оликів.
Спуск приладів в працюючі свердловини з надлишковим тиском на гирлі здійснюють з використанням лубрикаторів, що встановлюються на фонтанні арматури. Лубрикатор являє собою трубу, що має на одному кінці фланець, а на іншому - сальник для ущільнення дроту або кабелю, на якому спускається прилад в свердловину. Автономні прилади спускають на дроті діаметром 1,6 - 2,2 мм за допомогою лебідки ЛС - 16, ЛСГ - 1, установки для дослідження свердловин типів Азінмаш - 8 А, Азінмаш - 8 В, 3УІС, дистанційні прилади - на кабелі за допомогою автоматичної дослідницької станції АІСТ, в якій окрім каротажной лебідки мається наземна вимірювальна апаратура. Глибина спуску приладів контролюється за показаннями механічного лічильника або електричного лічильника глибин. У високодебітних свердловинах до глибинного приладу підвішується вантажна штанга. Для запобігання аварійних ситуацій, з пошкодженням броні кабелю або утворенням петель на дроті, застосовують пристрій (УЛА - 1), встановлюване між лубрикаторів і фонтанної арматурою.
Прямі вимірювання тиску свердловинними манометрами гелікснимі (автономними типу МСУ, МГН - 2, МГТ - 1, дистанційними типу МГН - 5), пружинно-поршневими (автономними типу МГН - 1, МПМ - 4 і дистанційними типу МГД - 36) дифманометрами (прямої дії ДГМ - 4М та компенсаційними «Онега - 1», «Ладога - 1»). Діаметр корпусу їх 25-36 мм, верхні межі вимірювання абсолютного тиску до 100 Мпа, найбільша робоча тиск дифманометрів 40 Мпа, область робочих температур від - 10 до + 400 С. Для вимірювання дебітів (витрат) застосовують дистанційні Дебітоміри (типу РГД - 2М, «Кобра - 36р», ДГД - 6Б, ДГД - 8) і витратоміри (типу РГД - 3, РГД - 4, РГД - 5). Діаметр корпусу дебітоміром 26-42 мм, межі вимірювання 5 - 200 м3/сут, 50 Мпа, 120 С. У дебітоміром застосовують Пакера зонтичного і ліхтарного типів, розкриваються за допомогою двигунів, а також абсолютні Пакера, розкриваються за допомогою насосів. Витратоміри зазвичай є беспакернимі. ВНІІКАнефтегаз розробив витратомір «Терек - 3» з зонтичним беспріводние пакером для вимірювання витрат гарячої води. ВНІІнефтепромгеофізікой розроблені термокондуктівние свердловинні витратоміри типу СТД (СТД - 2, СТД - 4, СТД - 16) як індикатор руху рідини, особливо в діапазоні малих швидкостей. Діаметри їх 16 - 36 мм, чутливість 0,5 м3/здутий. Вони можуть бути використані також для вимірювання температури до 80 С.
Останнім часом знаходять застосування комплексні прилади: свердловинні витратоміри-влагометріі ВРГД - 36, «Кобра - 36РВ», дистанційний прилад ДРМТ - 3 (для вимірювання до 60 МПа і температури до 180 С в фонтанних і насосних свердловинах), комплексна апаратура «Потік 5» (для вимірювання тиску до 25 Мпа, температури до 100 С, витрати 6-60 або 15 - 150 м3/добу і вологості рідини до 100%, діаметр корпусу 40 мм, є локатор суцільності, що забезпечує точну прив'язку даних до розрізу свердловини).
4. Аналіз поточного стану та ефективності застосовуваної технології розробки
.1 Аналіз сучасної структури фонду свердловин та показників їх експлуатації
За станом на 01.01.2002 р загальний фонд пробурених і прийнятих на баланс видобувними підприємствами свердловин становив 3 364 одиниць, у тому числі стовбурів і 46 розвідувальних свердловин. Розподіл фонду по підприємствах показано в таблиці 3.4. У межах ліцензійних ділянок Ватьеганском площі пробурені 122 розвідувальні свердловини.
Інтенсивне розбурювання родовища було розпочато в 1985 р Обсяги проходки аж до 1991 р становили 800-1100 тис. м на рік, що дозволило щорічно вводити в середньому по 400 нових свердловин. У 1992-1995 р.р. обсяги буріння скоротилися до 150 тис. м, а в наступні три роки - до 60-80 тис. м на рік. Відповідно сповільнилися і темпи введення нових свердловин: спочатку до 120-140, а в 1995-1999 р.р. до 40 свердловин на рік (табл. 4.1, рис. 4.1). З 2000р. темпи розбурювання родовища знову зросли, введення нових свердловин в 2000 р склав 73 одиниці, а в 2001 р - 108.
Спочатку освоєння родовища в його розробці брали участь 3364 свердловини (98% пробурених), у тому числі видобуток нафти здійснювалася з 3 321 свердловини, під закачування води використовували 613 свердловин, з яких 569 спочатку відпрацьовувалася на нафту (див табл. 4.1).
Спостережуване кількісне невідповідність між фактичною приналежністю частини свердловин і їх проектним призначенням обумовлено двома основними причинами. По-перше, більшість проектних свердловин пласта АВЗ були відразу освоєні на об'єкт АВ1-2 (причини викладаються нижче), і, по-друге, 117 свердловин або по черзі, або одночасно, експлуатували 2 і більше об'єктів.
Малюнок 4.1 а) Динаміка введення свердловин в експлуатацію б) Динаміка пробуреного і...
