Процесс - заканчивание
Cтраница 1
Процесс заканчивания - один из основных и ответственных при строительстве скважины и сложный в технологическом отношении. От того, насколько качественно проведен цикл работ, в целом зависит продуктивность эксплуатационной-скважины и длительность ее работы. [1]
В процессе заканчивания морских скважин, на стадии опробования пластов, значительный объем нефти теряется во время пробных откачек для определения потенциального дебита скважин. Чаше всего отбираемая из скважин нефть сжигается в факелах. С этой целью применяют установки по сжиганию нефти и газа при испытаниях морских скважин производительностью до 190О м / сутки. [2]
Существующая система технике-экономической оценки процесса заканчивания скважин не включает показатели, характеризующие качество вскрытия пласта. Поэтому буровые предприятия не заинтересованы в улучшении работ по вскрытию продуктивного пласта, так как в рамках существующей системы организации и планирования производства это часто приводит к дополнительным затратам времени, энергии и материалов на ведение процесса, а. [3]
Приведены основные требования к процессам заканчивания скважин, изложены технология и техника вскрытия, крепления, испытания и освоения скважин. Описаны свойства буровых и цементных растворов, материалов и химических реагентов применительно к первичному и вторичному вскрытию продуктивных пластов. Освещены способы вызова притока и исследования скважин, методы воздействия на призабойную зону. Изложены методы оценки качества вскрытия, крепления, испытания и освоения скважин. Уделено внимание вопросам сохранения коллекторских свойств продуктивных объектов. [4]
Приведены основные требования к процессам заканчивания скважин, изложены технология и техника вскрытия, крепления, испытания и освоения скважин. Описаны свойства буровых и цементных растворов, материалов и химических реагентов применительно к первичному и вторичному вскрытию продуктивных пластов. Освещены способы вызова притока и исследования скважин, методы воздействия на приза-бойную зону. Изложены методы оценки качества вскрытия, крепления, испытания и освоения скважин. Уделено внимание вопросам сохранения коллекторских свойств продуктивных объектов. [5]
Технологические жидкости, применяемые в процессе заканчивания, КРС и консервации скважин, можно условно разделить на два класса - составы на водной и углеводородной основах. [6]
Нередко канатные работы осуществляются в процессе заканчивания скважин, являясь составной частью этого процесса, например при опробовании разведочных и освоении эксплуатационных скважин, законченных бурением, оборудовании их предохранительными клапанами-от-секателями. [7]
Потенциальная продуктивность скважины может быть достигнута в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшение фильтрационных свойств пласта ( ФСП) в прискважинной зоне. Практически любая операция, производимая в скважинах, представляет собой потенциальный источник потери продуктивности. Установлено, что ФСП ухудшаются при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. Ухудшение ФСП может происходить и в процессе вызова притока из пласта. Например, в низкопористых пластах газоконденсатных месторождений стремление вызвать приток из скважины при больших депрессиях на пласт может привести к быстрому выпадению конденсата из аэрозольного состояния на стенки пор и, как следствие, к закупориванию призабойной зоны скважины. В ряде случаев по этим причинам пласты классифицируются как непродуктивные. [8]
К числу основных причин низкой продуктивности скважин относятся слабая естественная проницаемость пласта и уменьшение проницаемости призабойной зоны в процессе заканчивания и эксплуатации скважин. Проницаемость призабойной зоны пласта снижается вследствие набухания глин, образования стойких эмульсий, выпадения различных солей при взаимодействии пластовых жидкостей с поверхностными жидкостями, а также из-за гидратации пород при замещении одной жидкости другой в процессе вскрытия пласта и обработки скважин. Лабораторные и промысловые исследования показывают возможность проникновения фильтрата глинистого раствора на значительные расстояния от ствола скважины и полного закупоривания при: забойной зоны, что является следствием применения промывочных жидкостей с высокой водоотдачей и низкими структурно-механическими свойствами, а также длительности работ по освоению и профилактике скважин. [9]
Наряду с обработкой песчано-глинистых пластов солянофтори-сто-водородная кислота применяется для очистки забоя от остатков глинистого раствора и глины в процессе заканчивания скважины, причем HF в этом случае - наиболее активная составляющая, растворяющая твердые частицы. Количество растворенной глины прямо пропорционально содержанию HF в кислоте. Скорость реакции между фтористой кислотой и глиной низкая. [10]
 |
Переводник безопасный типа БРП конструкции ЗАО Сиб Трейд Сервис. [11] |
Глубинный предохранительный клапан-отсекатель типа КОП-73 ( рис. 8.74) с автономным приводом предназначен для оперативного перекрытия трубного канала лифтовой колонны с целью исключения возможности возникновения открытого ( неконтролируемого) фонтанирования пластового флюида в процессе заканчивания строительства или ремонта скважины. [12]
Технологически упомянутые способы могут быть выполнены в след, вариантах: цементирование ОК, находящейся в состоянии покоя на всех стадиях процесса; цементирование колонны на весу ( на талевой системе) с осевым перемещением ее в период ожидания затвердения цемента при изменении нагрузки на крюке; цементирование колонны с расхаживанием или вращением в процессе заканчивания и продавливания тампонажных растворов. В качестве продавочной жидкости используется вода или буровой раствор. Для более полного вытеснения последнего из затрубного пространства и удаления глинистых корок со стенок скважины используют т.н. буферные жидкости, к-рые закачивают перед тампонажным раствором. Подбор состава тампонажного раствора для конкретных условий осуществляют заранее в лабораторных условиях. Доставку его на буровую осуществляют цементовозами и цементосме-сительными машинами. В случае использования тампонажных смесей, приготовляемых непосредственно на буровой, производят 2 - 3-разовое перетаривание сухой смеси из одной смесительной машины в др. Необходимое число цементировочных агрегатов, цементосмеситель-ных машин и др. техники определяется расчетным путем с учетом технич. Расстановку и обвязку цементировочного оборудования осуществляют в соответствии со схемами, учитывающими специфику условий бурения и накопленный опыт цементирования ОК. Каждую цементосмеситель-ную машину обвязывают с одним или двумя цементировочными агрегатами, обвязка к-рых с цементировочной головкой, установленной на ОК, осуществляется через блок манифольдов и состоит из 3 осп. [13]
Устьевую арматуру, высота которой равна 3 2 м, опустили на бурильных трубах. Для циркуляции рабочей жидкости в процессе заканчивания и последующей эксплуатации скважины смонтированы две выкидные линии: основная ( для отбора нефти) в вспомогательная ( для обслуживания скважины), Запорная арматура рассчитана на дистанционное и автоматическое срабатывание, а также ручное уп-равпение водолазами. [14]
Особенно сложно решать проблемы заканчивания нефтяных и газовых скважин в условиях глубокого залегания горизонтов порово-трещинного характера, при наличии АВПД и высоких пластовых температур. В этом случае технологические жидкости в процессе заканчивания должны иметь в своем составе специальные реагенты, нейтрализующие и связывающие сероводород, ингибиторы коррозии и обладать повышенной агрегативной устойчивостью к комплексному воздействию высоких температур, давлений и содержания кислых газов. [15]
Страницы: 1 2