Совершая обход скважин в процессе работы. Оператор обязан следить за исправностью обслуживаемого им оборудования, устранять обнаруженные неисправности, а при невозможности – сообщить об этом мастеру.
По прибытии на скважину оператор ЦДНГ производит внешний осмотр нефтяного оборудования (герметичность фонтанной арматуры), установку стоек под кабель, проверяет общее состояние куста и режим работы установки (отмечает показания приборов в СУ: нагрузка и напряжение, производит замер дебита, динамического уровня, давления затрубного).
Оператор ЦДНГ производит замеры следующих параметров работы установки:
дебита скважины;
буферного, затрубного и линейного давлений;
рабочего тока;
динамического уровня;
сопротивления изоляции;
через 1 сутки - после вывода на стабильный режим (контрольный замер);
Отбор проб на содержание КВЧ в продукции оператор ЦДНГ осуществляет:
при выводе на режим (жидкость глушения);
через двое суток после вывода на режим;-
один раз в полугодие в процессе дальнейшей эксплуатации.
Результаты анализа проб записываются в эксплуатационный паспорт. Отбор проб на обводненность производится после вывода на режим, далее не реже двух раз в месяц с записью результатов анализа в эксплуатационный паспорт.
При необходимости, по специальному графику скважина должна подвергаться технологическим операциям для борьбы с отложениями парафина, солей, мех. примесей с отметкой об этом в паспорте.
При длительных остановках скважины (более 10 дней) запуск в работу производить с прослеживанием динамического уровня и прекращать контроль за работой только после выхода скважины на установившийся режим работы.
НГДУ обязано поддерживать в порядке кабельные эстакады, площадки для размещения наземного оборудования скважины, подъездные пути к ним.
Ответственность за исполнение данных пунктов несет ведущий технолог ЦДНГ.
11.Понятие о конструкции скважин
Число спущенных в скважину обсадных колонн и их размеры, а также диаметры ствола под каждую колонну в совокупности с интервалами их цементирования определяют понятие конструкции скважин. В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концентрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб:
 |
ствола скважины, вскрывающего рыхлые
слабоустойчивые породы. Диаметр колонны-426 мм,
глубина спуска до 50м
кондуктор ( 2 )- для крепления верхних слабоустойчивых
пород разреза, изоляции верхних водоносных горизонтов
от загрязнения. Диаметр колонны- 324мм,глубина
спуска до 500м
промежуточная (техническая) ( 3 ) колонна для
крепления стенок скважины и разобщения пластов.
Диаметр колонны-219мм, глубина спуска до 2000м
эксплуатационная ( 4 ) колонна- для крепления стенок
разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их
от других горизонтов. Основное назначение-
извлечение нефти и газа на поверхность. Диаметр
колонны- 146; 139,7; 146; 168; 178 мм, спускается на
глубину на 50м ниже проектного горизонта.
|
Глубина цементного стакана, остающегося в скважине
после цементирования эксплуатационной колонны,
является искусственным забоем (5).
| | ||||
 | |||||
 |
Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных труб с целью герметизации всех межтрубных пространств, контроля и
управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования.
Несовершенные скважины бывают трех видов:
F скважина с открытым забоем, частично вскрывающая пласт на величину b - несовершенная скважина по степени вскрытия - δ = b/h;
F скважина с перфорированным забоем и вскрывающая пласт на полную толщину - несовершенная скважина по характеру вскрытия;
F скважина, перфорированная не на всю толщину пласта и вскрывающая его частично - несовершенная по степени и характеру вскрытня (двойной вид несовершенства).
