Меню Услуги

Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ. Часть 2.


Страницы:   1   2

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут!Без посредников!

2.4 Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ

Необходимость проведения мероприятий на нефтяных залежах по ограничению притока попутно добываемой воды не вызывает сомнений. Обычно темп роста обводненности скважин при применении вторичных методов добычи составляет 3 — 7 % в год, однако возможен» и более 15 % в год. Одним из мероприятий по снижению обводненности является ограничение притока хводы к добывающим скважинам.

Водоизоляционные работы в добывающих скважинах требуют избирательного воздействия на водоподающие прослои, что обеспечивается неравномерностью проникновения водоизоляционного материала в нефте- и водонасыщенные интервалы из-за их различной гидропроводности, различия в подвижности нефти и воды, физико-химических свойств материала, а также технологических особенностей водоизоляционных работ и режима освоения скважин.

Анализ свойств большого числа водоизолирующих материалов и результатов их применения в различных геолого-технических и климатических условиях позволяет сделать вывод о том, что многие составы имеют определенный набор необходимых и важных свойств, однако составы, обладающие комплексом всех необходимых свойств, практически отсутствуют. В наибольшей степени всем требованиям, предъявляемым к водо-изолирующим составам, отвечают составы на основе кремнийорганических соединений — АКОР. Эти составы широко применяются последние 5 — 6 лет и претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров до водонаполненных композиций. В нефтяной промышленности для ограничения водопрнтоков в скважины были использованы двух и трехкомпонентные состазы АКОР (АКОР–2, АКОР–4, АКОР–5), которые готовили из отдельных компонентов непосредственно перед их применением.

Первым из водонаполненных кремнийорганических составов является АКОР–4, в результате применения которого в 500 скважинах месторождений Западной Сибири получен экономический эффект более 4 млн. руб. Однако приготовление составов на промыслах вызывает определенные трудности, поэтому был разработан аналогичный, но с улучшенными характеристиками одноупаковочный состав АКОР–Б и налажен его промышленный выпуск. АКОР – Б можно использовать как в товарном виде, так и готовить на его основе водонапрл; ненные составы..разбавляя людом з 3–8 раз и более. Две модификации состава АКОР–Б: АКОР–Б100 и АКОР–Б300 предназначены для ограничения водопритоков в скважинах с пластовыми или забойными температурами соответственно до 120 и 300°С (при высоких температурах для изменения фильтрационных потоков в паронагнетзтельных скважинах).

Использование одноупаковочного состава значительно упростило технологическую схему и устранило проблемы, связанные с приобретением и хранением отдельных компонентов.

Составы АКОР — легкофильтрующиеся жидкости вязкостью 1,2 — 100мПа-с (АКОР–Б имеет вязкость 1—8 мПа*с) и плотностью 970—1200 кг/м3. Селективность воздействия их на водонасыщенные участки пласта, регулируемые время отверждения и вязкость позволяют с большей эффективностью проводить водо-изоляционные работы. Полное отверждение составов по объему обеспечивает продолжительный эффект тампонирования при больших депрессиях. Они могут быть использованы в широком интервале пластовых или забойных температур: от — 15 до 300 °С, способны отверждаться под действием воды любого типа и любой минерализации. Температура замерзания ниже — 50 °С делает составы незаменимыми в районах с низкими зимними температурами, использование водонаполненных композиций позволяет закачивать большие объемы состава и значительно снижать стоимость ремонтных работ. Кроме того, составы АКОР обладают высокой адгезией к породе пласта, достаточной прочностью и др.

К технологическим схемам ведения водоизоляционных работ, как и конкретно к составу предъявляются определенные требования. Так, принципиальная технологическая схема не должна меняться при выполнении работ в различных геолого-технических условиях. Последовательность этапов операции должна обеспечивать стабилизацию качества ремонта при отсутствии достаточно достоверной информации об объекте. Предпочтительно, чтобы технологическая схема была индустриальной, т.е. не требовала особых технических средств, специального инженерного обеспечения работ или совмещения действий различных служб существующих структур. Технология должна быть достаточно гибкой при использовании различных технических средств и любой обвязки наземного оборудования. Методы приготовления и подачи составов в пласт должны быть не трудоемкими, обеспечивать непрерывность поступления жидкостей, требовать минимального количества технических средств, а также выполнения других требований.

Всем приведенным условиям отвечает технология водоизоляционных работ с использованием составов АКОР. Она отработана более чем в 1200 скважинах при разнообразных ремонтных работах и на различных объектах. Технология включает предварительную подготовку скважины и обработку призабойной зоны, непрерывное приготовление и нагнетание в пласт водо-изолирующего состава, проведение заключительных работ по вводу в разработку прослоев с целью интенсификацин притока нефти, освоению скважины и оптимизации режима ее эксплуатации.

Существующая технология с применением составов АКОР направлена на снижение добычи воды и повышение текущих дебитов нефти, увеличение межремонтного периода и повышение успешности работ. Технология предназначена для ограничения притока вод при прослойном, подошвенном обводнениях и ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а так же для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Работы могут проводиться при механическом и фонтанном способах эксплуатации, с подъемом и без подъема подземного оборудования. Отсутствие операций по разбуриванию и повторной перфорации ствол скважины значительно снижает трудоемкость и стоимость ремонтно изоляционних работ.

Данная технология нашла широкое промышленное. применение на месторождениях Западной Сибири. С 1996 по 2002 г. здесь проведены операции в более чем 1000 скважинах, в том числе в ПО «Юганскнефтегаз» 730, в ПО «Нижневартовскнефтегаз» — более 160, в ПО «Лангепаснефтегаз» 100. Водоизоляционные работы с–использованием составов АКОР выполнены также в ПО «Сургутнефтегаз», «Когалымнефтегаз» и др. Начаты работы в НГДУ «Комитермнефть», а также в газовых и газоконденсатных скважинах ПО «Надымгазпром» и с «Уренгойгазпром».

Технология ограничения водопритоков составами АКОР успешно применялась и в низкодебитных высоко–обводненных скважинах Краснодарского края. С 1984 по 1990 г. было проведено около 90 скважино–операций и получен экономический эффект 400 тыс. руб. Данная технология направлена также на увеличение дебитов нефти.

Дебиты нефти возросли в результате увеличения ее притока из эксплуатируемого нефтяного интервала не только за счет перераспределения потоков жидкости и изменения депрессии на пласт, но и за счет подключения в работу нефтяных прослоев или участков пласта, ранее не работавших или работавших слабо. Механизм изоляции водяных и вовлечения нефтяных прослоев представлен на рис. 1, 2, где приведены результаты геофизических исследований до и после применения технологии ограничения водопритоков с использованием состава АКОР–Б100.

По данным термо- и дебитометрии до осуществления водоизоляционных работ устанавливался интервал притока жидкости. Так, в скв. 5393 Южно-Сургутского месторождения жидкость поступала в среднюю и нижнюю части перфорированного участка пласта, обводненность составляла 98 — 99 %. Поскольку отверждсние составов АКОР сопровождается выделением тепла, можно применять методы термометрии для идентификации участков пласта, в которые поступил состав. На термограмме, полученной через 8 ч после закачки АКОР–Б100, четко видно, что состав зашел именно в те зоны, откуда был приток жидкости (в данном случае воды). Последующие термодебитометрия позволили установить интервалы поступления жидкости после ремонтно-изоляционных работ. Жидкость стала поступать через верхнюю часть зоны перфорации, т. е. в работу подключился ранее неработающий прослой, который начал давать продукцию обводненностью 68 %.

Аналогичные результаты получены в скв. 1473 Мамонтовского месторождения. До проведения водоизоляционных работ жидкость обводненностью около 90 % поступала по всему перфорированному интервалу. После закачки АКОР–Б100 произошло отключение ее притока в нижней части и снижение обводненности до 75 % в оставшемся интервале. Термометрия проведена через 4 ч после закачки АКОР.

Технология ограничения водопритоков составами АКОР может быть применена в скважинах с любой степенью обводненности. Однако, как показала практика, для проведения водоизоляционных работ обычно брали скважины, обводненность которых достигла предельную для рентабельной эксплуатации величину (более 90 %). Технология предусматривает также совместное использование состава АКОР и цемента.

Подобные работы проводят в скважинах, где одной из причин обводнения являются заколонные перетоки из выше- и нижележащих интервалов пласта, а также приток подошвенных вод. Докрепление цементом выполняли в тех случаях, когда необходимо было восстановить крепь скважины. Применение технологии по схеме AKOP – + цемент, где используются материалы с различной способностью по закупориванию поровых каналов, обусловливает высокую эффективность изоляционных работ. При последовательной закачке двух тампонажных материалов происходят тампонирование мелких пор и микротрещин фильтрующимся составом АКОР, обладающим высокой проникающей способностью, и заполнение крупных трещин — цементным раствором. В результате достигается наибольшая эффективность работ. Высокая технологическая успешность при использовании указанной схемы может быть достигнута и в нагнетательных скважинах.

Успех водоизоляционных работ в скважинах в значительной степени определяется правильным выбором объекта воздействия и режимом проведения работ. Для этого с использованием математических методов обработки данных были проведены работы по оптимизации технологической схемы и прогнозированию результатов водоизоляционных работ составами АКОР. Для оптимизации процесса взяты 173 скважины Южно-Сургутского месторождения с наиболее полной информацией по 24 информативным и достоверным факторам.

В результате проведенных исследований определены оптимальные технологические схемы и режимы водоизоляционных работ составами АКОР.

Информацию, обрабатывали с помощью программы, позволившей классифицировать объекты, определить информативность признаков и интервалы, оптимальные для применения. Установлено, что результаты водоизоляционных работ в значительной степени зависят от геологических характеристик объекта.

Для однозначного выбора скважин при проведении водоизоляционных работ необходимо знать основные показатели их эксплуатации, которые ожидаются после ремонта, и на основе их принять решение о целесообразности выполнения ремонтно-изоляционных работ. При этом доверительный интервал прогнозных значений должен обеспечивать необходимую для применения в нефтяной промышленности точность.

Для решения задачи прогнозирования водоизоляционных работ составами АКОР использована информация, имеющаяся на магнитных носителях и хранящаяся в банках данных. С целью описания геологического строения призабойной зоны в интервале перфорации использовано 18 параметров. Информацию об эксплуатации скважин брали в ретроспективе в совокупности с информацией об эксплуатации окружающих скважин в заданном радиусе их взаимного влияния. При построении модели использованы скважины, в которых эффект от воздействия закончился и известны четыре показателя их эксплуатации: степень снижения обводненности, начальный прирост дебита нефти, продолжительность эффекта снижения обводненности и накопленный прирост добычи нефти. После отбора и сортировки для построения модели была взята 71 скважина и вся необходимая информация, связанная с их эксплуатацией. Построение модели осуществлялось методом группового учета аргументов. Все рассмотренные скважины были разбиты на обучающую и проверочную группы, сделаны расчеты по выбранной модели. Мера идентичности для обучающей группы составила 0,86, для проверочной — 0,97, т. е. данной моделью с достаточной точностью можно пользоваться для прогнозирования водоизоляционных работ в скважинах с использованием состава АКОР.

На основании проведенных работ осуществлен прогноз результатов применения технологии водоизоляционных работ составом АКОР–Б100 на месторождении Южный Сургут. Для анализа были взяты действующие, скважины обводненностью более 90 %. Не во всех обводнившихся скважинах можно ожидать технологического и экономического эффектов. Так, из анализируемых скважин данного месторождения таких около 80 %. В большинстве скважин (около 70 % общего числа) ожидается снижение обводненности на 5—15 %, в незначительном их числе — на 20 % и более, лишь в единичных скважинах — более чем на. 40 %.

Данный метод прогноза был применен при внедрении технологии ограничения водопритоков составами АКОР, однако он может быть использован для любых видов воздействия на призабойную зону, для чего необходимо иметь соответствующую информацию. Применение этого метода позволит получить долго- и краткосрочные прогнозы о целесообразности и эффективности работ для пласта и месторождения в целом, а также обосновать технико-экономические показатели к сдаче объекта после ремонтных работ. Имея такие прогнозы, специалисты могут значительно увереннее ориентироваться при выборе объекта, планировать виды и число ремонтно-изоляционных работ, их очередность, решая тем самым и экономические вопросы. Проведение работ в скважинах, где получение эффекта наиболее вероятно позволит также повысить’ их успешность и избежать неоправданные затраты на ремонт скважин, в которых использование данной технологии не может дать положительный результат.

Таким образом, составы АКОР и технология их применения полностью отвечают предъявляемым к ним требованиям. Предложенный и реализованный подход к выбору объекта и технологической схемы дает возможность эффективно проводить работы в самых разнообразных условиях. Разработанные и примененные на практике составы, технология и программное обеспечение выполнения работ позволяют решить проблемы ограничения водопритоков и особенно в скважинах с высокой обводненностью.

2.5 Расчет цементирования скважин

Перед началом цементирования необходимо определить следующие данные: количество потребного сухого тампонажного материала, т; количество жидкости для приготовления тампонажного раствора, м3; объем жидкости для продавливания тампонажного раствора в пласт или за колонну, м3; давление в конце продавливания тампонажного раствора, МПа; число и тип цементировачных агрегатов.

Для расчета процесса цементирования скважины необходимо иметь следующие данные: глубину скважины и интервал перфорации; диаметр эксплуатационной колонны и высоту подъема цемента за ней; технические данные об эксплуатационной колонне; пластовое давление разрабатываемой залежи или водоносного объекта; характер притока и место поступления воды в скважину; приемистость скважины; обратную отдачу; температуру на забое; диаметр колонны заливочных (цементировочных) труб; глубину их спуска.

В этом разделе приведены расчеты, таблицы и номограммы, позволяющие сравнительно легко определить необходимые данные для проведения цементировочных работ.

С помощью табл. 7 – 9 можно определить потребное количество тампонажного материала для создания цементного стакана необходимой высоты в колоннах различных диаметров, рассчитать объемы колонн заливочных труб и затрубного пространства между обсадными и заливочными трубами различных диаметров и т.д.

Табл. 8 – 9 составлены при жидкостно-цементном отношении, равном 0,5.

Таблица 7 – Потребное количество цемента для приготовления 1 м3 раствора

Жидкостно цементное отношение Плотность  цементного  раствора, г/см3 Количество цемента, потребное для приготовления 1 м3 цементного раствора, т. Объем цементного раствора, приготовленного из 1 т цемента, м3
0,40 1,96 1,39 0,720
0,45 1,90 1,31 0,763
0,50 1,86 1,23 0,813

Таблица 8 – Высота заполнения внутреннего пространства НКТ и обсадной колонны тампонажным раствором, м

Диаметр труб, мм 48 50 73 89 102 114 127 140 146 168
Высота подъема 1 м3  раствора в трубах 952 493 316 220 161 123 107 86 78 57

Таблица 9 – Расход сухого тампонажного цемента для заполнения тампонажным раствором 1 м внутреннего пространства обсадной колонны

Диаметр обсадной колонны, мм 114 127 140 146 168 178 194 219
Расход сухого тампонажного цемента, т 0,010 0,012 0,015 0,016 0,022 0,025 0,031 0,040

2.6 Расчет колонны заливочных труб

Определить наибольшую глубину спуска трехступенчатой колонны заливочных труб, составленной из НКТ диаметрами 73,89 и 114 мм, изготовленных из стали марки Е.

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут! Без посредников!

Решение:

1) Предельно допустимую длину трехразмерной колонны заливочных труб с учетом растяжения от сил собственного веса определяют по выражению (расчет секций колонны труб ведется снизу вверх):

L= l+ l+ l3 , (1)

где l1, l2, l3 – длина колонны труб соответственно нижней, средней и верхней секций, м.

, (2)

, (3)

. (4)

где Qстр – страгивающая нагрузка на резьбовые соединения труб

соответствующего диаметра, кН.

К – коэффициент запаса прочности (равен 1,5);

q1 , q2 , q3 – вес 1м труб диаметрами 73, 89 и 114 мм с учетом муфт, Н.

2) Длина нижней секции, состоящей из НКТ диаметром 73 мм, будет

м

Длина второй секции, состоящей из НКТ диаметром 89 мм, будет

м

Длина верхней секции, состоящей из НКТ диаметром 114 мм, будет

м

Тогда общая длина заливочных труб составит:

м.

2.7 Расчет цементирования скважин под давлением

Произвести расчет цементирования скважины под давлением при следующих данных:

глубина скважины 2450 м;

диаметр эксплуатационной колонны 168 мм;

приемистость скважины 0,3 м3 /мин;

в скважину спущена комбинированная колонна заливочных труб диаметром 73*89 мм на глубину 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м);

среднегодовая температура воздуха 10 0 С.

Решение:

1) Определим температуру на забое скважины по формуле:

tзаб = tср + (0,01/0,025) Н. [11, стр. 60] (5)

Принимая второе слагаемое за 0,025 Н и подставив численное значение, получим:

tзаб = 10 + 0,025 х 2450 = 71,3 0 С.

2) Выбираем тампонажный цемент для «горячих» скважин (ГЦ), время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования:

Тдоп = 0,75 Тзат = 0,75 * 105 = 79 мин. (6)

3) Определим объем колонны заливочных труб:

 (7)

где dв1 и dв2 – соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром

73 и 89 мм, м;

h1 , h2 – соответственно длина секций колонны заливочных труб, м;

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут! Без посредников!

D — коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимая 1,02).

V= 1,02 * 0,785 (0,0622 * 1600 + 0,0762 * 800) = 4,9 + 3,7 = 8,6 м3 .

4) Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320 М на скорости при диаметре втулок 115 мм:

, мин (8)

мин

Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320 М на IVскорости:

Тв = 1000 * 8,6/60 * 10,7 = 14 мин.

Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт:

Т = Тдоп – (Т3 + Тв + Т0 ), мин (9)

Т = 79 – (9 + 14 + 7) = 49

где Т0 – время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5-10 мин).

5) Определим объем тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин:

Vтр = 0,3 * 49 = 14,7 м3 .

Однако раствор, исходя из приемистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем Vтр = 7 м3 .

Определим плотность тампонажного раствора по формуле:

 (10)

где m– жидкостно-цементное отношение (m=0,4/0,5);

рц и рж – плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м3 .

Тогда:

т/м3 (11)

Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м3 раствора, определяем по формуле:

 (12)

Подставив численные значения, получим:

т.

Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:

G= К1*G, (13)

где К1 – коэффициент, учитывающий потери затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин К= 1,01, при затворении вручную

К= 1,05 – 1,15)

Тогда:

G= 1,01 * 8,6 = 8,7 т.

Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяем по формуле:

 (14)

где К2 – коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К= 1,05 – 1,10).

м3

2.8 Цементирование тампонажными смесями

При цементировании скважину наряду с тампонажным цементом применяют различные тампонажные смеси, состоящие из цементирующего материала (цемент, шлак, гипс и др.) и наи нцемент, шлак, гипс и др.ду с тампонажным цементом применяют различные тампонажные смеси, состоящие из цементирующего материаполнителя (песок, опока, бентонитовая глина и т.д.).

Определить количество шлака, необходимого для приготовления 1 м3 шлакопесчаного раствора плотностью р=2,0 т/м3, при соотношении компонентов К=3:2=1,5 (где К – отношение количества цементирующего материала Gцм к количеству наполнителя Gн).

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут!Без посредников!

Исходные плотности:

шлака рцм=2,8 т/м3,

магнетитового песка рн=3,3 т/м3.

В качестве жидкости для затворения используют техническую воду.

Решение:

GЦ.М. – количество цементирующего материала (цемент, шлак и др.) т; r, rН, rЦ.М. – соответственно плотности жидкости затворения, наполнителя и цементирующего материала, т/м3; k – отношение количества цементирующего материала к количеству наполнителя.

Рисунок 2 – Номограмма для определения количества цементирующего материала в 1 м3 тампонажного раствора заданной плотности.

1) Для решения данной задачи воспользуемся номограммой, приведенной на рис. 2. В первом квадранте номограммы на оси ординат находим точку, соответствующую рн = 3,3 т/м3 и от нее проводим горизонталь до пересечения с прямой коэффициента К = 1,5. Из точки пересечения с лучом рцм = 2,8 т/м3. Затем перпендикулярно оси ординат проводим прямую до пересечения с кривой заданной плотности шлако-цементного раствора р = 2,0 т/м3, находящейся в третьем квадранте. Из полученной точки пересечения проводим вертикаль на шкалу значений Gцм и находим искомое значение Gцм =0,9 т/м3. необходимое количество наполнителя (песка) определяем по формуле:

Gн = Gцм /К (15)

Gн = 0,9/1,5 = 0,6 т/м3 .

2) Количество жидкости, потребное для затворения смеси:

Gж = р — (Gцм + Gн ) (16)

Gж = 2,0 — (0,9 + 0,6) = 0,5 т/м3

3 Промышленная безопасность при проведении РИР

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) являются одной из сложных, ответственных и трудоемких операций, качество которых в значительной мере зависит от степени подготовки скважины и наземного оборудования к проведению операции.

Комплекс подготовительных работ перед проведением РИР включает в себя следующее:

Необходимо подготовить площадку размером не менее 20 х 20 метров для размещения и расстановки техники.

В скважину спускают только прошаблонированные технологические НКТ.

При спуске НКТ в скважину обязательно производится тщательный их замер с занесением в журнал меры труб, где фиксируется:

  • дата замера, оборудование низа колонны НКТ, диаметр НКТ;
  • мера НКТ (поштучно и в нарастании);
  • подпись бурильщика и мастера.

После спуска в скважину опрессовать колонну НКТ с использованием специального опрессовочного узла (ОУ) или опрессовочного клапана (согласно утвержденного регламента).

Заполнить скважину однородной по составу и плотности жидкостью. Переток жидкости из трубного и затрубного пространства не допускается.

Проверить наличие и исправность противовыбросового оборудования.

Определить приемистость скважины (согласно утвержденного регламента).

Заявка на проведение изоляционных работ должна быть передана в ЦИТС не менее чем за 12 часов. Подтверждение или перенос заявки производится не менее чем за 4 часа.

Ответственность за организацию подготовки скважины к проведению РИР несет мастер бригады.

Изоляционные работы проводятся по утвержденному технологическому плану главным технологом, с указанием ответственного за проведение работ.

Ответственный за проведение изоляционных работ лично проверяет:

  • наличие в нужном количестве компонентов изоляционного состава, результаты анализа применяемого тампонажного материала, а также жидкости для затворения и продавки. (При использовании цемента в качестве тампонажного материала необходимо учитывать, что если со дня проведения анализа и выбора рецептуры до начала цементирования прошло 10 суток, то рецептуру и анализ следует подвергнуть контрольной проверке и в случае необходимости — корректировке. Цемент, хранившийся в цементносмесительных машинах более 2 суток подлежит перебункировке.);
  • готовность спецтехники и дополнительного оборудования, а также правильность обвязки устья скважины (схема обвязки прилагается), ее герметичность, наличие и исправность ареометра;
  • компоновку и меру инструмента;
  • состояние и работоспособность ИВЭ-50 (ГИВ-6);
  • свободный ход и вес колонны НКТ;
  • наличие и исправность приспособления для герметизации устья скважины и задвижки.

При проведении РИР состав вахты должен быть полным.

Перед проведением работ производиться опрессовка нагнетательной линии на 1,5 кратное рабочее давление, восстановление циркуляции и контрольный замер приемистости.

Освещенность при работе в темное время суток должна соответствовать правилам регламентированным СНИП-23-05-95 (74).

Перед проведением изоляционных работ с целью увеличения приемистости допускается проведение СКО (ГКО) на опрессованных НКТ не более 3-х раз. При необходимости проведения дополнительной СКО (ГКО) НКТ опрессовываются повторно. В целях предотвращения потери приемистости, сократить до минимума время между СКО (ГКО) и проведением изоляционных работ. Опрессовки НКТ производяться только в случае использования фондовых НКТ.

В зимнее время в состав спецтехники включать ППУ.

При установке отсекающих мостов спуск НКТ ниже изолируемого интервала с последующей его изоляцией производить при условии, что приемистость составляет не более 400 м3/сут при давлении 100 атм. В остальных случаях НКТ устанавливаются выше интервала изоляции на 30 м.

Если в скважине находится солевой раствор, то тампонажную смесь необходимо отделить от солевого раствора буферной жидкостью, указанной в технологическом плане.

Если в процессе цементирования срезка не производилась, то после подъема НКТ на безопасную высоту (300 метров) произвести обратную промывку в объеме V = 1,5 Vнкт. Срезку производить в специальную емкость (желобную) с последующей утилизацией.

Для обеспечения безопасности, до начала работ, проводится проверка состояния техники безопасности и внеочередной инструктаж с работниками, участвующими в операции, с записью в журнале. Объясняется цель работ, распределяются обязанности ИТР и рабочих, устанавливается порядок проведения операции. Спецтехника расстанавливается на расстоянии 25 м от устья скважины. Нагнетательные линии опрессовываются по следующей схеме:

  • без пакера опрессовка производится на 1,5 кратное давление от рабочего или давления опрессовки э/колонны.
  • с пакером опрессовка производится на максимально допустимое давление при РИР – 250 атм.

Литература

  1. Актуальные проблемы разработки и эксплуатации Арланского нефтяного месторождения. Сборник научных трудов АНК «Башнефть» № 103, Уфа -2005 .
  2. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М., Геологичесское строение и разработка Арланского месторождения, — Уфа, РИЦ АНК «Башнефть», 1997.
  3. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. – М.: «Недра», 1988.
  4. Гимамутдинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М., Коротаев Ю.Л., Левыкин Е.В., Сахаров В.А., Разработка и эксплуатация нефтянных, газовых и газо-конденсантных месторождений,- М.: Недра, 1998.
  5. Жуков А.И., Чернов Б.С., Базлов М.И., Жукова М.А.. Эксплуатация нефтяных месторождений. – М.: «Гостоптехиздат», 1954.
  6. Журнал «Нефтяное хозяйство».
  7. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. -М.: Недра, 2004.
  8. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.
  9. РД 06-0001-89 Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности.
  10. РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Москва, 2006.
  11. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин, — М: Недра, 1984.
  12. Форест Грей. Добыча нефти. – М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001.

Страницы:   1   2