Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

(2142 )

Проект промывки и освоения скважин после ГРП на Талинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

ID: 185112
Дата закачки: 09 Ноября 2017
Продавец: lenya.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Проект промывки и освоения скважин после ГРП на Талинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

На месторождениях Западной Сибири проводится интенсивное внедрение ГРП, , для которого потребовались новые технологии управляемой промывки и освоение скважин после проведения ГРП с минимальным воздействием на пласт, освоение скважин на депрессии с применением различных растворов и новых технологий с применением установок гибких труб и освоения скважин азотом, лимонной кислотой соляной кислотой, дизельным топливом и т.д. Основой успеха в освоении данной технологии явилось использование надежного высокопроизводительного оборудования зарубежного и отечественного производства.
Проведение работ по промывке и освоению скважин после ГРП с применением технологии гибких труб (ГТ) происходит с целью повышения их продуктивности.
Вызов притока из пласта с повышенными и аномально высокими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии на пласт путем замены бурового раствора на более легкую жидкость.
Вызов притока из пластов с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии путем замены бурового раствора на более легкую жидкость и последующего снижения уровня жидкости в скважине.
Способ создания депрессии выбирается исходя из конкретных условий: глубины скважины, пластового давления, технического состояния скважины, наличия оборудования, материалов, технических средств и опыта освоения аналогичных объектов.
Все более широкое распространение находят технологические процессы освоения скважин с использованием специального оборудования с непрерывной колонной труб, которое значительно облегчает и ускоряет спускоподъемные операции. Оборудование смонтировано на шасси автомобиля и включает в себя барабан большого диаметра с намотанной на нем колонной труб диаметром 19 – 25 мм. Длина наматываемых на барабан труб колеблется от 700 до 5500 м. Специальный механизм подачи через лубрикатор может подавать гибкие трубы непосредственно в НКТ, находящиеся под давлением. Газообразный азот, спецжидкости и другие агенты подаются через ступицу барабана и по гибким трубам в скважину. Агрегат обслуживается одним оператором. Предназначена такая установка для различных операций: очистки песчаных пробок, замены одного типа жидкости другой жидкостью или газом (при вызове притока), цементирования, кислотных обработок, гидровзрыва пласта, спуска и подъема под давлением. Работы могут проводиться при давлениях до 31 МПа.
Показываю чертеж Общий вид колтюбинговой установки

На Талинском месторождении был использован способ промывки скважины с применением бустерной установки. Сущность заключалась в том, что бустерная установка подает газожидкостную смесь в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, жидкость возвращается на подачу подпорного насоса бустерной установки, а газ под давлением 7,0 – 10,0 МПа постоянно подается на эжектор, выход эжектора подключен к колонне гибких труб колтюбинговой установки.
Показываю чертеж Схема расстановки оборудования.



Анализ результатов промывки песчаных пробок показывает, что эффективность проведения работ во многом зависит от применяемых технологий, технических средств и составов промывочных систем.
В большинстве случаев применяется принцип гидродинамического воздействия на пробки, использование различных насадок. Из них наиболее часто используется насадка-перо, но если пробка прочная, то гидродинамического эффекта струи гибких труб на забой для разрушения песчаной пробки не достаточно.
Показываю чертеж Схема обвязки устья скважины

В результате применения технологии освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта произошло увеличение дебита скважины на 4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1490,32 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1297,80 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от применения технологии освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта в сумме 5,84 млн. руб.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели


Вопрос 1. Как проводится освоение методом аэрации?
Суть процесса аэрации заключается в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и НКТ вследствие одновременного нагнетания в скважину определенного количества сжатого газа и воды (нефти).

Вопрос 2. Почему требуется освоение скважины после ГРП?
Освоение скважины после проведения ГРП осложняется тем, что на забое осаждается закрепляющий материал (проппант), образуя прочную пробку.
Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.

Вопрос 3. Что используют в качестве промывочного агента?
В качестве промывочного агента используют азот. К положительным его свойствам следует отнести нетоксичность, инертность, плохое растворение в воде и углеводородных жидкостях.
Азот используют для вызова притока, для подачи в скважину пены, используемой для повышения продуктивности скважины или для её очистки.

Вопрос 4. Методы увеличения дебитов скважин.
По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы условно можно разделить на химические, механические, тепловые, физические и комп-лексные.
Химические методы. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка.
Механические методы. Основной метод механического воздействия — гидравлический разрыв пла¬ста. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка.
Тепловые методы.. К ним относятся промывка горячей нефтью, закачка пара, электротепловая обработка.
Физические методы. Самым распространенным методом является обработка призабойной зоны ПАВ.
Комплексные методы. К ним относятся термокислотная обработка, внутрипластовая термохимическая обработка, термогазохимическое воздействие.
ВВЕДЕНИЕ

Россия занимает одно из лидирующих в мире мест по объему запасов нефти. Предприятия нефтяного комплекса составляют основу жизнеобеспе-чения основных отраслей экономики России и располагают всеми возможно-стями для устойчивой и высокоэффективной деятельности на принципах са-мофинансирования. Вместе с тем, положение дел в комплексе является недо-статочно благополучным. Имеется устойчивая тенденция к снижению объема добычи нефти и нефтепродуктов, что может привести к необратимым изме-нениям в энергетическом балансе страны.
В России открыто около 1900 нефтяных месторождений, более поло-вины из которых введены в разработку. Обеспеченность добычи нефти в ос-новных регионах находится в интервалах 20-70 лет. Прошедший период ха-рактеризуется качественным изменением состояния сырьевой базы, увеличе-нием степени выработки крупных высокопродуктивных месторождений, ро-стом до 50% трудноизвлекаемых запасов нефти (корпоративный журнал ТНК-ВР 2008г).
В ближайшей перспективе основной прирост добычи нефти возможен за счет интенсификации добычи дренируемых запасов и увеличения коэффи-циента нефтеотдачи на разрабатываемых площадях, ввода в активную раз-работку залежей с низкопродуктивными коллекторами, освоения нетрадици-онных запасов. Доказано, что успешное освоение залежей способно обеспе-чить устойчивый рост на 20-70 лет.
В настоящее время решать проблему сохранения уровня или замедле-ния темпов падения добычи нефти и газа становится весьма сложной задачей из-за действия неблагоприятных факторов:
• обводнения скважин;
• истощения старых месторождений;
• резкого сокращения объемов геологоразведочных работ, что ограничивает возможность выбор нефтяных и газовых месторождений, рас-положенных в благоприятных для освоения регионах;
• увеличения для бездействующих скважин;
• сокращения объемов строительства новых скважин на действую-щих площадях из-за отсутствия финансирования буровых работ.
В последние годы принципиальные изменения в структуре запасов уг-леводородного сырья, а также необходимость снижения удельных капитало-вложений на создание нефтедобывающих мощностей потребовали реализа-ции новой технической политики в области интенсификации нефтедобычи. Одно из приоритетных направлений этой политики – совершенствование од-ного из самых эффективных методов - гидроразрыва пласта как вида КРС и снижение рисков по данному методу, значительную роль в котором направ-лении играет промывка забоя и освоение скважин после проведения гидро-разрыва пласта.
Кроме того, имеется огромный фонд бездействующих и малодебитных скважин, производительность которых может быть восстановлена или даже увеличена по сравнению с первоначальной.
На месторождениях Западной Сибири интенсивное внедрение ГРП начато в 1990 году, тогда же задумались о проблеме увеличения дебита скважин после гидроразрыва пласта, для которого требовались новые тех-нологии управляемой промывки и освоение скважин после проведения ГРП с минимальным воздействием на пласт, освоение скважин на депрессии с при-менением различных растворов и новых технологий с применением устано-вок гибких труб и освоения скважин азотом, лимонной кислотой соляной кислотой, дизельным топливом и т.д. Основой успеха в освоении данной технологии явилось использование надежного высокопроизводительного оборудования зарубежного и отечественного производства (корпоративный журнал ТНК-ВР 2006-2007г.).
Развитие новых технологий по промывки освоению скважин после проведения ГРП в ОАО «ТНК-Нягань» начали в 2005г. Первым этапом чего было заключение договора с подрядной организацией на оказание услуг по освоению скважин с помощью установки нагнетания газа. Что привело к не плохим результатам. Вывод скважин на режим после освоения незначитель-но уменьшился, увеличилась наработка на УЭЦН, был один из трицатель-ных факторов время после проведения ГРП и окончанием ремонта КРС не уменьшилось, а в некоторых случаях даже увеличилось (презентация отдела ТКРС ОАО «ТНК-Нягань» 2005г.). Так же выявлены ряд нарушений корпо-ративного стандарта в области ОТ, ПБ и ООС (Стандарты ТНК-ВР 2003; Отчет службы ОТ, ПБ и ООС ОАО «ТНК-Нягань» 2005г.), что привело к привлечению другой подрядной организации.
Вторым этапом можно считать заключение договора в 2008г. с компа-нией Шлюмберже Лоджелко Инк. На оказания услуг по промывки забоя и освоение азотом скважин после ГРП с применением ГНКТ (договор от 25.12.2007г.). Эти опытно-промысловыеработы привели к довольно хоро-шим результатам: уменьшились уровни КВЧ на скважинах, время от прове-дения ГРП до окончания КРС, увеличились сроки наработки на УЭЦН, к то-му же данный подрядчик зарекомендовал себя с хорошей стороны и в обла-сти ОТ, ПБ и ООС, и в плане исполнения договорных отношений (презента-ция отдела ТКРС ОАО «ТНК-Нягань» 2007г.; Отчет службы ОТ, ПБ и ООС ОАО «ТНК-Нягань» 2008г.).
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Эксплуатационное бурение на Талинской площади Красноленинского месторождения начато в 1982 году на северо-западе залежи пласта ЮК-10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИ (про-токол ЦКР№894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1(тюменская свита), подсчитанных по состоянию на 01.01.80г. Главтюмень-геологией. Основным проектными решениями по разработке предусматри-валось:
- выделение одного эксплуатационного объекта( пласты ЮК-2 – ЮК-11);
- площадная девяти точечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 + 400 м;
- механизированный способ с начала разработки.
В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки и учетом приращенных в 1981-1982гг., извлекаемых запасов нефти южной части площади объеме 35.153 млн.т по категории С1. Необхо-димость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами:
- уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утвер-ждалась ГКЗ СССР;
- переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки.
Запасы нефти были подсчитаны в условиях границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объ-еме 358783 тыс.т балансовых, 165003 тыс.т извлекаемых категории С1,342046 тыс.т балансовых, 118380 тыс.т извлекаемых категории С1.
В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на балансе Мингеологии СССР числилось :
- по категории С1 балансовых запасов 679033 млн.т , извлекаемых 309187 млн.т;
- по категории С2 балансовых 387088 млн.т, извлекаемых 134753 млн.т.
Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает сле-дующие основные положения:
- выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10-ЮК11 с разбури-ванием их самостоятельными сетками скважин;
- применением блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 + 400 м при расстоянии между первым нагнетательным рядом 500 м (плотность сетки 18 га/скв.);
- способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газ-лифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г), добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м (2000г);
- темп отбора нефти при проектном уровне – 3,8 % от начальных из-влекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет;
- фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих –5224, нагнетательных 1766, резервных 1107;
- извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн.т. конечный коэффициент нефтеотдачи – 0,436;
- применение нестационарного заводнения;
- объем нагнетательных вложений за весь срок разработки – 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи – 32,6 руб/т.
В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного про-ектированием в предыдущих документах.
На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку
Эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1и 2 залежей.
ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме раз-работки Талинского месторождения со следующими основными технологи-ческими положениями:
- выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11;
- блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м;
- оптимизацию сетки скважин, для вовлечения в разработку слабопре-нируемых запасов нефти, производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов;
- систему разработки, предложенную для южного участка, распро-странить на участках расширения контура нефтеносности.
Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило « Технологические пока-затели по участку расширения Талинской площади» со следующими показа-телями :
- проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т.
- жидкости - 12,5 млн.т.
- закачка воды - 16,5 млн.м3.
- ресурсы газа - 10,7 млрд.. м .
- общий фонд скважин - 1553.
- в том числе добывающих - 777.
- нагнетательных - 259.
- резервных - 517.
- применение механизированного способа эксплуатации ( ЭЦН, ШГН );
- давление на устье скважин 18,0 МПа;
- приемистость нагнетательных скважин 400 м3/ сут.
За период, прошедшей после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров и оперативном порядке проведены следующие проектных решений:
- увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.;
- временно оказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, со-средоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10;
- предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектно – нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления, разре-шен перевод скважин под нагнетание без длительной обработки;
- организация совместной разработки пластов ЮК10 и Юк11 на залежах 1 и 2 в участке 3;
- внедрение насосного способа добычи ( ЭЦН, ШГН ) в связи с применением газлифтных компрессорных станций.
В «Дополнительной записке к технологической схеме разработки Та-линской площади» предусматривалась двухстадийное разбуривание участка расширения площади : на начальной стадии – по плотности сетки 36 га/скв. С последующим уплотнением. С целью повышения эффективности принято решение о бурении дополнительных скважин в зонах стягивания одновре-менно с основным фондом. Принятые решения меняют технологические по-казатели разработки.
В связи с этим проведены расчеты динамики добычи нефти, жидкости, закачка, фонд скважин и других показателей по ДНС –30,31,32 и в целом по участку расширения. Динамика эксплуатационного бурения и ввода скважин принята на основании плана разбуривания Талинской площади разработан-ного в объединении Красноленинскнефтегаз: проектные уровни по добыче:
- нефти – 4,65 млн.т.
- жидкости – 17,0 млн.т.
- закачки воды – 21,8 млн.м3
- фонд скважин, всего – 1640
- в т.ч. добывающих – 1177
- нагнетательных - 463
Из сопоставления проектных и фактических показателей следует, фак-тическая добыча нефти ниже проектной:
- в 2010 году – на 38,1 %.
- в 2011 году – на 26,2 %.
- в 2012 году – на 17,2 %.
- в 2013 году – на 5,8 %,
Действующий фонд скважин эти годы превышал проектный фонд. Рас-хождение в уровнях добычи нефти связано с тем, что фактические дебиты нефти меньше проектных
- в 2010 году – на 10,8 т/с.
- в 2011 году – на 13,5 т/с.
- в 2012 году – на 10,3 т/с.
- в 2013 году – на 7,9 т/с.
Отличие фактических дебитов от проектных вызвано следующими причинами:
фактическая продуктивность скважин ниже принятой в технологиче-ской схеме, определенной по результатам испытания разведочных скважин и данным первых эксплуатационных скважин. на площади не реализуется про-ектное решение по способу добычи – внедрение газлифта.
Практическое совпадение дебитов жидкости в 2008 году достигнуто за счет проведения на площади большого количества геолого-технических ме-роприятий, направленных на повышение уровней отбора жидкости: переход с трехрядной системы разработки на более интенсивную блочно – замкну-тую, переводом скважин на механизированной способ эксплуатации, оптими-зации режимов работы скважин и др. В результате добыча жидкости за 2008-2010 годы от проектной соответственно по годам 45,9%, 41,1%, 32,5%. В 2011 году добыча жидкости превысила проектный уровень на 19,7%. Пре-вышение проектного уровня добычи жидкости не позволило выйти на про-ектный уровень по добыче нефти в связи с тем, что фактический темп нарас-тания обводненности продукции превышает проектный. В 2014 году факти-ческая обводненности добываемой продукции составила - 55,9%, по проекту – 43,9%.Отличие фактической динамики обводнения от расчетной объясняет-ся следующими причинами:
- уменьшение начальных балансовых запасов нефти по сравнению с утвержденным ГКЗ СССР и принятым в технологической схеме;
- уточненная структура запасов нефти характеризуется большой филь-трационной неоднородностью, чем принято в проектном документе.

Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии освоения скважин после прове-дения гидроразрыва пласта произошло увеличение дебита скважины на 4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1490,32 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1297,80 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от применения технологии освоения скважин после про-ведения гидроразрыва пласта в сумме 5,84 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 12,58 млн. руб. и превысила сумму прибыли получае-мую до внедрения мероприятия на 8,08 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1297,80руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности применения технологии освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта.







ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполнение промывок традиционным способом требует значительного количества времени. Так как промывка ствола скважины от проппанта и ме-ханических примесей, выносимых из пласта, является только частью общего "цикла ГРП" ("оптимизация работы скважины с помощью проведения гид-равлического разрыва пласта"), то мы приводим общее время работы уста-новки КРС на скважине в течение всего цикла. Опыт выполнения подобных операций показывает, что для 1 бригады КРС и 1 бригады ГРП "Шлюмбер-же" на это требуется в среднем 16 суток, из них в среднем 6 суток - на про-мывку (от 5 до 10 суток в различных случаях).
Эффективность работы бригад КРС местных сервисных компаний зна-чительно ниже. На выполнение промывки они затрачивают в среднем 10 су-ток (от 8 до 12 суток).
Как показывает исследование проблем, имеющихся на скважинах после проведения ГРП, до 40% отказов ЭЦН происходит по причине выноса неза-крепленного проппанта, либо выноса других твердых частиц (кварц и про-чие). Следовательно, очистка механических примесей традиционным спосо-бом производится недостаточно качественно.
Данная технология занимает много времени, приводит к тому, что большое количество промывочной жидкости поглощается в пласт, которая впоследствии выносится вместе с остатками геля и механическими примесями и наносит вред электропогружным насосам.
Повреждение насосов приводит к дополнительным затратам на их сме-ну и потере дополнительной добычи.
Минимизация количества отказов ЭЦН вследствие улучшения качества и скорости очистки от мехпримесей могла бы принести значительный эконо-мический эффект.
Борьба с песком с помощью ГНКТ предлагает значительные преиму-щества для контроля песка. Способность установить КНБК (компоновка низа буровой колонны) непосредственно в зоне перфорации позволяет практиче-ски сразу начать подъем песка. С помощью смолистых материалов возможно установить пробку в зоне перфорации и прекратить попадание песка в ствол скважины. Затем пробка разбуривается, проводится новая перфорация и скважина возвращается в число действующих.
ГНКТ - самый эффективный метод доставки рабочих жидкостей в инте-ресующую зону. Использование ГНКТ предохраняет рабочую НКТ от воз-действия рабочих жидкостей и позволяет избежать загрязнения кислоты осадками и частицами из рабочей НКТ. Через ГНКТ можно закачивать инги-биторы парафина и коррозии. В длинных горизонтальных отводах скважин (до 1000 м) ГНКТ может дойти до конца участка и начать медленный отход назад, одновременно закачивая кислоту. После обработки ГНКТ можно ис-пользовать для промывки азотом, чтобы быстрее очистить скважину.
Возможно наиболее частое применение ГНКТ - это удаление осадков и частиц из ствола скважины. Один из таких методов - промывка песка - эф-фективно применяется в вертикальных, горизонтальных и наклонных сква-жинах.
Преимущества:
1. Обеспечивает постоянную циркуляцию и контроль;
2. Удаляет разнообразные виды осадков и твердых частиц;
3. Использует специальные инструменты, увеличивающие эффектив-ность промывки;
4. Позволяет применять жидкости, учитывающие условия пласта, ство-ла, рабочей колонны, а также особенности частиц;
5. Позволяет комбинировать методы промывки.
Промывка стволов скважин
На Талинском месторождении выполнялось три вида промывки:
1. Промывка в НКТ 89мм после ГРП (получения СТОП);
2. Промывка проппанта после проведения ГРП;
3. Освоение скважины азотом.
Среднее время на выполнение работ ГНКТ - 2 или 4 дня в зависимости от длины интервала, подлежащего очистке. В случаях, когда на данном кусте скважин отсутствует станок КРС, бригаде КРС потребуется 18-21 день на проведение одного ремонта.
Относительно высокая цена работы станка КРС связана с необходимо-стью смены эксплуатационной колонны НКТ, в то время как ГНКТ делает промывку внутри эксплуатационной колонны.
Промывка проппанта после ГРП
Промывка проппанта после ГРП представляет второй тип промывок с ГНКТ. Тот факт, что скважина может начать добычу с большим дебитом сразу после ремонта делает использование ГНКТ весьма привлекательным для Заказчика.
Для бригады КРС данная операция занимает 14 - 18 дней, в зависимо-сти от сложности проблемы. При выборе экономически целесообразного решения должны соблюдаться следующие критерии:
1. Станок КРС не в состоянии удалить песок быстро и эффективно. Это может быть в случаях проблемы с контролем скважины или существует риск потери циркуляции;
2. Скважина работает с дебитом не менее 30 тонн нефти в сутки;
3. Велика вероятность потери циркуляции. ГНКТ имеет большое пре-имущество в использовании метода моделирования реальных условий в стволе. Выбор жидкости обработки с подходящими реологическими свой-ствами или азота помогает уменьшить плотность циркулирующей жидкости и увеличить угловую скорость для облегчения выноса частиц из ствола скважины;


Размер файла: 1,1 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)
-------------------
Обратите внимание, что преподаватели часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите, чтобы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращаем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

   Скачать

   Добавить в корзину


    Скачано: 1         Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.

Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Проект промывки и освоения скважин после ГРП на Талинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Вход в аккаунт:

Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Ю-Money WebMoney SMS оплата qiwi PayPal Крипто-валюты

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!