Ввод в эксплуатацию нефтяной скважины

Содержание:

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Ввод скважин в эксплуатацию и включение в состав основных производственных фондов предприятия

6.1. При вводе скважины в эксплуатацию и включении ее в состав основных производственных фондов организации в соответствующих подразделениях недропользователя должны иметься следующие документы:

а) акт о заложении скважины;

б) проект бурения скважины и геолого-технический наряд;

в) акты о начале и окончании бурения скважины;

г) акт об измерении альтитуды устья обсадной колонны и стола ротора;

д) материалы всех геофизических исследований и заключения по ним;

е) расчеты обсадных колонн, замеры длин труб (мера труб), диаметр, толщина стенки и марку стали по интервалам и другие необходимые характеристики для неметаллических колонн;

ж) акты на цементирование обсадных колонн, расчеты цементирования, лабораторные анализы качества цемента и результаты измерения плотности цементного раствора в процессе цементирования, данные о выходе цемента на устье или высоте подъема цемента (диаграмму цементомера), мера труб, компоновка колонн, данные об удельном весе глинистого раствора в скважине перед цементированием;

з) акты испытания всех обсадных колонн, а также устьевого и при необходимости внутрискважинного оборудования на герметичность;

и) планы работ по опробованию или освоению каждого объекта;

к) акты на перфорацию обсадной колонны с указанием интервала перфорации, способа перфорации и количество отверстий;

л) акты опробования или освоения каждого объекта с приложением данных исследования скважин (дебиты, давления, анализы нефти, воды, газа и конденсата);

м) заключения (акты) на испытания пластов в процессе бурения (испытателями пластов);

н) мера и тип насосно-компрессорных труб с указанием оборудования низа, глубины установки пусковых клапанов (отверстий) с приложением полной схемы внутрискважинного оборудования;

о) геологический журнал с описанием всего процесса бурения и освоения скважины;

п) описание керна;

р) документация о результатах геолого-технического контроля в процессе бурения;

с) паспорт скважины с данными о процессе бурения, нефтегазопроявле­ниях и конструкции;

т) акты о натяжении колонн (если натяжение предусмотрено проектом);

у) акты об оборудовании устья скважины;

ф) акты о сдаче подрядчиком заказчику геологической и технической документации по скважине.

6.2. Ввод скважины в эксплуатацию допускается при наличии положительного заключения территориального органа государственного горного надзора о качестве строительства скважины.

6.3. Ответственность за хранение указанной в п. 6.1 документации несет руководитель организации-недропользователя.

6.4. При сдаче лицензии вся указанная в п.6.1 документация передается в органы, выдавшие лицензию.

Petroleum Engineers

Акт на ввод в эксплуатацию разведочной скважины

Коллеги, подскажите, у кого есть опыт отражения в государственной отчетности разведочных газовых скважин, находящихся в длительном исследовании.

Месторождение на стадии ГРР. Согласно проекту пробной эксплуатации скважины после расконсервации ее использование планируется для обеспечения собственных нужд промысла (энергоузел) и проведения исследовательских работ.

По факту энергоузел не введен в эксплуатацию, продукция скважины сжигается на факеле и списывается на потери (проводится длительное исследование). Нужно ли в этом случае оформлять акт о вводе в эксплуатацию скважины или отображать ее в фонде как находящуюся в освоении?

И в какой документации можно подробнее посмотреть такие моменты?

В постановлении Госкомстата №44 от 29.05.1996 четких формулировок по этому поводу нет.

то что надо показать в освоении — это однозначно.

вы же извещали ростехнадзор о начале строительства? (по правилам 2014 года надо было, счас вроде поменялось)

далее оформляется акт проверки законченной строительством скважины (вы его заполняете и с делом скважины с геофизикой несете в РТН), представители РТН могут и имеют право выехать на скважину!! при положительном акте проверке рождается акт об окончании строительством.

Далее в администрациею округа (где находится управление по недропользованию) несешь заявление и пакет документов для оформления разрешения на ввод, с формой КС11

далее с разрешением надо бежать в регистрационную палату ну и соответсвенно скважина ставится на БАЛАНС предприятия.

и вот после того как скважину приняли на баланс нужно приказом ввести ее в эксплуатацию.

так что введен там энергоузел или нет, это значения не имеет. ОБЪЕКТ-СКВАЖИНА построена.

кстати в освоении (на практике) скважина может находится долго, т.к. ни в одном документе нет четко прописанных сроков когда «по фонду» скважину переводить в эксплуатацию. ну желательно в течение календарного года все таки освоить.

кстати при вводе в эксплуатацию возникает следующий момент. то что вы будете сжигать газ (т.к. энергоузел не готов) вы должны эти «потери» в минэнерго утвердить.

Вот примерно такой алгоритм .. интересно было бы услышать и других коллег, кто имеет бОльший опыт.

Коллеги, подскажите, у кого есть опыт отражения в государственной отчетности разведочных газовых скважин, находящихся в длительном исследовании.

Месторождение на стадии ГРР. Согласно проекту пробной эксплуатации скважины после расконсервации ее использование планируется для обеспечения собственных нужд промысла (энергоузел) и проведения исследовательских работ.

Вот тут возникает вопрос «на стадии ГРР» это лицензия сквозная на поиски, разведку и добычу или только на поиски и разведку. Если сквозная то алгоритм уже расписали. Если только на поиски и разведку то на баланс скважина Вами должна быть принята, но только для исследования фильтрационных характеристик пласта и возможностей добычи, характеристик падения давления и т.д. По поводу потерь и сжигания на факел, существуют нормативные потери (потери которые не облагаются налогом на добычу УВС — утверждаются в Роснедра и Минэнергетики) и ненормативные потери (эти облагаются) после постановлений правительства сжигание на факел очень проблематично, зачем Вы вообще «добываете газ» если Вы его не транспортируете и не перерабатываете не подаёте на энергоузел (для исследования?). Введите скважину во временную консервацию сроком на 6-ть месяцев (разрешается без оформления документов) до строительства энергоузла, например в связи с невозможностью в летнее время доставить необходимое оборудование. В освоении -это Вы понимаете незаконченная строительством? Тогда можете отразить как незаконченная строительством, но при этом возникает вопросы при списании средств на строительство скважины, как капитальных затрат.

Ввод нефтяного месторождения в разработку. Основные этапы и их характеристика.

Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью,пластовые давления, температуры и др.

Весь период разработки можно разделить условно на четыре этапа (основных периода). Рис 1. Рис1. Этапы разработки месторождения.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Характеричтики первой стадии разработки:

интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня;

— быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от макс;

— резким снижением пластового давления;

— небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

— достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн(около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными высокими уровнями годовых отборов нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Стадия характеризуется нарастанием обводненности продукции. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки, медленно снижающимися уровнями добычи нефти. Наблюдаются высокая обводненность продукции, постоянное уменьшение эксплуатационного фонда скважин.

Дата добавления: 2015-05-19 ; просмотров: 3012 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Методы эксплуатации нефтяных скважин

В настоящее время, несмотря на активный поиск альтернативных источников энергии, нефть и природный газ остаются важнейшими энергоносителями, а нефтепродукты – основным видом топлива.

Для извлечения нефти и газа из природных коллекторов используется эксплуатационное бурение скважин.

Способы эксплуатация нефтяных скважин могут быть различными. Выбор того иди иного способа зависит от индивидуальных особенностей продуктивных пластов, из которых добывается сырьё, а также от свойств самого добываемого продукта.

Кроме этого, эксплуатация нефтяных и газовых скважин зависит от степени их обводненности, показателей внутрипластового давления и ряда других факторов. Добывающие, нагнетательные и прочие виды скважин называются объектами нефтедобычи. Эксплуатация объектов нефтедобычи представляет собой комплекс работ, в котором используется различное оборудование.

Немаловажную роль при выборе метода эксплуатации объекта добычи играет энергия продуктивного пласта. Жидкие и газообразные углеводороды могут извлекаться фонтанным, газлифтным или насосным способом. Все перечисленные технологии объединены общим названием – механизированные способы добычи полезных ископаемых. Далее мы рассмотрим перечисленные методики и дадим краткое описание их основных принципов.

Фонтанный метод эксплуатации

Эта нефтедобывающая технология для извлечения полезных ископаемых из природных коллекторов на поверхность использует энергию самих продуктивных пластов.

Главным достоинством этого способа добычи является высокая степень экономичности, так как подъем природного ресурса идет естественным путем, а следовательно, дополнительных затрат временных и трудовых ресурсов не требуется.

Также отпадает необходимость применения специального оборудования, что позволяет значительно сократить капитальные вложения, которые требуются для покупки такого оборудования и его дальнейшего технического обслуживания.

Для обустройства скважины фонтанного типа необходимы: из наземного оборудования – колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия (манифольд); из подземного – трубная эксплуатационная колонна. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) опускают в скважину до уровня пластовых отверстий, проделанных с помощью перфорации. Именно по НКТ и происходит подъем добываемого нефтегазового сырья на поверхность.

Кроме того, эти трубы служат для:

  • регулировки режима работы скважины;
  • обеспечения производства работ по изучению пробуренной выработки;
  • устранения парафиновых и смолистых отложений;
  • проведения эксплуатационно-технологических мероприятий;
  • защиты эксплуатационной колонны от коррозионных воздействий;
  • ликвидации образующихся песчаных пробок;
  • обеспечения глушения скважины, которое необходимо в процессе проведения ремонтных работ её ствола;
  • защиты от резкого повышения давления, а также от его значительных перепадов.

При фонтанной эксплуатации скважины подъем добываемого сырья обеспечивает внутрипластовое давление.

Стоит сказать, что фонтанирование через достаточно короткое время может прекратиться, даже в случае достаточно высокого давления в продуктивном пласте. В таких случаях главным способом продлить период фонтанирования или возобновить его в случае прекращения, является уменьшение диаметра используемых труб. К примеру, если фонтан в скважине поступал из трубы диаметром 114 миллиметров, а затем естественный подъем сырья прекратился, замена существующих насосно-компрессорных труб на меньший диаметр (к примеру, на 60 миллиметров), как правило, позволяет возобновить естественный процесс подъема нефти.

Общая формула энергетического баланса любой добывающей скважины выглядит так:

W1 – это энергия, затрачиваемая на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

W2 – энергия, расходуемая добываемой смесью в процессе движения через устьевое оборудование;

W3 – энергия, которую уносит газожидкостная струя за пределы скважинного устья;

Wп – природная энергия продуктивного пласта;

Wи – энергия, добавляемая в скважину извне (с поверхности).

Если значение Wи – нулевое, то говорят о фонтанной эксплуатации добывающей горной выработки. Если этот параметр отличен от нуля, то это – либо газлифтная, либо насосная эксплуатация.

Внешняя энергия Wи представляет собой либо подачу в скважину сжатого воздуха или газовой смеси, либо применение насосного оборудования.

Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации

Как уже было сказано выше, энергии продуктивного пласта (Wп) со временем становится недостаточно для обеспечения естественного подъема добываемого сырья. В таких случаях дополнительную энергию (Wи) можно передать посредством подачи в скважину газовой смеси с высоким значением давления.

Это позволит возобновить приток добываемого продукта. Такой способ добычи называется газлифтным.

Принцип действия этой технологии основан на том, что подаваемый газ смешивается с внутрипластовой жидкостью, и плотность полученной смеси становится достаточно небольшой. Снижение уровня давления в скважинном забое дает возможность повысить дебит эксплуатируемой выработки и обеспечить устойчивый приток полезного ископаемого на поверхность.

Газлифтная эксплуатация нефтедобывающей скважины подразумевает применение двух технологий: с применение компрессорного оборудования и без него.

Достоинства этой методики таковы:

  • оборудование, с помощью которого обеспечивается такая добыча, расположено на поверхности, что значительно упрощает его техническое обслуживание и ремонт;
  • конструкция применяемого оборудования достаточно проста, и его эксплуатация – тоже;
  • подъем сырья можно обеспечивать в больших количествах, которые не зависят ни от глубины скважинного ствола, ни от его диаметра;
  • дебит добываемой продукции достаточно просто не только контролировать, но и задавать самостоятельно (для этого необходимо лишь изменить объём подаваемого в скважину газа);
  • газлифтовая технология позволяет эксплуатировать даже те газовые или нефтяные горные выработки, которые либо были залиты водой, либо были пробурены в горных породах с высоким содержанием песка;
  • при таком способе эксплуатации исследования в скважинах проводить и быстрее, и проще.

Разумеется, как и любой другой, этот метод имеет и свои недостатки. Например, в процессе газлифтной эксплуатации возникает необходимость регулярной замены труб НКТ, а используемый при проведении работ подъемник имеет достаточно малый коэффициент полезного действия. Помимо этого, компрессорные системы достаточно дороги, и затраты электроэнергии, приходящиеся на одну тонну добываемого сырья, весьма немаленькие.

Насосный способ эксплуатации

Такая эксплуатация нефтяных и газовых скважин может обеспечиваться с помощью различного технологического оборудования.

Типы применяемых устройств могут быть следующими:

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

Для нефте- и газодобычи такие устройства используются чаще всего, и связано это с простотой их конструкции, долговечностью и способностью такого оборудования выкачивать довольно большие объемы жидкого и газообразного сырья.

Более половины всех действующих в настоящее время газовых и нефтяных скважин используют штанговые насосные станции. Стоит сказать, что применение такого оборудования позволяет производить его ремонт непосредственно в процессе его работы, без демонтажа и отвоза в специальные сервисные центры, а в качестве первичного мотора могут применяться все существующие типы приводов. Штанговый насос способен работать в достаточно сложных условиях, включая наличие песка и жидкостей с высокой коррозионной агрессивностью.

К недостаткам применения такого оборудования относятся:

  • невысокий уровень подачи;
  • наличие ограничений по спуску оборудования;
  • наличие ограничений, связанных с углом наклона скважинного ствола.

Простой штанговый насос имеет следующие основные элементы конструкции: цилиндр и плунжер, оборудованный клапаном типа шар-седло, которые обеспечивают подъем добываемого ресурса, одновременно исключая его обратное стекание. Также конструкция может оборудоваться всасывающим клапаном, который ставится ниже цилиндра. Работу штангового насоса обеспечивают передвижения плунжера под действием приводного устройства. В таком насосе присутствует верхняя штанга, которая крепится на головке балансировочного элемента.

Основные элементы конструкции насоса штангового типа:

  • рама;
  • пирамидообразная стойка с четырьмя гранями;
  • балансировочный элемент;
  • редуктор, оборудованный противовесом;
  • траверса;
  • поворотная салазка.

Штанговые насосы бывают двух типов: вставные и невставные.

Первые тип опускают в ствол скважины в готовом виде, а перед этим по насосно-компрессорным трубам вниз опускают замок. Для замены такого оборудования опускание и подъем труб несколько раз не требуется. Невставные штанговые насосы опускают в скважину в полуготовом виде. Если такому насосу требуется ремонт или замена, то его подъем осуществляется по частям: сначала – плунжер, а потом насосно-компрессорные трубы. Оба типа штанговых устройств имеют как свои достоинства, так и недостатки, поэтому выбор производят, основываясь на конкретных условиях планируемой эксплуатации.

Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Насос центробежного типа с электроприводом представляет собой устройство, не столь широко распространенное, как штанговое оборудование. однако такое устройство характеризуется внушительными параметрами, касающимися количества получаемого с их помощью газового или нефтяного сырья. Достаточно сказать, что больше 80-ти процентов добываемых в нашей стране углеводородов получают из скважины, оборудованных такими насосами.

Центробежный насосный агрегат – это удлиненная конструкция небольшого диаметра, способная работать даже в агрессивной среде. В составе такого механизма есть погружной аппарат, кабельная линия, насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование и наземные управляющие устройства.

Основные элементы конструкции центробежного насоса:

  • само насосное устройство, в составе которого есть несколько ступеней и секций, а также колеса и стальная труба;
  • погружной электромотор, заполненный маслом;
  • устройство защиты от влажности, которое располагается между двумя предыдущими узлами и защищает электропривод, одновременно обеспечивая передачу вращения на сам насос;
  • кабельная линия для электроподачи, идущая от подстанции; этот кабель имеет бронированный защитный слой и отличает круглым сечение на участке выше уровня спуска, а после погружного элемента сечение меняется на плоское.

При использовании такого оборудования могут применяться следующие дополнительные элементы:

  • газового сепаратора, основное назначение которого – уменьшение объема поступающих в насос газов; если в этом нет нужды, то вместо сепаратора применяют обычный модуль, обеспечивающий подачу в насос жидкости;
  • термической системы, оборудованной манометром (сокращенно – ТМС); её задача – измерение температуры и давления среды, в которой работает насосное устройство.

Такую установку монтируют непосредственно в процессе спуска в скважинный ствол.

Сборка происходит поэлементно и последовательно, по направлению от низа к верху, включая подсоединение кабеля к установке и подсоединение установки к трубам. Крепят конструкцию специальными металлическими поясами. Кабельную линую, находящуюся на поверхности, подключают к трансформатору и управляющей станции.

Помимо перечисленных выше элементов, колонна НКТ оснащается двумя клапанами – сливным клапаном и клапаном обратного хода, которые ставятся над насосом. Клапан обратного хода нужен для подачи жидкости в колонну НКТ перед тем, как заработает насос. Этот же клапан не позволяет жидкости проливаться вниз. Сливной клапан ставится над клапаном обратного хода и нужен при сливе жидкостей, который производится в случае подъема оборудования на поверхность.

Основные узлы установки УЭЦН

Главными преимуществами электрических насосов центробежного типа перед штанговыми установками являются:

  • легкость наземной конструкции и упрощенная функциональная схема;
  • возможность выкачивать значительно большие объемы жидких и газообразных природных ресурсов;
  • возможность работы на больших глубинах (больше трех километров);
  • долгий срок эксплуатации при минимальных ремонтных работах;
  • длительные временные интервалы между плановыми ремонтами;
  • возможность проведения исследований внутри ствола скважины без подъема конструкции на поверхность;
  • повышенная легкость удаления отложений парафинов, оседающих на стенках НКТ.

Эксплуатация насосов такого типа возможна как в горизонтальных, так и в наклонных скважинах, а также в горных выработках с высокой степенью обводненности, с высокой концентрацией брома в воде.

Их также применяют для выкачивания растворов, в составе которых есть соли и кислоты. В некоторых случаях погружные центробежные насосы применяют для выкачивания из горной породы воды для поддержания нужного уровня пластового давления.

Особенности конструкции нефтяных скважин

Для эффективной разведки или разработки нефтяных месторождений используют различные технические решения, неотъемлемой частью которых является нефтяная скважина. Она представляет собой цилиндрический ствол, пробуренный в пластах земляных и горных пород, который не предоставляет прямого доступа для человека внутрь неё. Основным её назначением является обеспечение доступа к нефтяному слою, удалению остатков горных пород и подачи нефти в хранилища.

Конструкция нефтяной скважины

Нефтяная скважина для добычи нефти в диаметре может составлять от 75 до 400 мм. Всё зависит от конкретных условий бурения, от типа залегающих на глубине пород, а также от размеров нефтеносного слоя. То есть больший диаметр позволяет вести выкачку нефти из недр земли с большей скоростью.

Скважина состоит из трёх основных частей: устья, ствола и забоя. Устье – это верхняя часть скважины, которая предназначена для предотвращения обвалов и разрушений неплотных пород поверхностных слоёв, а также для защиты от размытия буровым раствором. Ствол определяет направление бурения и служит для удаления разрушенных пород из скважины. Забой служит для укрепления колонн на глубине и для добычи нефти из продуктивного пласта.

Последовательность операций при бурении скважин следующая:

  1. Производится заглубление ствола скважины путём разрушения пород при помощи буровой установки.
  2. Удаление разрушенных частей породы из скважины на поверхность земли.
  3. Во время погружения нефтяная скважина укрепляется специальными обсадными колоннами.
  4. Изучение размеров нефтяного слоя путём геологических и геофизических исследований.
  5. Спуск завершающей колонны на рабочую глубину, с которой и предполагается эксплуатировать скважину.

Технология бурения нефтяных скважин

На начальном этапе пробуривают ствол с небольшой глубиной до 30 метров и диаметром до 40 см. Затем на его дно опускают трубу, которая будет задавать направление для бурения. Стенки между трубой и грунтом цементируют. Затем заглубляют скважину примерно на уровень 500-800 м с меньшим диаметром. Этот участок называют кондуктором, так как он предназначен для изоляции неустойчивых и рыхлых слоёв грунта при бурении. Внешние стенки труб также подвергают цементированию, чтобы трубы были защищены от возможных смещений пластов.

Затем процедура бурения существенно усложняется и не во всех случаях удаётся достичь проектной глубины предполагаемого нефтеносного слоя. Это связано с тем, что продуктивные слои могут располагаться не в виде единого пласта, а нескольких, и добыча должна производиться из более заглублённого участка. В таких ситуациях монтируют промежуточную колонну, которую также цементируют по наружной поверхности.

После того, как был достигнут необходимый уровень устанавливают эксплуатационную колонну. Она предназначена для добычи нефти и газа, а также для подачи воды с целью создания необходимого давления. Конструктивно она отличается от обычных колонн наличием в боковых стенках отверстий, а также в цементном слое. Кроме того, в ней применяется специальная дополнительная оснастка: пакеры, центратор, обратный клапан, обсадные кольца и т. д.

Технические особенности проходки

При бурении в скважину необходимо опускать колонны, для закрепления горных пород, окружающих ствол. Делают это последовательно отдельными секциями. При сложных бурениях осуществляют многоколонные выработки. Это существенно усложняет техпроцесс и следствием этого является существенный износ обсадных труб и буровых. Чтобы снизить влияние фактора износа применяют защитные кольца, выполненные в виде металлического каркаса с двумя резиновыми оболочками, закреплёнными на стальные штыри. Их устанавливают над ротором буровой при выполнении операций спуска или подъёма.

Разделяют горные пласты при помощи цементирования специальными растворами. Поскольку требуется обеспечить не только высокую прочность, а и работу в сложных условиях, то при их замешивании добавляют ингибиторы и реагенты. Они ускоряют процесс набора прочности бетона и в результате не приходится ждать по 30 дней пока он будет пригоден к эксплуатации. Другое название раствора – тампонажные. Они являются ключевыми в конструкции нефтяной скважины, так как служат для закрепления колонн и предотвращении его деформации при смещениях плотных пород.

Разработка нефтяных скважин

Процесс разработки нефтяных скважин заключается в проведении ряда комплексных мер и работ по осуществлению наиболее эффективной добычи нефти их пласта. Перед вводом в эксплуатацию скважины проводится ряд разведывательных работ, на основе которых создаётся специальная проектная документация, которая определяет технические параметры бурения и размеры забоя. В проекте закладывается количество объектов разработки, последовательность добычи, методы оказания различных воздействий с целью получения максимальной выработки месторождения.

Скважины при разработке над местом разведки и добычи располагают в виде сетки. В неё входят не только добывающие скважины, а и нагнетающие. В зависимости от особенностей пласта сетку располагают в равномерном или неравномерном порядке. Если нефтяной слой достаточно толстый, то сетку располагают наиболее плотным упорядоченным способом, с целью увеличения скорости добычи.

Этапы разработки скважин

Нефтяная скважина разрабатывается в такой последовательности:

  1. Освоение объекта. Этап характеризуется интенсивной добычей нефти с минимальной обводнённостью, значительным снижением давления в пласте, увеличением количества скважин и величиной коэффициента нефтеотдачи в пределах 10%. Сроки завершения освоения могут составлять до 5 лет. Условием завершения принимается снижение добычи за год относительно общих балансовых запасов.
  2. Обеспечение стабильно высокого уровня добычи в пределах 3-17% в зависимости от вязкости нефти. Длительность разработки может составлять от 1 до 7 лет. Число скважин при этом также увеличивается за счёт использования резервов, однако происходит и частичное закрытие старых. Это связано с тем, что нефть становится более обводнённой вплоть до 65%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 30-50%. Добыча на некоторых скважинах выполняется механическим способом, то есть принудительной откачкой мощными насосами.
  3. Снижение добычи. Коэффициент нефтеотдачи снижается до 10% в год, а темпы отбора сокращаются до 1%. Все скважины переводятся на механизированный способ добычи. Количество резервных скважин значительно сокращается. Обводнение достигает значений в 85%. Данный этап является самым сложным, так как необходимо замедление скорости откачки нефти. Определить разницу между предыдущим этапом и текущим достаточно затруднительно, так как изменения среднегодового коэффициента добычи минимальны. За 3 периода нефтеносный слой вырабатывается до 90% от общего объёма.
  4. Завершающая стадия. Отбор нефти сокращается до 1%, а уровень обводнённости становится максимальным (от 98%). Прекращается разработка нефтяных скважин и они закрываются. Но длительность данного этапа может составлять до 20 лет и ограничивается только рентабельностью проекта.

Видео: Схема нефтяной скважины

Смотрите еще:

  • Консультация юристов ростов Бесплатная консультация юриста по телефону в Ростове на Дону Все сферы общественной жизни человека регулируются множеством законов. Каждый день люди совершают юридические действия, приобретая какой-либо товар, посещая парикмахера или врача, вступая в брак, заключая […]
  • Ст 98 гпк Статья 98 ГПК РФ. Распределение судебных расходов между сторонами Новая редакция Ст. 98 ГПК РФ 1. Стороне, в пользу которой состоялось решение суда, суд присуждает возместить с другой стороны все понесенные по делу судебные расходы, за исключением случаев, […]
  • Купить недорогой земельный участок у моря Участки недорого Срочно куплю участок от хозяина в Овидиопольском районе. Земельные участки, Одесская область, Овидиопольский, Большая Долина , Возле воды , Дома, дачи, недорого , Инвестиционные проекты , Недвижимость для бизнеса , Участки недорого Совершенно […]
  • Как восстановится после развода Как восстановиться после развода Сразу после развала семьи наступает психологически сложный период. К разводу нужно быть готовым психологически В это время важно понять, как восстановиться после развода, чтобы адекватно пережить потерю и с исцеленной душой наладить […]
  • Закон о пенсии военнослужащих с 1 января 2014 года Первые выплаты повышенных пенсий военным: Гройсман назвал даты и суммы В апреле военные пенсионеры получат перерасчет за четыре месяца Первые выплаты повышенных пенсий военнослужащим начнутся уже в конце марта, а перечисленную пенсию за январь-апрель военные […]
  • Гражданский кодекс 671 Статья 671 ГК РФ. Договор найма жилого помещения 1. По договору найма жилого помещения одна сторона - собственник жилого помещения или управомоченное им лицо (наймодатель) - обязуется предоставить другой стороне (нанимателю) жилое помещение за плату во владение и […]
  • Нотариус разрешение на вывоз ребенка за границу цена Нотариус разрешение на вывоз ребенка за границу цена Отправляете бабушку, тетю, учителя с ребенком за границу? Планируете выезд с ребенком за границу без одного из родителей - тогда не забудьте, что на границе потребуется нотариальное разрешение на выезд детей за […]
  • Типовой трудовой договор образец 2018 для ип Трудовой договор ИП с работником в 2018 году: образец и бланк Если вы решили принять в свою бизнес-команду сотрудников, вам понадобится трудовой договор. Он, как подушка безопасности, защитит вас от многих спорных ситуаций и позволит избежать проблем с […]