросов
6.4 Факельные установки по сжиганию газа
1. Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений
Компания зарегистрирована 19 октября 2002 года регистратором Межрайонная инспекция МНС России N23 по Республике Башкортостан. Управляющий организации - Сахаутдинов Рустам Вилович. Компания ООО "НГДУ "Чекмагушнефть" находится по адресу 452320, Республика Башкортостан, г. Дюртюли, ул. Ленина, 9, основным видом деятельности является "Предоставление услуг по бурению, связанному с добычей нефти, газа и газового конденсата". Организация также осуществляет деятельность по следующим неосновным направлениям: "Деятельность в области архитектуры; инженерно-техническое проектирование; геолого-разведочные и геофизические работы; геодезическая и картографическая деятельность; деятельность в области стандартизации и метрологии; деятельность в области гидрометеорологии и смежных с ней областях, мониторинга состояния окружающей среды, ее загрязнения; виды деятельности, связанные с решением технических задач, не включенные в другие группировки", "Производство пластмассовых плит, полос, труб и профилей". Основная отрасль компании - "Нефтедобывающая промышленность". Организации присвоен ИНН 0260007287, ОГРН 1020201754869.
Чермасанское месторождение нефтяное месторождение находится в северо-западной части Башкортостана. В 90 км к юго-востоку от Арланского месторождения на территории Кушнаренковского частично Карача-Елгинского и Чекмагушевского районов. Открыто в 1953 г. Введено в разработку в 1957 г. Геологический разрез месторождения является типичным для платформенной части республики, представлен отложениями четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем, а также додевонским осадочным комплексом (вендской серией). В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бирской седловине. По ТТНК оно располагается в пределах Чермасанского вала, приуроченного к верхнетурнейскому борту северо-восточного склона Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы некомпенсированного прогиба.
На Чермасанском месторождение валообразном поднятии выявлена серия куполовидных поднятий, размеры которых составляют от 2 до 3,5 км по ширине и до 11,5 км по длинной оси. Все они объединены в единую крупную залежь в ТТНК. Отмечается совпадение структурных планов, начиная от кровли турнейского яруса до кунгурского яруса нижней перми. Однако контрастность структуры постепенно сглажена снизу вверх.
Промышленная нефтеносность приурочена к терригенным отложениям девона (на южной и северной периклиналях), ТТНК (бобриковский и тульский горизонты), а также к карбонатным отложениям турнейского яруса нижнего карбона и каширского горизонта среднего карбона
Основным объектом разработки являются пласты песчаников ТТНК. Залежи остальных объектов второстепенные. ТТНК характеризуется сложным строением и представляет собой переслаивание пластов песчаников, аргиллитов, глинистых углистых сланцев и глинистых маломощных известняков.
2. Схема организационной структуры НГДУ "Чекмагушнефть"
В состав нефтегазодобывающего управления "Чекмагушнефть" входят следующие структурные подразделения:
- цех комплексной подготовки и перекачки нефти;
- 2 цеха подземного ремонта скважин;
- цех сбора, подготовки и транспортировки газа;
- цех технического обслуживания и ремонта оборудования;
- цех научно-исследовательских и производственных работ;
- цех поддержания пластового давления;
- 2 участка по подготовке задавочной жидкости;
- центральная инженерно-технологическая служба;
- база материально-технического обеспечения;
Имеются четыре действующих месторождений (карта месторождений представлена в приложениях №1):
Таким образом, добычу нефти и газа осуществляют четыре цеха по добыче.
Рисунок 1 - Организационная структура Чекмагушевского НГДУ
3. Должностная инструкция по рабочей профессии
Должность "Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда" относится к категории "Рабочие".
Квалификационные требования - профессионально-техническое образование. Повышение квалификации. Стаж работы по профессии оператора по добыче нефти и газа 3 разряда - не менее 1 года.
- основные данные о нефтяное и газовое месторождение;
- физико-химические свойства нефти, газа и газового конденсата;
- технологический режим обслуживаемых скважин;
- устройство и принцип работы установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, систем сбора и транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа, контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики;
- техническую характеристику и правила эксплуатации наземного промышленного оборудования, установок, трубопроводов и приборов;
- общие понятия о методах интенсификации добычи нефти и газа, исследования скважин, разработка нефтяных и газовых месторождений, подземный и капитальный ремонт скважин;
- основы техники и технологии бурения и освоения нефтяных и газовых скважин;
- правила эксплуатации промышленного электрооборудования и работы на электротехнических установках.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда назначается на должность и освобождается от должности приказом по организации (предприятию/учреждению).
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда подчиняется непосредственно
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда руководит работой
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда во время отсутствия, замещается лицом, назначенным в установленном порядке, которое приобретает соответствующие права и несет ответственность за надлежащее выполнение возложенных на него обязанностей.
Характеристика работ, задачи и должностные обязанности
Ведет технологический процесс за всеми способами добычи нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа и обеспечивает бесперебойную работу скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и другого нефтепромыслового оборудования и установок.
Участвует в работах по освоению скважин, вывод их на заданный режим; опрессовывает трубопроводы и технологическое оборудование под руководством оператора более высокой квалификации.
Осуществляет монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт наземного промышленного оборудования, установок, механизмов и коммуникаций.
Проводит профилактические работы против гидратообразований, отложений парафина, смол, солей и расчет реагентов для проведения этих работ.
Измеряет величины различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов.
Снимает и передает параметры работы скважины, контролирует работу средств автоматики и телемеханики.
Участвует в работах по исследованию скважин.
Несет материальную ответственность за сохранность имущества установки комплексной подготовки газа, продуктов технологического процесса и производства (нефти, газа, газового конденсата).
Обеспечивает постоянный контроль и бесперебойную работу сосудов, работающих под давлением, водонагревательного оборудования, установок регенерации ингибиторов.
Знает, понимает и применяет действующие нормативные документы, касающиеся его деятельности.
Знает и выполняет требования нормативных актов об охране труда и окружающей среды, соблюдает нормы, методы и приемы безопасного выполнения работ.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право предпринимать действия для предотвращения и устранения случаев любых нарушений или несоответствий.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право получать все предусмотренные законодательством социальные гарантии.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право требовать оказание содействия в исполнении своих должностных обязанностей и осуществлении прав.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право требовать создание организационно-технических условий, необходимых для исполнения должностных обязанностей и предоставление необходимого оборудования и инвентаря.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право знакомиться с проектами документов, касающимися его деятельности.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право запрашивать и получать документы, материалы и информацию, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей и распоряжений руководства.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право повышать свою профессиональную квалификацию.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право сообщать обо всех выявленных в процессе своей деятельности нарушениях и несоответствиях и вносить предложения по их устранению.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право ознакамливаться с документами, определяющими права и обязанности по занимаемой должности, критерии оценки качества исполнения должностных обязанностей.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда несет ответственность за невыполнение или несвоевременное выполнение возложенных настоящей должностной инструкцией обязанностей и (или) неиспользование предоставленных прав.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда несет ответственность за несоблюдение правил внутреннего трудового распорядка, охраны труда, техники безопасности, производственной санитарии и противопожарной защиты.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда несет ответственность за разглашение информации об организации (предприятии/учреждении), относящейся к коммерческой тайне.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда несет ответственность за неисполнение или ненадлежащее исполнение требований внутренних нормативных документов организации (предприятия/учреждения) и законных распоряжений руководства.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда несет ответственность за правонарушения, совершенные в процессе своей деятельности, в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда несет ответственность за причинение материального ущерба организации (предприятию/учреждению) в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.
Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда несет ответственность за неправомерное использование предоставленных служебных полномочий, а также использование их в личных целях.
4. Контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин
Термометрирование позволяет определять параметры пласта не только при водонапорном режиме, как это было показано, но и при режиме растворенного газа. Правда, метод определения этих параметров достаточно сложный.
Контрольное термометрирование характерных точек оборудования РУ ВВЭР-1000 проводится в период пусконаладочных работ в составе проектной системы пусконаладочных измерений (СПНИ) с целью экспериментального подтверждения того, что оборудование данной РУ по условиям изготовления, монтажа и эксплуатации соответствует требованиям проекта в части непревышения интенсивности температурных воздействий. В процессе термоконтроля должны быть выявлены возможные процессы, не предусмотренные проектом и влияющие на ресурс оборудования, определены и отработаны мероприятия, обеспечивающие проектные условия проведения эксплуатационных режимов. Для получения полной картины условий натурных испытаний на прочность необходимо наряду с данными термометрирования располагать сведениями о полях деформаций исследуемой детали и в первую очередь в зонах максимальных термомеханических напряжений.
Следует также отметить, что до настоящего времени промышленностью не выпускаются надежно работающие токосъемные устройства, позволяющие производить термометрирование вращающихся с высокими окружными скоростями роторов ВД и СД. Зарубежные формы широко применяют для исследования теплового состояния так называемые тепловизоры и даже целые комплексы типа Термовизион - 780, в состав которых входят: мощная ЭВМ, кино - и фотоаппаратура и другие устройства для регистрации, обработки и графического представления материала. Для этой цели один из указанных ГМК был переоборудован на систему испарительного ВТО атмосферного давления, а другой оставлен с существующей системой открытого водяного охлаждения с градирней. В объем измерений по каждому агрегату входило индицирование рабочего, процесса, термометрирование как деталей - так и охлаждающих сред, определение износов, изменения качества и расхода смазочного масла МС-20 и нагарообразования, а также оценка накипеобразования в области зарубашечного пространства силовых цилиндров.
В НАТИ проведена большая работа по созданию моторной установки для испытаний масел групп Б, В, Г Была принята двухконтурная система охлаждения, оборудована система наддува, повышена прочность и жесткость основных узлов двигателя. Для выбора режима испытания и обеспечения воспроизводимости получаемых результатов предусмотрено термометрирование цилиндропоршневой группы и изучено влияние температуры и состава охлаждающей жидкости, а также нагрузки и давления наддува на тепловое состояние поршневой группы.
Существующие экспериментальные методики и аналитические методы оценки теплового и напряженного состояний рабочих и сопловых лопаток газовых турбин основаны на рассмотрении, как правило, натурной лопатки или модели, геометрически ей подобной. Весьма сложная геометрическая форма лопатки не позволяет использовать методы точного аналитического решения задач нестационарной теплопроводности и термоупругости. Вследствие этого в настоящее время анализ термонапряженного состояния лопаток газовых турбин.
При проводении на основании термометрирования весьма сложных, трудоемких и дорогостоящих экспериментах в натурных условиях либо в условиях, близких к натурным, на специальных стендах с использованием приближенных методик численных расчетов.
Большое внимание при обследовании уделяется термометрированию с помощью "черного ящика". Данное устройство состоит из микропроцессорного запоминающего устройства и термопар, вмонтированных в изделие, в котором необходимо получить температурный график во времени. В процессе нагрева запоминающее устройство фиксирует поступающий от термопар сигнал с частотой 1-60 сек. и в результате разработанная методика позволяет получить достоверную информацию о температурных полях в изделиях и их изменении во времени.
Технология термометрирования с помощью "черного ящика" является достаточно гибкой и позволяет обследовать с ее помощью широкий круг нагревательных, термических и обжиговых печей как периодического, так и непрерывного действия.
Методика обследования с помощью "черного ящика" позволяет: а) получить достоверные данные о поле температур в садке изделий, сделать вывод о влиянии конструкции печи на тепловой и температурный режимы работы агрегата;
б) определить соответствие реального температурного режима технологической инструкции;
в) выяснить причину неравномерности нагрева изделий, которая может являться возможной причиной брака;
в) составить тепловой баланс и определить качественные показатели работы теплового агрегата;
е) оптимизировать теплотехнические и технологические процессы путем выдачи рекомендаций по корректировке режимов, изменению конструкции и возможной замене оборудования печи и/или проведения работ по реконструкции.
Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом. Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.
Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал.
Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.
Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы.
Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм.
Расходометрия является одним из основных методов исследования динамики отбора и поглощения жидкости в добывающих и нагнетательных скважинах. Методы расходометрии позволяют выделить интервал притока или поглощения жидкости в действующих скважинах, выявить наличие перетока жидкости по стволу скважины, определить суммарный дебит ( расход) жидкости отдельных пластов, построить профиль притока ( приемистости) как по отдельным участкам пласта, так и для пласта в целом и провести разделение добычи жидкости из совместно эксплуатируемых пластов. Расходометрия ставится в технологических и наблюдательных скважинах ПВ для оценки фильтрационных свойств проницаемых зон в условиях заданных режимов в пределах рудовмещающего горизонта. Измерения производятся при устаноЕившемся гидродинамическом уровне на стадии возбуждения скважин (откачки, нагнетания, наливы) при двух-трех ступенях положения раствора. Необходимость дальнейшей детализации с шагом менее 1-2 м устанавливается из анализа графиков измерения расхода жидкости от глубины скважины. Перед производством расходометрии очищают стенки скважины и рабочей части фильтра от шлама и глинистого раствора. С помощью расходометрии также определяются нарушения герметичности эксплуатационных и обсадных колонн (их место, число), а также утечки растворов через образовавшиеся отверстия.
Механическая расходометрия позволяет устанавливать количество поглощаемой жидкости по пластам или их частям (интервалам), оценивать полноту участия пластов в заводнении.
Отечественная расходометрия нуждается не в отдельных, а во многих экземплярах ОРУ, которые начинают становиться принадлежностью НИИ, ОКБ, заводов. Они должны быть относительно недорогими, компактными и удобными в эксплуатации.
Механическая дебитометрия - расходометрия производится с помощью глубинных приборов с датчиком турбинного типа - свободно вращающейся вертушкой. Частота вращения вертушки пропорциональна объемному расходу жидкости. Меньшее применение получили приборы с датчиками других типов - поплавковыми, дисковыми и др. Результаты исследования механическими дебитомерами представляются в табличном и графическом видах. Таблица содержит сведения о глубине Я каждой точки измерения и дебите жидкости q в каждой точке.
Термокондуктивная дебитометрия - расходометрия основана на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока. Термодатчиком в приборах служит резистор, нагреваемый током до температуры выше температуры окружающей среды. К сожалению, на показания датчика влияет не только скорость потока, но и ряд других, трудно учитываемых факторов. Поэтому диаграммы термокондуктивных расходомеров используются главным образом для качественной интерпретации - выделения работающих w неработающих пластов, но не для получения количественных сведений о дебитах отдельных интервалов.
Применяемый в настоящее время весьма ограниченный комплекс геофизических исследований скважин (ГК, КС, кавернометрия, расходометрия и в отдельных скважинах ГГК) устаревшей аппаратурой, а также наземные методы электроразведки ВЭЗ и сейсморазведки МПВ в неблагоприятных геолого-технических условиях не удовлетворяют требованиям полного и объемного изучения массива горных пород. В этот комплекс входят: электромагнитная локация муфт, гамма-каротаж, термометрия, барометрия, влагометрия, расходометрия (механическая и термокондуктивная), плотностометрия.
Планирование и проведение миграционного эксперимента наиболее эффективно при осуществлении предварительных или параллельных гидрогеофизических исследований в опытных скважинах (расходометрия, резистивиметрия, термометрия), которые позволяют: дифференцировать проницаемость (трещиноватость) опробуемого комплекса по вертикали и обоснованно выбрать интервал опробования, осуществить контрольные определения естественных и опытных скоростей фильтрации в точках расположения наблюдательных скважин вести непрерывное прослеживание индикаторной волны по наблюдательной скважине.
Исключительно важными и полезными дополнениями для успешного планирования и проведения эксперимента являются гидрогеофизические исследования в опытных скважинах (расходометрия, резистивиметрия и термометрия), которые, в частности, позволяют:
1) детализировать гидрогеологическое строение опытного участка. Выделить различающиеся по проницаемости профильные зоны для более обоснованного выбора опытных интервалов;
2) оценить интенсивность внутрискважинных перетоков и тем самым наметить оптимальные точки отбора проб и желательную степень их дифференциации вдоль ствола скважины;
3) определить направление и скорость регионального потока подземных вод, а также осуществить контрольные определения скоростей фильтрации в точках расположения наблюдательных скважин в процессе инъекции индикатора в пласт;
4) вести непрерывное прослеживание индикаторной волны по наблюдательным скважинам;
5) оценить гидрохимическую инерционность пьезометров.
Особое место отводится гидрогеофизическим работам в оценке качества изоляции опытных интервалов и состояния фильтров скважин.
Наконец, сочетание запусков и расходометрии не только увеличивает вероятность правильной диагностики фильтрационного процесса при откачке но и заметно повышает качество интерпретации запусков; в частности, если расходометрия наблюдательной скважины при откачке выявляет наличие интенсивных перетоков по ее стволу, то более надежно устанавливаются возможные интервалы миграции трассера.
Для решения поставленных задач применяется следующий комплекс геофизических работ: электрический каротаж КС; каротаж ПС; индукционный каротаж ИК; кавернометрия; инклинометрия; акустический каротаж АК; термометрия; токовый каротаж ТК; резистивиметрия; расходометрия; гамма-каротаж ГК; каротаж НСД (по нейтронам спонтанного деления); радиометрический промер кер-нового материала.
Таким образом, из всех приведенных выше методов определения поглощающих горизонтов наиболее приемлемыми в данное время являются следующие: метод наблюдений в процессе бурения, кавернометрия, радиоактивный каротаж, термометрия и резистивиметрия, применение электроимпульсных приборов (расходометрия), гидрогеологические наблюдения и фотографирование стенок скважин. В практике бурения геологоразведочных скважин больше используют кавернометрию, резистивиметрию, расходометрию и метод наблюдений в процессе бурения.
При осуществлении проектов по тепловому воздействию такая программа должна включать: поверхностные и глубинные термометрические измерения и исследования; геотермические исследования скважин и пластов; замеры притоков нефти, воды, газа и поступления песка; замеры уровней и пластовых давлений; глубинная расходометрия и влагометрия (профили приемистости пласта и притока); химические и физико-химические исследования продукции скважин. Гидродинамические методы выполняются с остановкой бурения и основаны на измерении расхода раствора.
От перепада давления в системе скважина - пласт при доливе, нагнетании раствора в скважину (пласт) или отборе его из пласта. К гидродинамическим методам относятся опрессовка ствола скважины или отдельных интервалов, расходометрия. исследование при кратковременных установившихся отборах или нагнетаниях (различных) раствора, прослеживание за изменением положения уровня жидкости в скважине. Установка ЛСК-01 предназначена для выполнения гидродинамических исследований скважин приборами с местной регистрацией и проведения ремонтных работ с помощью инструмента, спускаемого на проволоке. По заявке потребителей (заказчиков) завод может поставлять лебедку с понижающим редуктором для производства глубинного расходометрия.
Комплекс геофизических исследований выбирается исходя из поставленных проектом разработки задач с учетом геологического строения залежи, конструкции скважин на данном месторождении и режима их эксплуатации. В этот комплекс входят: электромагнитная локация муфт, гамма-каротаж, термометрия, барометрия, влагометрия, расходометрия (механическая и термокондуктивная), плотностометрия. Причем в зависимости от поставленной проектом задачи эти исследования могут быть выполнены на двух - пяти режимах работы скважины при различных депрессиях на пласт.
Информативность одиночных опробований несколько повышается при параллельном использовании гидрогеофизических методов. Так, расшифровке результатов одиночных откачек в многослойных толщах, в закарстованных или неравномерно трещиноватых породах способствует расходометрия скважин. Расходомерами определяют распределение расхода потока по стволу скважины при откачке, а также в естественных (не нарушенных опробованием) условиях. По данным таких измерений строится эпюра расходов воды, протекающей по стволу скважины, а их изменение в пределах того или иного участка определяет собой приток к скважине AQ - в пределах этого участка. Интерпретация таких данных позволяет оценить фильтрационную неоднородность опробуемого пласта (или системы пластов) по вертикали. Эффективно использование расходометрии и для оценки изменения сопротивления прискважинной зоны вдоль рабочей части (фильтра) скважины.
Появление менеджеров по бизнес-направлениям положительно отразилось на работе завода. Было передано на пользующиеся спросом исполнения большое количество механизмов, тем самым ликвидированы запасы на складе готовых изделий. Поэтапная модернизация предусматривает как повышение качества сборки и надежности работы прибора при эксплуатации, так и расширение потребительских характеристик контроллера. Это направление полностью курирует продуктовый директор по промышленным контроллерам. Отмечены результаты работы бизнес-единицы.
Геофизические наблюдения - измерение в скважинах физических полей, обусловленных захоронением отходов. Измерение радиоактивных излучений - гамма-каротаж позволяет устанавливать распределение гамма-излучающих радиоактивных нуклидов.
Непосредственно в породах за стенкой скважины при перемещении глубинного прибора по оси скважины. Ценность этой информации - получение данных о вертикальной фильтрационной неоднородности пласта-коллектора, контроль состояния водоупорных горизонтов.
Бета-каротаж позволяет определять также непрерывно по разрезу активность жидкости в скважине без подъема проб на поверхность. Термометрия (или термокаротаж) позволяет контролировать изменение температуры из-за радиогенного тепловыделения отходов и их возможное вертикальное перераспределение.
Резистивиметрия позволяет определить солесодержание жидкости в скважине, расходометрия - профиль поглощения жидкости по разрезу пласта-коллектора
5. Контроль за работой наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации
5.1 Технология измерения динамического уровня, дебита при эксплуатации скважин
Дебит - это главная характеристика скважины, которая показывает, какое максимальное количество воды она может дать в единицу времени. Дебит измеряется в м 3 /час, м3/день, л/мин. Чем больше дебит скважины, тем выше её производительность, тем более производительный насос можно использовать для подачи воды. Для определения дебита скважины потребуется высокопроизводительный насос и, желательно, большая мерная ёмкость для выкаченной воды. Для исследования глубиннонасосных скважин применяют специальные глубинные манометры -- лифтовые, которые устанавливают под насосом. Такие манометры спускают в скважины на трубах вместе с насосом. Часовой механизм манометра заводится на длительное время (до 10 суток и более). За этот период проводят весь цикл исследования скважины.
Исследование насосной скважины с непосредственным замером забойных давлений глубинным манометром связано с остановками скважины и потерей добычи нефти. Поэтому такие исследования насосных скважин проводят в исключительных случаях: при необходимости определения пластовых давлений в различных частях залежи.
Для построения карт изобар или для разовой проверки данных, полученных при исследовании скважин другими методами.
В большинстве случаев Технология измерения динамического уровня, дебита при эксплуатации скважин при исследовании глубиннонасосных скважин находят зависимость "дебит -- динамический уровень" или определяют забойное давление по высоте динамического уровня жидкости в скважине.
Расстояние от устья до динамического уровня измеряют эхолотом или маленькой желонкой, спускаемой на проволоке в затрубное пространство скважины при помощи лебедки (аппарата Яковлева).
Широкое распространение получили различные эхометрические установки для замера динамического уровня, основанные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости в затрубном пространстве скважин.
Если у устья скважины создать выстрелом или воздушной хлопушкой звуковую волну, то эта волна, распространяясь по стволу скважины, дойдет до уровня жидкости, отразится от него и в виде эхо снова возвратится к устью скважины. Момент возбуждения и возвращения зв
Геологическое строение и разработка Чекмагушевского нефтяного месторождения отчет по практике. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая Работа На Тему Стратегия Повышения Качества Товара
Курсовая работа: Контрольные системы управления
Реферат: Ф. Рузвельт. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: КАРЛ ШМИТТ
Дипломная работа по теме Философская антропология П.Д. Успенского
Пол Кругман Реферат
Менің Дінге Деген Көзқарасым Эссе
Шпаргалка: Шпаргалка по Истории 12
Реферат: История названий созвездий
Реферат по теме Электродинамика шаровой молнии
Реферат по теме Участие страховой компании Колымская в выставках и ярмарках
Реферат На Тему Культура Древнего Египта
Реферат: Дедуктивные умозаключения в начальной школе
Реферат: Совершенствование дистрибьюторской деятельности в системе маркетинга на примере ООО Эльдорадо
Курсовая работа по теме Стратегії та конкурентні переваги транснаціональних компаній у ЗЕД
Липопротеины Плазмы Крови Реферат Заключение
Решебник География Практические Работы
Реферат по теме Особенности улыбки
Лабораторная Работа Измерения Свободного Падения
Реферат по теме Maximum-profit equilibrium: monopoly
Бухгалтерский учет внутрибанковских операций - Бухгалтерский учет и аудит лекция
Учет финансово-хозяйственной деятельности предприятия - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Пекин и Шанхай – крупнейшие города Китая - География и экономическая география реферат