Технология текущего и капитального ремонта скважин. Основы технологии подземного и капитального ремонта скважин
Скачать 391.38 Kb.
|
Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта
Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (ли- тологии, 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 скважинРаботы 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 иссле- дований, 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). Консервацияирасконсервацияскважин Общие положения
Консервацияскважин Консервацию нефтяных скважин осуществляют в соответствии с требованиями действующих инструкций. Цементные мосты не устанавливают.
Расконсервацияскважин. Прекращение консервации (расконсервацию) скважин производят по согласованию с органами Госгортехнадзора. Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:
|