Эксплуатация нефтяных и газовых скважин:эксплуатационное бурение

• Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин:
• § фонтанная эксплуатация (когда нефть извлекается самоизливом)
• §  изливом (механическая)
• o    компрессорный (газлифт, эрлифт)
• o    насосный (с помощью насосов различных типов)

 Фонтанный способ применяется при высоком пластовом давлении в этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам (НКТ), за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости заполняющим скважины.

Устройство скважины для фонтанной подачи нефти

Нефть поступает в скважину из пласта через отверстие в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находится НКТ 2. Нефть поступает в них через нижний башмак 3, верхний конец НКТ через фланец 4 соединен с фонтанной арматурой. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками.

К этой системе подсоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме.

Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор, где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), нагнетаемым в колонну труб. компрессорами.

При компрессорном способе в скважину спускаются в 2 соосные трубы во внутреннюю 2, на которой смесь извлекается наверх называют подъемной, а нижнюю – воздушной. Подъемная труба короче воздушной, а 1 – абсолютная труба.

При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ, он смешивается с нефтью в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно ниже плотности нефти в следствии этого, чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию. В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину 2мя различными способами компрессорной добычи нефти: газлифт (прир газ), эрлифт (воздух).

Применение эрлифта менее распространен, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

1. +         Отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей
2. +         Доступность оборудования для обслуживания и ремонта
3. +         Простота регулирования дебита скважин
4. −         Высокие капиталовложения на строительство
5. −         Мощность компрессорных станций
6. −         Низкий КПД газлифтного подъемника

Для уменьшения капиталовложений в нефтяную скважину подают под давлением компрессорный газ и газовых пластов. Такой способ называется бескомпрессорным.

При насосном способе эксплуатации нефти и скважин на поверхности осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.

Штанговый насос представляет собой насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги.

Насос работает следующим образом. При помощи плунжера вверх. Верхний клапан закрыт, т.к. на него действует давление столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая на поверхность в тоже время открывая приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндрический насос.

При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний – открывается и через полый плунжер жидкость выталкивается из цилиндрического насоса в насосную трубу 10.

При непрерывной работе насоса в результате подкачки уровень жидкости поднимается, и она поступает в устье через тройшек 4.

Погружные электроцентробежные насосы включает центробежный насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные трубы 3, обратный клапан 4, устьевая арматура 5.

Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления поступает к электродвигателю 2, вращая вал насоса 1 электродвигатель приводит его в действие.

Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4.

Погружные винтовые насосы – насосы объемного действия подача которого прямопропорциональна частоте вращение специального винта.

При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду, вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость поэтому если содержание свободного газа в жидкости на входе в насос превышает 25% по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор.

Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки такая же как при ЭЦП. Для насосной эксплуатации скважин используется также гидропоршневые струйные насосы.

Источник: https://students-library.com/library/read/50157-sposoby-ekspluatacii-neftanyh-i-gazovyh-skvazin

Добыча

Основной метод добычи газа и газового конденсата — фонтанный. А теперь более детально о том, что такое эксплуатация скважины.

Пуск и остановка скважины проводятся вручную или автоматически при помощи открытия или закрытия задвижек на устье или УКПГ. До пуска скважины обязательно проверяют исправность оборудования и приборов технологической линии, в которую будет подаваться газ. Только убедившись в исправности, можно приступить к пуску скважины в работу.

При включении любой газовой линии соблюдают следующее правило: задвижки открывают последовательно по ходу движения газа, начиная с ближайшей к источнику газа.

На скважине первой открывают коренную задвижку, затем межструнную, далее на верхней рабочей струне. Одновременно наблюдают за показаниями манометров и термометров.

При остановке скважины задвижки закрывают в строго обратной последовательности: на рабочей струне, межструнную и коренную. Коренную задвижку не всегда закрывают, поскольку для ее замены надо «задавливать» скважину, поэтому работать коренной задвижкой стремятся как можно реже.

Это делается после пуска скважины при помощи регулируемых или нерегулируемых штуцеров, установленных на устье. После установления заданного режима скважина должна нормально работать.

Обычно при эксплуатации скважины все задвижки (коренная, межструнная, рабочая и резервная на рабочей струне) должны быть полностью открыты. Это необходимо, чтобы предохранить их от разрушения струёй газа, в которой всегда имеются твердые и жидкие частицы.

Коррозия оборудования, обводнение, вынос на забой твердых частиц, растепление вечномерзлых пород

Контроль за технологическим режимом (дебит, давления на устье и входе в УКПГ) осуществляется автоматически. Когда это необходимо, оператор, обслуживающий скважину, один или несколько раз за смену записывает показания расходомера и манометров в специальный журнал.

Всё это осуществляется с помощью наземного оборудования скважины – обвязки.

Источник: http://gaz-prof.ru/gas-stream/mining/

Раздел 3. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Виды эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Как известно, в стволе скважины всегда присутствует жидкость. На этапе бурения скважины – это буровой раствор. По окончании бурения его, как правило, замещают технической водой. А в результате мероприятий по освоению скважины ствол заполняется пластовой жидкостью (нефтью или нефтью с водой). Таким образом, как я уже сказал, в стволе скважины всегда присутствует столб жидкости.

• Столб жидкости создает гидростатическое давление (Р) на забой скважины, которое описывается известным уравнением:
• P = ρgh
• где
• P — гидростатическое давление; ρ — плотность жидкости; g — ускорение свободного падения; h — высота столба жидкости
• · – газлифтный;
• · – насосны й
• Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность носят общее названиемеханизированная добыча.
• Фонтанный способ эксплуатации скважины

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт.

Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность.

Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях.

Газлифтный способ эксплуатации скважины

Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления.

В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.

Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт.

Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то соответственно такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом.

Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называетсябескомпрессорным газлифтом.

1. Преимущества газлифтной эксплуатации:
2. · все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;
3. · простота конструкций оборудования;
4. · возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;
5. · простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или умен ьшая подачу газа в скважину);
6. · возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;
7. · простота исследования скважин.
8. Недостатки газлифтной эксплуатации:
9. · необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;
10. · низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%);

• · большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;
• · большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.
• Насосные способы эксплуатации скважин
• Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:
• · установкой штангового глубинного насоса (УШГН);
• · установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);
• · установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН);
• · установкой электродиафрагменного насоса (УЭДН) и др.
• Фонтанная эксплуатация

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

Роль фонтанных труб

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150-миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200-миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150 300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования.

Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались.

В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

Газлифтная эксплуатация

Область применения газлифта

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной.

Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне.

Этот уровень называют статическим – . В этом случае давление жидкости на з абое соответствует пластовому давлению.

1. ,
2. отсюда
3. .

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой

• .
• При этом давление из башмака подъемной трубы
• б
• где – длина подъемной трубы;
• – расстояние от устья скважины до динамического уровня;
• — глубина погружения подъемной трубы в жидкость.
• Применяют газлифты однорядные и двухрядные.

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь.

Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра.

За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка.

Насосная эксплуатация

С помощью штанговых скважинных насосных установок

Штанговая глубина — насосная установка (ШГНУ) состоит из насоса опущенного в скважину, колонны штанг, с танка — качалки, установленного у устья скважины. Обратно — поступательных движение колонны насосных штанг и присоединенного к ним плунжера обеспечивается станком — качалкой.

Способ добычи нефти с помощью ШГНУ довольно распространен в Украине. Данным способом можно добывать от 1 до 500 т нефти в сутки. Однако в большинстве случаев глубинно-насосную эксплуатацию применяют в мало и середнедебитних нефтяных скважинах.

1. 1 — цилиндр насоса, 2 — плунжер; 3 — колонна штанг, 4 — НКТ, 5 — трубная головка;
2. 6 — елка, 7 — головка балансира, 8 — балансир; 9 — шатун, 10 — кривошип;
3. 11 — электродвигатель;
4. Эксплуатация нефтяных скважин погруженным центробежным насосом

Электродвигатель центробежной насосной установки (Рис. 5) состоят: из центробежного насоса 4, электродвигателя 1. кодоны подъемных труб 11, бронированного кабеля 5, устьевой арматуры 10, кабельного барабана 7 и другое вспомогательное оборудование.

• Рис. 5
• 1 — электродвигатель, 2 — протектор; 3 — фильтр, 4 — центробежный насос; 5 — бронированный кабель, 6 — подвесной ролик; 7 — барабан; 8 — автотрансфор матор;
• 9 — станции управления; 10 — устьевая арматура; 11 — колонна подъемных труб.

Добыча нефти при данном способа эксплуатации происходит следующим образом.

Электродвигатель вращает вал центробежного насоса, нефть всасывается через фильтр центробежным насосом и нагнетается на поверхность по насосным трубам.

Для электродвигателя центробежных насосов характерен большой межремонтный период их работы. Наземное оборудование ЭВН отличается своей простотой и не требует специальных фундаментов и других сооружений.

В Украине широко используют погруженные центробежные насосы. Их используют в тех случаях, когда нужно выполнять интенсивный отбор нефти из скважины при большой глубине залегания продуктивных пластов, а также в скважинах с агрессивными пластовыми водами.



Источник: https://infopedia.su/9×6828.html

Технология бурения нефтяных и газовых скважин, Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О., 2003

Книги и учебники → Книги по геологии

СкачатьЕще скачатьСмотреть Купить бумажную книгуКупить электронную книгуНайти похожие материалы на других сайтахКак открыть файлКак скачатьПравообладателям (Abuse, DMСA)Технология бурения нефтяных и газовых скважин, Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О., 2003.Рассматриваются основные вопросы, относящиеся к технологии бурения нефтяных и газовых скважин. Приведены технологические расчеты и описаны технологические процессы, встречающиеся при бурении скважин.Содержит сведения о механических свойствах разрушаемых при бурении горных пород и применяемых в настоящее время породоразрушающих буровых долотах. Достаточно подробно изложен материал о бурильных трубах и условиях работы бурильной колонны, о бурении скважин гидравлическими забойными двигателями и роторным способом.Для студентов нефтегазовых вузов и факультетов, обучающихся но специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», а также может быть полезна инженерно-техническим работникам нефтегазодобывающих и геологоразведочных предприятий.

ПОНЯТИЕ О СКВАЖИНЕ, ЕЕ ЭЛЕМЕНТАХ, КОНСТРУКЦИИ, О ПОЛОЖЕНИИ В ПРОСТРАНСТВЕ.

Скважина в стадии бурения представляет собой цилиндрическую горную выработку, сооружаемую с помощью специальных инструментов без доступа в нее человека. Скважина характеризуется большой длиной (до двенадцати тысяч метров) и малым диаметром. У скважины  а) различают устье 1, ствол 2 и забой 3. Цилиндрическая поверхность ствола называется стенкой скважины.

В законченном виде скважина представляет собой капитальное сооружение в земной коре, предназначенное для извлечения из недр земли жидких и газообразных полезных ископаемых или для других целей.

Стенки скважины крепят обсадными трубами 5, пространство между трубами и стенкой скважины заполняют цементным раствором 6, который, затвердев, изолирует пласты горных пород один от другого, а трубы от коррозии. Против продуктивных пластов в трубах и цементном камне выполняются отверстия 7 (фильтр) для гидравлического сообщения пласта со скважиной.

Экологические и геологические условия бурения обусловливают необходимость спуска нескольких обсадных труб (не менее двух). Первая обязательная колонна называется кондуктор. Каждую последующую колонну подвешивают на предыдущей.

На фланце 4 последней колонны, называемой эксплуатационной, подвешивают нефтегазопромысловое оборудование, спускаемое в скважину, и монтируют устьевое оборудование.
Бесплатно скачать электронную книгу в удобном формате, смотреть и читать: Скачать книгу Технология бурения нефтяных и газовых скважин, Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О., 2003 — fileskachat.com, быстрое и бесплатное скачивание.

Скачать pdf

Ниже можно купить эту книгу по лучшей цене со скидкой с доставкой по всей России.Купить эту книгу
Скачать
— pdf — Яндекс.Диск.

17.12.2016 19:41 UTC

Источник: https://nashol.com/2016121792171/tehnologiya-bureniya-neftyanih-i-gazovih-skvajin-popov-a-n-spivak-a-i-akbulatov-t-o-2003.html

Освоение и испытание эксплуатационных скважин

Перед вводом нефтегазовых скважин в эксплуатацию последним этапом процесса подготовки является их освоение и испытание. Первое необходимо для «запуска» притока в скважину энергоносителя, второе представляет собой начальный, «тестовый» режим работы, с параллельным снятием показателей эффективности и принятием решения о дальнейшей судьбе забоя.

Освоение скважин

Традиционное освоение скважин месторождения начинается после завершения всех основных этапов работ – бурения, раскрытия пластов и перфорирования обсадных колонн.

Очевидно, что поверхности пластов и призабойных зон при этом сложно назвать чистыми – бурильные работы оставляют после себя глинистые корки и взвеси, а сильнейшая вибрация при перфорации заставляет прилежащие слои грунта практически слипаться.

В результате проницаемость их падает практически до нуля, и для вызова притока в скважину подобную ситуацию приходиться исправлять.

Решение состоит в организации в скважине депрессии (иначе говоря – создания области пониженного давления, значительно уступающего по величине собственному давлению внутри пластов нефти или газа).

При этом не следует упускать из виду тот факт, что в пластах с наиболее высокими показателями внутреннего давления резкая депрессия может вызвать неконтролируемый прорыв и фонтанирование энергоносителя – в отдельных случаях могущее вызвать еще и пожары.

Способы освоения скважин методами вызова притока

На сегодняшний день освоение нефтяных и газовых скважин осуществляется шестью различными методами:

• тартанием
• свабированием
• заменой жидкости в скважине на менее плотную
• компрессией
• прокачиванием газожидкостных смесей
• откачиванием скважинных жидкостей насосом

При этом фланцы обсадных колонн в обязательном порядке оснащаются задвижками, способными выдержать сверхвысокое давление и остановить (если возникнет такая необходимость) внезапное фонтанирование.

• Основным механизмом удаления жидкости при этом методе служит своеобразный «ковшик» в виде желонки с клапаном и штоком, опускающийся в скважину на канате. Производительность такого способа крайне мала – и его использование в 21 веке оправдывается только качественным извлечением глинистых растворов и осадков.
• В данном случае механизмом откачки служит уже не желонка, а снабженная клапанами с эластичными манжетками труба. Производительность этого процесса в 10-20 раз превосходит предыдущий, и на вертикальных скважинах метод применяется достаточно часто.
• Способы освоения скважин этим методом заключаются в вытеснении под давлением из ствола шахты плотной глинистой взвеси путем промывки. Промывочной жидкостью при этом служит дегазированная нефть либо обычная вода, причем направление промывки может быть и прямым, и обратным.
• Данный способ базируется на закачке в скважинную жидкость воздуха (либо любого иного газа) с помощью компрессора. Насыщение смеси газом значительно понижает ее общую плотность и, как следствие, уровень давления. К сожалению, на глубоких (до 5 км) и неустойчивых коллекторах метод неприменим.
• Такое освоение нефтяных скважин во многом схоже с предыдущим по конечному результату. Отличие же состоит в самом процессе – где вместо насыщения газом внутренней жидкости она заменяется на уже газированную с заранее заданной величиной давления.
• Так производится, прежде всего, освоение горизонтальных скважин, а также освоение газовых скважин с пониженным давлением в пластах. Метод известен своей эффективностью – но лишь при условии отсутствия нужды в значительной депрессии.

Испытание скважин

Какими бы ни были способы освоения скважин – без дальнейшего испытания подготовленной шахты запускать ее в эксплуатацию запрещается. Тестирование обычно производится в различных режимах, и по итогам испытаний выводят зависимость «депрессия-дебит» в виде графика. Предельные пики индикации на нем и будут теми режимами, на которых приток должен быть максимальным.

Длительность испытательного процесса обычно составляет 3-4 суток (со снятиями показаний дебита и забойного давления каждые 24-36 часов, а давления в устье – каждые 2-4 часа). Далее запускается процесс пробной эксплуатации в режимах, являющихся оптимальными (причем при многопластовости забоя испытательные процессы ведутся от нижних пластов к верхним).

Итоги испытаний фиксируются в результирующем акте – и, в зависимости от них, скважина либо передается в полноценную эксплуатацию, либо консервируется, либо (если результаты негативны) – готовится к ликвидации.

Источник: http://www.png-drilling.ru/osvoenie-ispitanie-ekspluatacionnih-skvazhin/