- •1. Общие сведения о процессах эксплуатации нефтяных месторождений Общие сведения о скважинах
- •Классификация скважин
- •Фонтанная скважина
- •Газлифтная скважина
- •Текущий ремонт скважин
- •Капитальный ремонт скважин
- •Цементирование скважины
- •Гидравлический разрыв пласта (гидропескоструйная перфорация)
- •Кислотная обработка призабойной зоны скважины
- •Типы спецтехники
- •Основные технологические процессы и операции добычи нефти и газа, ремонта и строительства скважин, выполняемые с участием спецтехники
- •3. Спецтехника, используемая в технологических процессах нефтяной промышленности Назначение специальной техники и технологического транспорта
- •Назначение, устройство, технология выполнения работ с установкой апрс – 40
- •Назначение, устройство, технология выполнения работ с установкой ппуа – 1600/100
- •Назначение, устройство, технология выполнения работ с автоцистерной ацн-8с-5337
- •Назначение, устройство, технология выполнения работ с установкой усп – 50
- •Назначение, устройство, технология выполнения работ с установкой 1лс – 6
Цементирование скважины
1 - продуктивный пласт;
2 - скважина, законченная бурением;
3 - обсадная колонна;
4 - цементировочная головка;
5 - разделительная пробка;
6 – блок манифольда (1БМ-700);
7 - насосный агрегат (АНЦ-320);
8 - мерник;
9 - смесительный агрегат (УС6-30);
10 - станция контроля цементирования.
Управление буровых работ подает заявку на проведение процесса цементирования скважины в тампонажный цех. Цементировочные агрегаты и цементно-смесительные машины прибывают на буровую за несколько часов, расставляются и обвязываются между собой и с устьем скважины в соответствии с разработанной схемой. Цементировочные агрегаты устанавливают мерными емкостями к буровой как можно ближе к устью.
После сборки труб опрессовывают нагнетательные линии на давление, в 1,5 раза превышающее рабочее. Затем руководитель работ проводит инструктаж с операторами, распределяет объемы растворов, необходимых для закачки в скважину, указывает очередность ввода машин в работу, режим работы, рабочее давление, выделяет агрегаты для завершения процесса цементирования скважины и т. д.
Между двумя цементировочными агрегатами устанавливают одну цементно-смесительную машину. От нее цементный раствор подается в приемный мерник, из которого откачивается цементировочными агрегатами через блок манифольда в скважину.
После закачки цементного раствора нагнетательные линии и насосы цементировочных агрегатов промывают от остатков цементного раствора. Вывинтив штопоры цементировочной головки, проталкивают разделительную пробку и начинают продавливать цементный раствор. Машинисты отсчитывают объем закачиваемой продавочной жидкости. Когда разделительная пробка садится на стоп-кольцо, давление резко повышается. Этот момент считается моментом окончания процесса цементирования скважин.
Гидравлический разрыв пласта (гидропескоструйная перфорация)
1 - продуктивный пласт месторождения;
2 - обсадная колонна;
3 - колонна НКТ;
4 - пескоструйный аппарат;
5 - блок манифольда;
6 - насосные агрегаты;
7 - пескосмесительный агрегат;
8 - резервуар для воды (автоцистерна).
При проведении ГРП (ГПСП) в скважину на колонне НКТ спускают пескоструйный аппарат, в корпусе которого размещены две-четыре насадки диаметром 4,5 или 6 мм из абразивно-стойкого материала.
Устье скважины обустраивают арматурой на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агрегаты обвязывают с арматурой через блок манифольда (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистернами либо сливают в стационарный резервуар (100-300 м3).
Вспомогательные насосные агрегаты (АНЦ-320) закачивают жидкость в пескосмеситель (УСП-50), из которого центробежным насосом вначале только жидкость, а затем жидкость с песком направляются на вход насосных агрегатов для нагнетания через блок манифольда в скважину.
Кислотная обработка призабойной зоны скважины
1 - продуктивный пласт месторождения;
2 - обсадная колонна;
3 - колонна НКТ;
4 - насосный (кислотный) агрегат;
5 - ёмкость для кислотного раствора;
6 - ёмкость для продавочной жидкости;
7 - затрубная задвижка с мерником.
Устье скважины обвязывают с насосным агрегатом и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин сырую дегазированную нефть, для нагнетательных – воду и для газовых – воду или газ.
Порядок операции.
1. В скважину закачивают продавочную жидкость.
2. Вслед за продавочной жидкостью закачивается кислотный раствор (10-20 % HCl), который заполняет колонну НКТ и забой скважины. Раствор кислоты при этом вытесняет продавочную жидкость из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной продавочной жидкости.
3. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и нагнетают в скважину продавочную жидкость, продавливая раствор в продуктивный пласт. После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на 24 часа на реагирование кислоты с породой.
По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой для удаления продуктов реакции.