Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов

Анализ Жирновского нефтегазового месторождения. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. Состояние добычи нефти в ОАО "Лукойл". Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии "АРС и П" при водонапорном режиме.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http :// www . allbest . ru /
Размещено на http :// www . allbest . ru /
Жирновское нефтегазовое месторождение расположено в среднем течении реки Медведица, в 340 км к северу от г. Волгограда и в 120 км от г. Камышина. В административном отношении месторождение расположено в пределах Жирновского района, административным центром которого является г. Жирновск. Ближайшими населенными пунктами являются: г. Жирновск, р.п. Линево, села: Александровка, Андреевка, Бахметьевка, Медведицкое. Ближайшая железнодорожная станция Медведица расположена на железнодорожной магистрали Камышин - Москва в 35 км от г. Жирновска и соединена с ним асфальтированной дорогой.
Оба берега реки Медведицы покрыты смешанным лесом.
В создании современных форм рельефа большую роль сыграла река Медведица, которая пересекает площадь в направлении, близком к меридиальному, разделяя ее почти на две равные части, резко отличающиеся друг от друга морфологически.
Левобережье представляет собой слабовсхолмленную поверхность, имеющую уклон с востока на запад. Абсолютные отметки изменяются от 180-170 м у водораздела, до 120-115 м у берега реки Медведица. Левобережье пересечено рядом сильно разработанных балок и оврагов почти широтного направления, дающих хорошие обнажения юрских песков и глин, неустойчивость которых явилась причиной глубокой эродированности всего левобережья. Правобережье представляет собой природную поверхность хорошо выраженных холмов и гряд, изрезанных глубокими оврагами с крутыми склонами ( до 70 % ). Основным элементом рельефа является водораздел рек Медведицы и Щелкана, тянущийся почти в меридиальном направлении. Абсолютные отметки водораздельного хребта достигают значений 242,5-269,5 м, к востоку наблюдается постепенное понижение рельефа. Абсолютные отметки у реки Медведицы изменяются в пределах 158-124 м. На правом берегу реки Медведицы на поверхность выходят известняки среднего карбона, которые являются прекрасным строительным материалом. Они широко используются в строительстве города Жирновска.
Ширина русла реки Медведица меняется от 30 до 150 м. Течение слабое, в рацоне города имеются броды. Ширина долины достигает 5 км. Крупнейшими левобережными притоками р. Медведицы является река Перевозиха, и овраги Кленовый, Соленый и др.
Крупными правобережными притоками р. Медведица являются овраги: Первый Каменный, Малый Каменный, Большой Каменный. Все овраги имеют направление близкое к широтному и пересекают породы вкрест простирания. В пойме реки большое количество озер, из которых наиболее крупное озеро Раковое, - имеющее площадь около 1 км 2 . Климат района резко континентальный. Преобладают северо-западные ветры.
В геологическом строении Бахметьевско-Жирновского месторождения принимают участие породы четвертичного, мелового, юрского, каменноугольного и девонского возрастов. В сводовых частях структуры на дневную поверхность выходят породы каменноугольной системы. Отложения кайнозойской и мезозойской групп несогласно залегают на размытой поверхности карбона и встречаются только на погружных участках. Геологический разрез осадочного комплекса четвертичной, меловой и юрской систем изучен по естественным обнажениям, а каменноугольной и девонской систем - по данным керна, шлама и каротажных диаграмм пробуренных скважин.
Мелекесский горизонт - С 2 . Верхняя часть горизонта, большая по мощности на Жирновском участке, представлена переслаиванием глин сильно песчанистых, алевролитов известковистых, песчаников и известняков. Нижняя часть горизонта, большая по мощности на Бахметьевском участке, сложена глинами известняковистыми, алевритистыми. В верхней части разреза алевролиты и песчаники насыщены нефтью и газом и имеют номенклатуру I, II и III. Мощность их 1,5 - 5м. Разделены они прослоями глин мощностью 1,5-2 м. Располагающаяся ниже их, пачка переслаивания известняков, глин, песчаников, алевролитов, так же продуктивна и обозначается как пласт IV. Мощность горизонта колеблется от 57 до 75 м. В начале мезозойского времени описываемая территория была сушей. Наступившая с юго-востока трансгрессия моря привела к установлению затем прибрежноморских условий осадконакопления.
Четвертичные отложения в пределах данного месторождения представлены аллювиальными породами и образованиями, связанные с деятельностью ледника. Морские отложения сложены супесями глин и валунным материалом. Мощность четвертичных отложений, залегающих с глубоким размывом на породах мелового, юрского, каменноугольных возрастов не превышает 20 м.
В тектоническом отношении Жирновское месторождение приурочено к поднятию, расположенному на севере Коробковско-Жирновского вала, входящего в состав Доно-Медведицкой дислокации. Поднятие представляет собой ассиметричную брахиантиклиналь почти меридиального простирания и прослеживается во всех комплексах пород верхнего структурного этажа. Согласно структурному плану по кровле коллектора I пачки мелекесского горизонта размеры поднятия по изогипсе - 500 м, 9,2 х 4,2 км, углы падения на западном крутом крыле до 14 0 , на пологом восточном до 1 0 30`, амплитуда 82 м. Нефтяные залежи мелекесского горизонта приурочены к 1, 2 и 3 пласту, которые объединены в пачку и 4 пласту, составляющему 1 пачку.
Пачка I объединяет ряд песчаных прослоев верхней части мелекесского горизонта. Количество их колеблется от одного до 13. Установлено, что через многочисленные зоны слияния в пределах поднятия прослои гидродинамически связаны между собой. Песчаники чередуются с алевролитами и глинами. Песчаники нижней части мелекесского горизонта составляют II пачку. Она отделена от пачки I прослоем глины, прослеживающемуся по всей площади. Подстилается II пачка также глинами. Коллекторами пачек являются песчаники мелкозернистые, алевролитистые, известковистые и глинистые. По минералогическому составу песчаники полимиктовые: состоят из зерен кварца, полевых шпатов, обломков эффузионных пород, слюды. Полевые шпаты представлены зернами плагиоклаза, иногда микролина. Форма всех зерен неправильная, размер 0,1-0,5 мм. Текстура песчаников тонко-мелкослоистая, иногда линзовидная. Цемент хлоритово-глинистый и карбонатный, тип цементации базальный и порово-базальный. В I пачке коллектор, вмещающий нефтегазовую залежь, распространен повсеместно.
Залежь пластовая, сводовая. Положение водонефтяного контакта определено на абсолютной отметке - 498 м (подошва коллектора скважины № 32р.), газонефтяного - на абсолютной отметке - 428 м (подошва газонасыщенного коллектора в скважинах № 651, 679, 654). Размеры залежи 9,0 х 4,0 км, этаж нефтеносности составляет 60 м, а этаж газоносности - 10,3 м.
Залежь II пачки нефтегазовая, пластовая, сводовая. В ряде скважин песчаники II пачки заглинизированы или уплотнены, в связи с чем на западном крыле и в присводовой части поднятия выделены зоны отсутствия коллектора. Залежь частично литологически экранирована на севере.
Положение водонефтяного контакта определено на абсолютной отметке - 563 м (подошва газонасыщенного коллектора скважины №1, кровля нефтенасыщенного коллектора скважин № 90, 159, 655, по ГИС скважины № 281 ). Размеры залежи 9,6 х 5,0 км, этаж нефтеносности - 91 м, этаж газоносности - 15,7 м.
Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Физико-химические свойства нефти мелекесского горизонта изучались по результатам анализов пластовых и поверхностных проб. По физической характеристике нефть данного горизонта относится к тяжелым по групповому углеводородному составу и метано-нафтеновому классу. Нефть смолистая (19%), темно-коричневого цвета, вязкая, малопарафинистая (1,76%), малосернистая (0,39%). Свободный сероводород отсутствует. Плотность нефти в пластовых условиях - 0,868 г/см 3 , а в поверхностных - 0,889 г/см 3 . Вязкость в пластовых условиях составляет 20 сп, а в поверхностных 36,5 сп. Газ насыщающий нефть, метановый (96,6%), характеризуется отсутствием свободного водорода, кислорода и сероводорода. Плотность газа - 0,0575 г/см 3 . Газовый фактор - 27 м 3 /т.
Пластовые воды мелекесского горизонта относятся к хлоркальциевому типу. Средняя минерализация по горизонту составляет 107,9 г/см 3 . Удельный вес изменяется в пределах от 1,060 г/см 3 до 1,091 г/см 3 .
Рост добычи был достигнут за счет Южно-Хыльчуюского месторождения, введенного в эксплуатацию в середине 2008 года, а также за счет роста по международным проектам. Негативно на темпе прироста сказалось снижение добычи нефти на месторождениях Западной Сибири, связанное в первую очередь с объективными изменениями в структуре извлекаемых запасов. Компания планирует ослабить их негативное влияние на процесс добычи за счет применения новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов.
Добыча группой «ЛУКОЙЛ» на территории России в 2009 году составила 91 868 тыс. т нефти, в том числе дочерними обществами было добыто 91 560 тыс. т. По сравнению с 2008 годом добыча на территории России выросла на 2,1%.
В 2009 году добыча углеводородов дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» на территории России осуществлялась на 348 месторождениях. Эксплуатационное бурение составило 2 385 тыс. м, что на 20,0% меньше по сравнению с 2008 годом. Эксплуатационный фонд скважин на конец 2009 года составлял 28,24 тыс. скважин, в том числе 24,04 тыс. дающих продукцию. В 2009 году были введены 854 новые скважины.
Рис.1. Добыча нефти группой «ЛУКОЙЛ» (с учетом доли в добыче, осуществляемой зависимыми организациями) в 2009 году составила 97 615 тыс. т (1 972 тыс. барр./сут). Среднесуточная добыча нефти выросла на 2,7% по сравнению с уровнем 2008 года.
Добыча нефти по международным проектам в доле группы «ЛУКОЙЛ» составила 5 747 тыс. т, что на 8,5% больше по сравнению с 2008 годом. Рост объемов добычи был в основном обеспечен проектами Тенгиз, КаракудукМунай и Карачаганак в Казахстане.
Проходка в эксплуатационном бурении по международным проектам Компании составила 355 тыс. м, что на 40% меньше по сравнению с 2008 годом. Снижение объемов объясняется сокращением затрат на финансирование программы бурения, однако приоритетные проекты разработки продолжали активно развиваться (Карачаганак, Кумколь, Кондор). Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составил 1 522 скважины, фонд скважин, дающих продукцию, - 1 345. По международным проектам, в которых участвует Группа, было введено в эксплуатацию 270 новых добывающих скважин. Их средний дебит составил 43,4 т/сут.
Рис.2. Проект: Западная Курна-2 в Ираке.
В 2009 году консорциум в составе группы «ЛУКОЙЛ» и норвежской компании Statoil стал победителем тендера на право освоения месторождения Западная Курна-2. Оно является одним из крупнейших в мире неразрабатываемых месторождений и находится на юге Ирака, в 65 км к северо-западу от крупного портового города Басра.
Извлекаемые запасы месторождения составляют около 13 млрд барр. Основные продуктивные горизонты месторождения - Мишриф, Ямама, Хасиб, Маудуд, Зубейр. Более 90% запасов сосредоточены в залежах Мишрифа и Ямамы. Месторождение было открыто в 1973 году. Его геологоразведка (сейсмика 2D и бурение разведочных скважин) производилась советскими геологическими и сервисными организациями.
1.4 Применение физических методов в ОАО «ЛУКОЙЛ»
Продуктивные пласты ОАО НК "ЛУКОЙЛ" характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, а также наличием обширных водонефтяных зон. Большинство высокопродуктивных залежей находится на поздней или заключительной стадии разработки, характеризующейся падением добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Задачи стабилизации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и остаточных запасов в настоящее время невозможно решать без применения современных методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Физические МУН - технологии, направленные на повышение выработки остаточных запасов нефти из эксплуатационных объектов без изменения существующей системы разработки, за счет воздействия физическими полями (акустическими, сейсмическими, электромагнитными, механическими и т. д.). К группе физических МУН относят следующие методы:
З. Системы разработки с roризонтальными скважинами:
· бурение горизонтальных и разветвленных горизонтальных скважин (ГС и РГС);
· повышение эффективности использования ранее пробуренных скважин.
К применяемым на месторождениях НК "ЛУКОЙЛ" физическим методам относят следующие:
· гидравлический разрыв пласта и разновидности этого метода (например: глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта, газодинамический разрыв пласта и др.);
· акустическое воздействие - "Акустическая реабилитация скважин и пластов" ("АРС и П");
1.5 Сущность применения технологии «АРС и П»
Настоящей инструкцией регламентируются общие требования по технологии "Акустической Реабилитации Скважин и Пласта" ("АРС и П"), геолого-промысловые условия применения технологии, технические средства и материалы, подготовка к проведению технологического процесса и обработка скважины, методика расчета технико-экономического эффекта от внедрения технологии, промышленная безопасность, техника безопасности и охрана окружающей среды.
Технология "АРС и П" основана на принципах акустического воздействия на пласт и направлена на решение задач увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. В технологическом процессе предусмотрен комплекс мероприятий по проведению акустического воздействия на нагнетательных и добывающих скважинах, позволяющий проводить виброволновую обработку. пласта, а также обработку призабойных зон конкретных скважин.
Физические основы технологии. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в основном вследствие проникновения в поровое пространство пласта фильтрата бурового раствора, механических примесей закачиваемой жидкости или жидкости глушения; отложения на поверхности поровых и перфорационных каналов высоковязких компонентов нефти и глинистых частиц; образования на поверхности поровых каналов неподвижных пленок жидкости, которые включают в себя адсорбционный и частично диффузионный подслои. Эффективность акустического воздействия на призабойную зону пласта обусловлена созданием значительных инерционных сил в жидкости, интенсивных течений на разделах фаз "твердое тело"-"жидкость", которые в коллекторе реализуются в виде внутрипоровой турболизации жидкости, что приводит К отрыву механических частичек и высоковязких отложений от поверхности перфорационных каналов и порового пространства. Кроме того, генерирование поперечного магнитогидродинамического давления позволяет увеличить эффективное сечение поровых каналов за счет срыва застойных поверхностных пленок жидкости. Таким образом, акустическое воздействие позволяет восстановить или увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.
Технология "АРС и П" основана на акустическом воздействии на призабойную зону скважины и пласт частотами звукового и ультразвукового диапазонов и способствует очистке перфорационных каналов и прискважинной зоны пласта от кольматирующего материала, срыву поверхностных слоев жидкости, увеличению охвата пластов заводнением, повышению интенсивности вытеснения нефти вытесняющим агентом, изменению фазовых проницаемостей флюида, ускорению гравитационного разделения нефти и воды.
Таким образом, при акустическом воздействии по методу "АРС и П" в насыщенном флюидом коллекторе возбуждаются колебания, которые сопровождаются значительными знакопеременными нагрузками и принимаются насыщающей жидкостью, что способствует решению задач повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за счет следующих основных эффектов:
· увеличение объемов фильтрации подвижного флюида при существующем радиусе пор и градиенте давления за счет "поршневого" эффекта, что приводит к увеличению отбора жидкости;
· вовлечение в процесс фильтрации неподвижного при существующем радиусе пор и градиенте давления флюида благодаря преодолению вязкопластических сил, удерживающих флюид, что приводит к интенсификации отбора нефти;
· снижение вязкости нефти за счет разрушения ее реологической структуры, путем деполяризации молекул и ослабления межмолекулярных связей, вследствие чего увеличивается фазовая проницаемость нефти, тогда как для воды она остается неизменной, что способствует уменьшению обводненности продукции;
· преодоление сил поверхностного натяжения и, соответственно, уменьшение угла смачивания между водой и нефтью приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой;
· сегрегация (разделение) нефти и воды в высокообводненных пластах за счет ускорения гравитационного разделения фаз разных плотностей в акустическом поле способствует пере распределению нефтенасыщенности и более полному нефтеизвлечению;
· проявление сейсмоэлектрического эффекта способствует разрушению пристеночных неподвижных слоев жидкости, имеющих электростатическую природу и представленных нефтью, поэтому их разрушение и вовлечение в процесс фильтрации увеличивает проницаемость коллектора и коэффициент нефтеизвлечения;
· увеличение или восстановление проницаемости коллектора и призабойной зоны пласта достигается за счет очистки поровых и перфорационных каналов от механических примесей и высоковязких отложений, а также за счет срыва поверхностных слоев жидкости, что приводит к увеличению эффективного сечения поровых каналов и вовлечению в процесс фильтрации застойных зон пласта.
Решаемые задачи ПНП. Технология "АРС и П" предназначена для повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти как на отдельных скважинах, так и на участках пластов в целом.
Технология позволяет решить следующие задачи:
· увеличение приемистости нагнетательных скважин;
· выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;
· интенсификация притока добывающих скважин за счет очистки зоны перфорации от грязи, механических включений, высоковязких отложений и др.;
· выравнивание профиля притока добывающих скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;
· интенсификация добычи нефти и снижение обводненности по участку окружающих реагирующих добывающих скважин.
Технологический процесс применяется как в отдельных нагнетательных и добывающих скважинах, так и в группе скважин или осуществляется в целом на объекте. В результате использования технологического процесса происходит интенсификация добычи нефти, увеличение охвата пласта заводнением и повышение коэффициента вытеснения нефти, что влечет за собой увеличение конечной и текущей нефтеотдачи пласта.
Технологический процесс позволяет осуществлять обработку по всей толщине продуктивного пласта без прекращения работы скважины и подъема-спуска колонны насосно-компрессорных труб на нагнетательном, фонтанном и газлифтном фонде, а на механизированном фонде совместить ее с подземным или капитальным ремонтом скважин.
Настоящая инструкция разработана на основании временной инструкции и девятилетнего опыта испытаний и внедрения технологии "АРС и П" на месторождениях различных нефтяных компаний.
1.6 Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии
В процессе разработки нефтегазовых месторождений происходит постепенное ухудшение проницаемости ПЗП в добывающих и нагнетательных скважинах. Это приводит к самоотключению нефтенасыщенных пропластков пониженной проницаемости, опережающему продвижению нагнетаемой воды по наиболее проницаемым пропласткам и, как следствие, обводненности и консервации активных геологических запасов на неопределенное время, что крайне отрицательно влияет на текущую и конечную нефтеотдачу.
Областью применения технологии "АРС и П" являются пласты палеозойских (девон, карбон, пермь), мезозойских (юра, мел) и кайнозойских (неоген) отложений, разрабатываемых или вводимых в разработку, как истощением, так и заводнением месторождений с недостаточными .темпами отбора нефти из продуктивного пласта, низкой или невысокой эффективностью процесса заводнения, обусловленной отключением из процесса заводнения низкопроницаемых пропластков.
Тип коллектора - терригенный, неоднородный, вид коллектора поровый, порово-трещиноватый, соотношение проницаемости пропластков и минеральный состав - не регламентируется.
Объектами наиболее успешного применения технологии на месторождениях, разрабатываемых в режиме заводнения, являются очаговые нагнетательные скважины с недостаточным значением текущей приемистости и скважины, быстро обводняющие продукцию окружающих добывающих скважин при относительно низких отборах запасов нефти.
Геолого-физические критерии эффективного применения технологического процесса представлены в табл. 1.
Условия эксплуатации комплекса "ИНЕФ-1 ";
Комплекс "ИНЕФ-1" предназначен для эксплуатации в полевых условиях нефтяных промыслов с размещением как в лаборатории, так и в подъемнике каротажной станции.
· для источников питания от -40 до +40° С;
· для излучателя от -40 до +200° С.
· для источников питания (при температуре выше +30° С) - 80 %;
· для источников питания (при температуре ниже +30° С) - 60 %;
1.7 Технические средства и материалы
Технические средства. Технологический процесс осуществляют с помощью скважинного акустического комплекса "ИНЕФ-1".
При проведении технологического процесса "АРС и П" используется стандартная геофизическая станция с подъемником, оборудованным одним из геофизических кабелей: КГ1-30-90-1, КГ1-30180-1, КГ1-50-90К-1, КГ1-55-90-1, КГ1-55-90-2, КГ1-55-180-1, КГ155-180-2, КГ1-70-250-1, КГ3-60-90-1, КГ3-60-100, КГ3-60-180-1, КГ360-200, КГ3-40-90-1, КГ3-40-100, КГ7-75-90-1, КГ7-75-180-1, соответствующим ТУ 16.к64-01-88 или ГОСТ 6020-82 (возможно применение других кабелей с аналогичными характеристиками) и геофизическим кабельным наконечником НКБР по ТУ 41-12-054-90 (НКБ3-36, НКО3-36, НКБЦ3-36 и пр.). Оборудование комплекса ИНЕФ-1 и рабочее место оператора "АРС и П" можно размещать как в лаборатории, так и в подъемнике. Излучатель акустический скважинный и источник питания комплекса ИНЕФ-1 имеют разъемы, позволяющие присоединяться к геофизическому кабелю без дополнительных элементов.
В состав акустического скважинного комплекса оборудования ИНЕФ-1 ВХОДЯТ:
· излучатель акустический скважинный ИНЕф1-44 и его модификации ИНЕФ1-37, ИНЕФ1-100;
· источник питания типа ИП-ИНЕФ-1-Л и ИП-ИНЕФ-1-Т, с устройством контроля параметров работы излучателя акустического скважинного - блоком обратной связи (БОС);
· инструмент и приспособления для наладки и обслуживания излучателя акустического скважинного согласно "Техническому описанию и инструкции по эксплуатации".
При обслуживании и эксплуатации оборудования комплекса ИНЕФ-1 используется следующая контрольно-измерительная аппаратура:
· частотомер Ч3-63/1 ДЛИ2.721.007ТУ;
· ампервольтметр-испытатель транзисторов (тестер) ТЛ-4М
· мегомметр Ф4102/2-1М ТУ 25-7534.0005-87.
Примечание. Допускается применение приборов другого типа с аналогичным классом точности и пределом измерений.
Запасные части и расходные материалы технологического оборудования комплекса ИНЕФ-1.
Для технического обслуживания комплекса необходимо иметь следующее оборудование:
Ключ s-образный Л44.026________________________2 шт.
Ключ торцевой Л44._____________________________1 шт.
Ключ рожковый 10х12 ГОСТ 2839-80_______________1 шт.
Ключ рожковый 24х27 ГОСТ 2839-80_______________2 шт.
Ключ рожковый14х17 ГОСТ 2839-80________________1 шт.
Скальпель медицинский ГОСТ 21240-89_____________1 шт.
Пинцет медицинский ГОСТ 21241-89________________1 шт.
Бокорезы ГОСТ 17438-72 __________________________1 шт.
Паяльник40 Вт ГОСТ 7219-83_______________________1 шт.
Отвертка большая 8 мм ГОСТ 10754-93 ______________1 шт.
Отвертка малая 5 мм ГОСТ 10754-93_________________1 шт.
Насос НР01ЮА-00-2.ГОСТ 13823-93_________________1 шт.
рукав резиновый II - 50. 22Г8-211 8 ГОСТ 25174-82_____1,5 м
Рукав резиновый O8 ГОСТ 25174-82 __________________2м
Штуцер Л44.051____________________________________2 шт.
Штуцер Л44.050___________________________________1 шт.
Припой Пкр ПОС 61 ГОСТ 19248-90__________________0,05 кг
Флюс ГОСТ 19250-73_________________________________50
Лента ПВХ-О.2 ГОСТ 16214-86________________________1,5 м
Масло трансформаторное АТМ-65 ТУ 38-1-225-69________0,5 л
Трубка 3.31 ТВ-40.4. ГОСТ 19034-82____________________0,05 м
Концы протирочные__________________________________0,5 кг
Спирт-ректификат ГОСТ 18300-87______________________25 г
Предохранители плавкие ГОСТ 17242-86________________20 шт.
Для обслуживания скважинного акустического излучателя и источников питания необходимо иметь ЗИП согласно комплектности поставки.
К обслуживанию и эксплуатации технологического оборудования допускаются лица, прошедшие обучение и допущенные к самостоятельной работе с оборудованием комплекса ИНЕФ-1 комиссией.
1.8 Подготовка к проведению технологического процесса и обработка скважины
Требования к подготовке скважин. Подготовка скважин к технологическому процессу "АРС и П" аналогична подготовке скважины к промыслово-геофизическим исследованиям и выполняется в соответствии с действующим между Заказчиком и привлекаемым им геофизическим предприятием регламентом. Дополнительные требования, предъявляемые к подготовке нагнетательных скважин. К началу работ по применению технологического процесса Заказчик обязан:
· определить приемистость скважины от агрегата ЦЛ-320, АЗИНМЛШ-30Л ТУ 26-16-53-75 при давлении, равном давлению в водоводе;
· при решении задач по выравниванию профилей приемистости выполнить комплекс ГИС по определению текущей приемистости, профиля приемистости;
· обеспечить исправность устьевой арматуры;
· обеспечить исправность электрических разъемов и наличие питающего напряжения электрической сети (220/380 В, 50 Гц); - произвести шаблонировку НКТ на O 50 мм;
· зумпф скважины должен быть чистым и не менее 2 м.
Дополнительные требования, предъявляемые к подготовке добывающих скважин
Работы на добывающих скважинах с применением технологического процесса вносят в "План работ на проведение ремонта скважины". При составлении "Плана работ" с представителем ЗЛО ИНЕФ согласовывают порядок и сроки проведения технологического процесса с другими плановыми мероприятиями.
К началу работ по применению технологического процесса Заказчик обязан:
· предоставить достоверную информацию о дебите скважины;
· при решении задач по выравниванию профиля притока выполнить
· комплекс ГИС по определению текущего притока, профиля притока; - обеспечить исправность устьевой арматуры;
· обеспечить исправность электрических разъемов и наличие питающего напряжения электрической сети (220/380 В, 50 Гц); - произвести шаблонировку НКТ на O 50 мм;
· в случае работ с излучателем ИНЕФ 1-100 состояние эксплуатационной колонны должно обеспечивать прохождение акустического излучателя 0 100 мм до зоны перфорации;
· зумпф скважины должен быть чистым и не менее 2 м.
Перед началом работ по применению технологического процесса проводят:
· анализ разработки объекта воздействия;
· сбор необходимых параметров для определения характеристик воздействия;
· на основании анализа показателей разработки объекта, геологических данных о пласте и интерпретированных данных геофизических исследований, указанных выше, определение интервалов обработки призабойной зоны скважины и пласта. При необходимости интервалы, подлежащие обработке, согласовывают с представителями Заказчика;
· в зависимости от задач на обработку скважины на основании соответствующих расчетов и опыта, проведенных ранее работ определено, что время воздействия на одной точке может составлять до 4 ч.
Порядок проведения работ на скважине:
1. Осуществить монтаж оборудования.
Блок-схема соединения комплекса оборудования ИНЕФ-1 и подключения измерительной аппаратуры приведена на рисунке.
2. Подготовить скважинный комплекс ИНЕФ-1 в соответствии с "Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации".
3. Геофизической партии выполнить "Привязку" к интервалам воздействия.
4. Геофизической партии ввести излучатель, настроенный на первую рабочую частоту в скважину, и провести на первой рабочей точке: подключение излучателя к геофизическому кабелю, отключение от него, ввод излучателя в скважину, спуск, подъем и извлечение его из скважины. Устанавливать излучатель напротив обрабатываемого интервала при работе лебедки на "подъем". Скорость спуска-подъема не должна превышать 1 м/с. Работы со скважинной арматурой выполняют специалисты промысла или инженер-геофизик
5. Включить источник питания согласно: "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации", "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-л. Инструкция по эксплуатации".
6. Установить технологический режим воздействия.
7. Произвести воздействие на точке в течение расчетного времени.
8. Выключить источник питания согласно: "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации", "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-л. Инструкция по эксплуатации".
9. Произвести обработку последующих интервалов в соответствии с п.п. 10-13.
10. Машинисту каротажного подъемника произвести установку излучателя на следующую рабочую точку.
11. По окончании обработки выключить всю аппаратуру согласно: "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации", "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Л. Инструкция по эксплуатации", "Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации".
13. Поднять излучатель из скважины и отсоединить от геофизического кабеля.
14. Протереть излучатель чистой ветошью досуха.
15. Повторить пп. 4-14 для обработки скважины последующими частотами.
16. Разобрать схему комплекса и приготовить его к транспортировке согласно: "Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации".
Рис.3. Блок-схема соединения комплекса оборудования ИНЕФ-1 и подключение измерительной аппаратуры.
После проведения работ по применению технологического процесса проводят:
· определение приемистости нагнетательной скважины от агрегата ЦА-320, АЗИНМАШ-
Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная работа: Этнополитические конфликты
Реферат по теме Мечников Илья Ильич: великий учёный - борец за здоровье человека
Сочинение Сила Добра В Сказках Пушкина
Курсовая Работа На Тему Выбор Наиболее Экономичного Вида Транспорта
Доклад по теме Этические и квалификационные стандарты психолога
Контрольная Работа На Тему Роль Государственных Корпораций В Российской Экономике
Реферат: Налоговые правонарушения в России
Всероссийское Сочинение 2022 Направления
Сколько Листов Должно Быть В Эссе
Современный Портрет Должника По Алиментным Обязательствам Реферат
Реферат по теме Эмоции: их виды и функции
Реферат по теме Биогеохимические циклы тяжёлых металлов в ландшафтах
Курсовая работа: Аудит правильности документального оформления и учёта поступления основных средств
Курсовая работа по теме Метод Симпсона на компьютере
Контрольная работа по теме Разработка систем мотивации и управление ими
Курсовая Работа Мвд России
Сестринский Уход При Гипертонической Болезни Реферат
Реферат по теме Убытки фирмы и их классификация
Методы Применяемые При Съемках Застроенных Территорий Реферат
Реферат по теме Культурное, экономическое и политическое развитие Бретани в 1901-1940 годах
Основные факторы жизни растений - Биология и естествознание презентация
Основные условия организации познавательной деятельности учащихся при формировании понятий систематики в VI классе - Биология и естествознание курсовая работа
Анализ особенностей бухгалтерского учета АО "Хомутовское дорожное эксплуатационное предприятие" - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике