Согласованы федеральным горным и промышленным надзором России. Письмо n 10-13/270 от 22. 05


Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта



страница4/10
Дата26.10.2016
Размер1.91 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта


k10,

мкм



100

10

1

0,5

0,1

0,05

м

40-65

50-90

100-190

135-250

250-415

320-500

4.9.2.9. 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.

4.9.2.10. Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

2) вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

3) обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;

4) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6) легко удаляться из пласта после проведения процесса;

7) обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

4.9.2.11. Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрацию песка (проппанта) в суспензии.

4.9.2.12. 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 (IБМ-700, IБМ-700С), емкости. Схемы размещения и обвязки технологического оборудования для производства ГГРП приведены в [10].

4.9.2.13. 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.

4.9.2.14. 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.

4.9.2.15. После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы опрессовываются 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.

4.9.2.16. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

4.9.3. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

4.9.3.1. 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.

4.9.3.2. Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов в соответствии с работами, приведенными в разделе 2.

4.9.3.3. 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.).

4.9.3.4. Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта.

4.9.3.5. В случае необходимости осуществляют работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков).

4.9.3.6. Технологическую эффективность работ по выравниванию профилей приемистости определяют в соответствии с РД [11].


4.10. Консервация и расконсервация скважин

4.10.1. Общие положения

4.10.1.1. Консервацию скважин производят в соответствии с РД [12].

4.10.1.2. Консервацию скважин производят с учетом возможности повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных или других работ.

4.10.1.3. Работы по консервации и расконсервации скважин осуществляют по индивидуальным планам предприятия, которые согласуют с местными органами госгортехнадзора и военизированным отрядом по ликвидации и предупреждению открытых фонтанов и утверждаются предприятием.

4.10.1.4. При наличии межколонных проявлений до начала работ по консервации проводят соответствующие ремонтно-восстановительные работы по специальным планам.

4.10.2. Консервация скважин

4.10.2.1. Консервацию нефтяных скважин осуществляют в соответствии с требованиями действующих инструкций. Цементные мосты не устанавливают.

4.10.2.2. Устье консервированной скважины ограждают. На ограждении крепят табличку с указанием номера скважины, наименования месторождения (площади), организации, пробурившей скважину, и сроков консервации.

4.10.2.3. Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхнюю часть ствола на глубину 30 м заполняют незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть и т.п.), а в условиях многолетней мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород.

4.10.2.4. Устьевое оборудование всех консервируемых скважин должно быть защищено от коррозии.

4.10.2.5. Проверку состояния скважин, находящихся в консервации, проводят не реже одного раза в квартал с соответствующей записью в специальном журнале.

4.10.2.6. По окончании консервационных работ составляют акт по установленной форме.

4.10.3. Расконсервация скважин.

4.10.3.1. Прекращение консервации (расконсервацию) скважин производят по согласованию с органами госгортехнадзора.

4.10.3.2. Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:

1) устанавливают штурвалы на задвижки фонтанной арматуры;

2) разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;

3) снимают заглушки с фланцев задвижек;

4) подвергают фонтанную арматуру гидроиспытанию при давлении, соответствующем условиям эксплуатации;

5) промывают скважину, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию;

6) при наличии в скважине цементного моста последний разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину осваивают.

выполнить программу приведения хлорных объектов в соответствие с требованиями ПБХ-93 в сроки, согласованные с управлением округа;

направить до 01.07.98 проекты новых объектов на рассмотрение в проектно-конструкторскую инспекцию управления Северо-Западного округа.

ОАО "Архангельскоблгаз" и ОАО "Вологдаоблгаз":

обеспечить во II квартале 1998 г. проведение декларирования промышленной безопасности газонаполнительных станций СУ Г.

3. Указать начальнику управления Северного округа на недостаточную работу по выполнению постановления коллегии Госгортехнадзора России от 06.02.98 N 1 в части осуществления комплекса мер по совершенствованию кадровой политики, прежде всего по укреплению кадрового состава, созданию действенного резерва для замещения штатных должностей, совершенствованию подготовки, повышению качества и увеличению глубины проводимых обследований, расследованию аварий и несчастных случаев.

4. Управлениям и отделам Госгортехнадзора России:

рассмотреть предложения управления Северного округа и результаты довести до сведения управления округа до 15 июня 1998 г.;

оказать практическую помощь по вопросам обучения инспекторов, лицензирования, декларации промышленной безопасности, экспертизы проектов и технических устройств, страхования ответственности в случае аварии на опасном производственном объекте, управления промышленной безопасностью и совершенствования надзорной, контрольной и разрешительной деятельности.

5. Главному редактору журнала "Безопасность труда в промышленности" опубликовать итоги рассмотрения на коллегии Госгортехнадзора России надзорной, контрольной и разрешительной деятельности управления Северного округа и предложить развернуть дискуссию на страницах журнала о совершенствовании системы надзорной деятельности Госгортехнадзора России.
5. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

5.1. Подготовительные работы
5.1.1. Глушат скважину (при необходимости).

5.1.2. Производят передислокацию оборудования и бригады.

5.1.3. Проверяют работоспособность подъемных сооружений и механизмов.

5.1.4. Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией колонны труб и штанг.

5.1.5. Устанавливают индикатор веса.

5.1.6. Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для глушения в объеме не менее двух объемов скважины.

5.1.7. Перед демонтажом устьевой арматуры убеждаются в отсутствии нефтегазопроявлений и производят промывку скважины до вымыва жидкости в объеме скважины.

5.1.8. В процессе подъема оборудования скважину доливают жидкостью для глушения в объеме, обеспечивающем противодавление на пласт.

5.1.9. При спуске ступенчатой колонны из труб разных марок сталей замеряют их длину и данные записывают в рабочий журнал. Для соединения труб разных диаметров используют переводники и патрубки заводского производства или изготовленные в ремонтно-механических мастерских ЦБПО.

5.1.10. При спуске и подъеме труб, покрытых стеклоэмалями, осматривают каждую трубу, на стыках труб и на муфте устанавливают остеклованные кольца. Спуск и подъем остеклованных труб производят плавно, без толчков и ударов. Поднятые трубы укладывают на стеллажи с деревянными прокладками между рядами толщиной не менее 30 мм.


5.2. Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами
5.2.1. Смена насоса.

5.2.1.1. Подготовительные работы.

5.2.1.1.1. Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.

5.2.1.1.2. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.

5.2.1.1.3. Поднимают с помощью спецэлеватора полированный шток.

5.2.1.1.4. Устанавливают штанговый крюк на талевый блок.

5.2.1.1.5. Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.

5.2.1.1.6. Укладывают штанги на мостки ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1,5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.

5.2.1.1.7. Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и замену исправными.

5.2.1.2. Спуск насоса.

5.2.1.2.1. Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.

5.2.1.2.2. Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автомата АПР-2ВБ.

5.2.1.2.3. Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.

5.2.1.2.4. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.

5.2.1.2.5. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

5.3. Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами
5.3.1. Подготовительные работы

5.3.1.1. Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку "Не включать, работают люди".

5.3.1.2. Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля.

5.3.1.3. Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя).

5.3.1.4. Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений.

5.3.1.5. Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса с помощью спецкрючка.

5.3.1.6. Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно.

5.3.1.7. Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск.

5.3.2. Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ.

5.3.2.1. Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-две трубы - спускной клапан.

5.3.2.2. В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют его изоляцию. При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части НКТ.

5.3.2.3. После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины.

5.3.2.4. Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный .пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию.

5.3.3. Монтаж и демонтаж наземного оборудования, электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен производить электротехнический персонал.


5.4. Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной

колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок
5.4.1. Промывку песчаных пробок производят пластовой водой, газожидкостными смесями и пенными системами с применением струйных насосов, желонок, гидробура и др.

5.4.2. Технологический процесс очистки песчаных пробок осуществляют как при прямой, так и при обратной промывке.

5.4.3. Очистку забоя, подъемной колонны от парафина, солей, гидратных пробок проводят по отдельному плану, утвержденному нефтегазодобывающим предприятием, в соответствии с действующими инструкциями.
5.5. Ремонт газлифтных скважин
5.5.1. Текущий ремонт внутрискважинного оборудования газлифтных скважин (открытие или закрытие газлифтных клапанов) осуществляется при помощи тросоканатного метода и описан в разделе 6.

5.5.2. При производстве работ (разрыв пласта, кислотные обработки, закачка тампонажного материала и т.п.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальные головки, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.


6. РЕМОНТ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ТРОСОКАНАТНОГО МЕТОДА

6.1. Оборудование и инструмент
6.1.1. Подъемник ПК-2, оснащенный кабелем КОБД-6 или КОБД-4.

6.1.2. Агрегат канатных методов работ типа АКМР.

6.1.3. Контейнерные устройства для доставки в скважину жидких и сыпучих материалов.

6.1.4. Грузовые штанги длиной 610, 915 и 1500 мм и весом 5,2; 8,5 и 14 кг соответственно.

6.1.5. Гидравлические и механические яссы.

6.1.6. Набор инструментов.

6.1.6.1. Извлекаемые (для выполнения различных операций).

6.1.6.2. Оставляемые в скважине (различные виды клапанов, заглушек и др.), оснащенные замками или другими устройствами для фиксации их в скважине.

6.1.6.3. Для захвата (при спуске и подъеме оборудования, оставленного в скважине).

6.1.6.4. Специального назначения (пробки для чистки труб от парафина, желонки для чистки песчаных пробок, инструмент для открытия и закрытия циркуляционных клапанов, отклонители для установки или съема газлифтных клапанов в эксцентричных скважинных камерах, оправки для выправления искривленных участков лифтовых труб).


6.2. Подготовительные работы
6.2.1. Глушат скважину.

6.2.2. Сооружают на устье скважины специальную площадку для безопасного ведения работ.

6.2.3. Устанавливают и ориентируют относительно устья скважины гидравлическую лебедку (расстояние от устья 20-25 м, угол перегиба тросса на оттяжном ролике 90°).

6.2.4. Присоединяют грузовые штанги к канатному замку, пропускают грузовые штанги внутрь лубрикатора, подсоединяют ясс, на который наворачивают подготовленный инструмент.

6.2.5. Устанавливают и крепят лубрикатор с превентором на превенторную катушку.

6.2.6. Монтируют датчик индикатора веса с кабелем (тросом) и натяжным роликом. Устанавливают показания индикатора веса и счетчика длины на нулевую отметку.


6.3. Технологические операции
6.3.1. Открывают превентор и опускают на тросе инструмент в скважину без резких остановок и торможений на II скорости.

6.3.2. Не доходя 30-40 м до заданной глубины производят остановку, поднимают инструмент на 20-30 м и фиксируют его вес. Дальнейшее опускание до заданной глубины производят на пониженной скорости.

6.3.3. При работах в глубоких скважинах, заглушенных жидкостью глушения плотностью 1600-1800 кг/м, в компоновку опускаемого инструмента включают одну или две грузовые штанги для увеличения массы инструмента.

6.3.4. В наклонно направленных скважинах в компоновку опускаемого инструмента дополнительно включают один или два шарнирных соединения на расстоянии 1,0-1,5 м друг от друга для придания гибкости спускаемой колонне. При остановке и съеме газлифтных клапанов шарнирные соединения устанавливают между яссом и нижней грузовой штангой.

6.3.5. При опускании инструментов для захвата ловильной головки массу всего набора инструментов полностью передают на ловильную головку. Затем дают небольшую натяжку для определения надежности захвата ловильной головки, разгружают массу инструмента для приведения ясса в заряженное положение. После каждого удара вверх механическим яссом инструмент опускают на ловильную головку срываемого оборудования плавно, без ударов.

6.3.5.1. Удар вверх гидравлическим яссом производят при натяжении троса в пределах 2,4-2,8 кН с выдержкой 2-4 мин, барабан при этом фиксируют тормозом. При необходимости производят повторный удар гидравлическим яссом, опускают и разгружают инструмент на ловильную головку и выдерживают в течение 6-8 мин.

6.3.5.2. При ударах механическим яссом вниз инструмент поднимают не более чем на длину хода штока (по показанию счетчика глубины и зафиксированного перед посадкой веса инструмента при подъеме).

6.3.6. Установку клапанов-отсекателей производят в следующем порядке.

6.3.6.1. Клапан-отсекатель присоединяют к опускаемому инструменту с ввинченным в него штоком для удержания шарнирного клапана в открытом положении.

6.3.6.2. Опускают клапан-отсекатель до посадочного ниппеля и, прежде чем произвести установку его, с помощью насоса пульта управления нагнетают масло в управляющую трубку до ее заполнения.

6.3.6.3. Ударами вниз с помощью ясса устанавливают клапан-отсекатель в посадочном ниппеле. После 10-12 ударов осуществляют натяжку троса (1,0-1,5 кН) лебедкой, проверяют надежность установки клапана-отсекателя в посадочном ниппеле.

6.3.6.4. Для подъема клапана-отсекателя, если он находится в открытом положении, опускают инструмент для подъема с ввернутым в него штоком, фиксации шарового или другого клапана в открытом положении. После посадки инструмента на замок отключают пульт управления - ударами вверх механическим яссом (вручную) срывают замок и поднимают его с отсекателем. Если клапан-отсекатель находится в закрытом положении, то его подъем осуществляют после выравнивания давлений над и под клапаном-отсекателем.

6.3.6.5. Для открытия (закрытия) механического циркуляционного клапана (скользящей гильзы) убеждаются в отсутствии перепада давления между трубным и затрубным пространством. Если скользящая гильза открывается (закрывается) ударами вверх, то опущенный инструмент пропускают через скользящую гильзу на 1-2 м, приподнимают ее и проверяют зацепление инструмента с внутренней втулкой при натяжении троса усилием 1,0-1,2 кН. Затем ударами механического ясса вверх открывают (закрывают) скользящую гильзу.

6.3.6.6. Если скользящая гильза открывается (закрывается) ударами вниз, то для проверки захвата инструмента внутренней втулкой разгружают полностью инструмент и, убедившись в остановке его в скользящей гильзе, производят удары яссом вниз. После выхода инструмента из скользящей гильзы его два-три раза пропускают через гильзу и убеждаются в ее закрытом положении.

6.3.7. Для извлечения приемных обратных клапанов и глухих пробок предварительно выравнивают давление над и под ними с помощью специальных боковых отверстий для перепуска давления перед извлечением. Для этого после опускания инструмента производят несколько ударов механическим яссом вверх, натягивают трос усилием 1,2-1,5 кН и выдерживают в таком положении в течение открытия перепускных отверстий. Затем при ударах вверх срывают устройство из посадочного ниппеля.
7. РЕМОНТ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ГИБКИХ ТРУБ

7.1. Оборудование и инструмент
7.1.1. Инжекционные головки для ввода в скважину гибкой колонны НКТ.

7.1.2. Катушка, на которую наматывается гибкая колонна НКТ.

7.1.3. Превенторный блок, который включает:

7.1.3.1. Превентор с глухими плашками.

7.1.3.2. Превентор с однонаправленными скользящими плашками, позволяющими при необходимости подвесить на них колонну гибких труб.

7.1.3.3. Превентор с трубными плашками.

7.1.4. Тройник с отводом для создания циркуляции или подключения выкидной линии устанавливается ниже превенторного блока.

7.1.5. В случае, если работы в скважине выполняются при давлениях на устье более 21 МПа, ниже тройника устанавливается дополнительный превентор с трубными плашками.

7.1.6. Гидравлическая силовая установка.

7.1.7. Насосный блок.

7.1.8. Пульт управления.

7.1.9. Емкости для технологических жидкостей.

7.1.10. Переводник для подсоединения скважинного инструмента к колонне гибких труб.

7.1.11. Клапан-отсекатель.

7.1.12. Комплект инструмента в зависимости от вида проводимых работ.


Каталог: dat
dat -> Департамент по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций Ростовской области
dat -> «ставропольская краевая универсальная научная библиотека им. М. Ю. Лермонтова» памятные даты и знаменательные события по ставропольскому краю
dat -> Фактор США в энергетических отношениях России и Европейского Союза
dat -> Сборник «В поисках смыслов: успешные практики патриотического воспитания молодежи»
dat -> 1. Технические спецификации как средство ограничения конкуренции на рынке государственных закупок
dat -> Программа дисциплины Системы управления проектами для направления 080100. 62
dat -> Лабораторная работа №1 Разработка описания и анализ информационной системы
dat -> Программа дисциплины Подготовка многостраничного текста эссе и его презентация на компьютере для направления 080100. 62
dat -> Использование облачных технологий Google в проектЕ «Scotland» по английскому языку


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2019
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал