Автор: Пользователь скрыл имя, 13 Января 2011 в 09:22, доклад
* Единицами ремонтных работ различного назначения являются:
# капитальный ремонт скважины;
# текущий ремонт скважины;
# скважино-операция по повышению нефтеотдачи пластов.
Аппараты
типа ПГД БК применяют в обсадных
колоннах с проходным диаметром
от 118 до 130 мм при температуре до 200
°С и гидростатическим давлением до 100
МПа, а типа АДС — до 100 "С и 35 МПа соответственно.
Величина минимального гидростатического
давления для ПГД БК составляет 10 МПа,
для АДС — 3 МПа.
Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.
При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях — лубрикатором.
При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.
При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.
Для регистрации
максимального давления, создаваемого
в скважине, используют кремерный
прибор, который прикрепляют на кабеле
около кабельной головки.
Гидравлический
разрыв пласта
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин определенной протяженности: от 10 до 30—50 м.
Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 × 10-3 мкм2.
Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.
В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.
В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.
С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.
В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982—94, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02—92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565—91 расклинивающие материалы (проппанты).
Для осуществления
процесса гидроразрыва используют технологические
жидкости на водной и углеводородной основах.
Таблица 6
Зависимость оптимальной полудлины трещины
от
проницаемости пласта
k 10-3 мкм2 | 100 | 10 | 1 | 0.5 | 0.1 | 0.05 |
L, м | 40-65 | 50-90 | 100-190 | 135-250 | 250-415 | 320-500 |
Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.
Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:
Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать
В общем виде технология применения жидкости для проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700,1БМ-700С), емкости.
После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, расклинивающий агент, производят расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера. Перед началом процесса делается контроль технологических свойств жидкостей.
Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.
После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы спрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности:
Рабочее давление,
МПа - <20 20-56 56-65 >65
Коэффициент
запаса прочности - 1,5
1,4 1,3
1,25
Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.
При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.
Выравнивание
профиля приемистости
нагнетательных скважин
Работы по выравниванию профиля приемистости (расхода вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.
Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов .
Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработки с применением временно изолирующих материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).
Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта.
В случае
необходимости осуществляют работы
по восстановлению и повышению приемистости
слабопроницаемых интервалов (пропластков).
Консервация
и расконсервация
скважин
Общие положения
Консервация
скважин
Консервацию нефтяных скважин осуществляют в соответствии с требованиями действующих инструкций. Цементные мосты не устанавливают.
Расконсервация
скважин.
Прекращение консервации (расконсервацию) скважин производят по согласованию с органами Госгортехнадзора.
Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:
Информация о работе Основы технологии подземного и капитального ремонта скважин