6. Исследование скважин

Содержание

• Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
• Введение
• 1. Общая характеристика нефтяной залежи
• 1.1. Понятие о нефтяной залежи
• 1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
• 2. Источники пластовой энергии
• 2.1. Пластовые давления
• 2.1.1. Статическое давление на забое скважины
• 2.1.2. Статический уровень
• 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
• 2.1.4. Динамический уровень жидкости
• 2.1.5. Среднее пластовое давление
• 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
• 2.2. Приток жидкости к скважине
• 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
• 2.4. Водонапорный режим
• 2.5. Упругий режим
• 2.6. Режим газовой шапки
• 2.7. Режим растворенного газа
• 2.8. Гравитационный режим
• 3. Технология и техника воздействия на залежь нефти
• 3.1. Цели и методы воздействия
• 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
• 3.2.1. Размещение скважин
• 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
• 3.4. Водоснабжение систем ппд
• 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
• 3.5.1. Водозаборы
• 3.5.2. Насосные станции первого подъема
• 3.5.3. Буферные емкости
• 3.5.4.Станции второго подъема
• 3.6. Оборудование кустовых насосных станций
• Основные характеристики бкнс
• 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ппд
• 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
• 3.9. Методы теплового воздействия на пласт
• 3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
• 3.11. Внутрипластовое горение
• 4. Подготовка скважин к эксплуатации
• 4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
• 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
• 4.3. Техника перфорации скважин
• 4.4. Пескоструйная перфорация
• 4.5. Методы освоения нефтяных скважин
• 4.6. Передвижные компрессорные установки
• 4.7. Освоение нагнетательных скважин
• 5. Методы воздействия на призабойную зону скважины
• 5.1. Назначение методов и их общая характеристика
• 5.2. Обработка скважин соляной кислотой
• 5.3. Термокислотные обработки
• 5.4. Поинтервальная или ступенчатая ско
• 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
• 5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
• 5.7. Гидравлический разрыв пласта
• 5.8. Осуществление гидравлического разрыва
• 5.9. Техника для гидроразрыва пласта
• 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
• 5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
• 5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
• 6. Исследование скважин
• 6.1. Назначение и методы исследования скважин
• 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
• 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
• 6.4. Термодинамические исследования скважин
• 6.5. Скважинные дебитометрические исследования
• 6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
• 7. Основы теории подъема жидкости в скважине
• 7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
• 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
• 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
• 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
• 7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс
• 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
• 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
• 7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе
• 7.2. Уравнение баланса давлений
• 7.3. Плотность газожидкостной смеси
• 7.4. Формулы перехода
• 8. Эксплуатация фонтанных скважин
• 8.1. Артезианское фонтанирование
• 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
• 8. 3. Условие фонтанирования
• 8. 4. Расчет фонтанного подъемника
• 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
• 8. 6. Оборудование фонтанных скважин
• 8.6.1. Колонная головка
• 8.6.2. Фонтанная арматура
• 8.6.3. Штуцеры.
• 8.6.4. Манифольды
• 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
• 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
• 8.8.1. Открытое фонтанирование
• 8.8.2. Предупреждение отложений парафина
• 8.8.3. Борьба с песчаными пробками
• 8.8.4. Отложение солей
• 9. Газлифтная эксплуатация скважин
• 9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
• 9.2. Конструкции газлифтных подъемников
• 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
• 9.4. Методы снижения пусковых давлений
• 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
• 9.4.2. Последовательный допуск труб
• 9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
• 9.4.4. Задавка жидкости в пласт
• 9.4.5. Применение пусковых отверстий
• 9.5. Газлифтные клапаны
• 9.6. Принципы размещения клапанов
• 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
• 9.8. Оборудование газлифтных скважин
• 9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
• 9.10. Периодический газлифт
• 9.11. Исследование газлифтных скважин
• 10. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
• 10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
• 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
• 10.3. Факторы, снижающие подачу шсн
• 10.3.1. Влияние газа
• 10.3.2. Влияние потери хода плунжера
• 10.3.3. Влияние утечек
• 10.3.4. Влияние усадки жидкости
• 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
• 10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
• 10.4.1. Штанговые скважинные насосы
• 10.4.2. Штанги
• Характеристики штанг и муфт
• 10.4.3. Насосные трубы
• Характеристики насосно-компрессорных труб
• 10.4.4. Оборудование устья скважины
• 10.4.5. Канатная подвеска
• 10.4.6. Штанговращатель
• 10.4.7. Станки-качалки (ск)
• Техническая характеристика станков-качалок
• 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
• 10.5.1. Эхолот
• 10.5.2. Динамометрия шсну
• - Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
• 10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
• 10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
• 11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
• 11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
• 11.2. Погружной насосный агрегат
• 11.3. Элементы электрооборудования установки
• Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
• 11.4. Установка пцэн специального назначения
• 11.5. Определение глубины подвески пцэн
• 11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
• 12. Гидропоршневые насосы
• 12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
• 12.2. Подача гпн и рабочее давление
• 13. Погружные винтовые насосы
• 14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной
• 14.1. Общие принципы
• 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
• 14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
• 15. Ремонт скважин
• 15.1. Общие положения
• Гидравлический разрыв пласта.
• 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
• - Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
• - Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
• - Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
• 15.3. Технология текущего ремонта скважин
• 15.4. Капитальный ремонт скважин
• 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
• 15.6. Ликвидация скважин
• 16. Эксплуатация газовых скважин
• 16.1. Особенности конструкций газовых скважин
• 16.2. Оборудование устья газовой скважины
• 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
• 16.4. Оборудование забоя газовых скважин
• 16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны нкт в скважину
• 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт
• 16.5.2. Определение глубины спуска колонны нкт в скважину
• 16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
• 16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
• 17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
• 17.1. Системы сбора скважинной продукции
• 17.2. Промысловая подготовка нефти
• 17.2.1. Дегазация
• 17.2.2. Обезвоживание
• 17.2.3. Обессоливание
• 17.2.4. Стабилизация
• 17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
• 17.3. Системы промыслового сбора природного газа
• 1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
• VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
• 17.4. Промысловая подготовка газа
• 17.4.1. Очистка газа от механических примесей
• 17.4.2. Осушка газа
• 17.4.3. Очистка газа от сероводорода
• 17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
• Список рекомендуемой литературы