Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
ензии 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).
7.9 Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта
На нагнетательном трубопроводе у устья скважины устанавливают обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре - манометр.
Запорные устройства, обратные клапаны и расходомер должны быть только заводского изготовления и по техническим характеристикам соответствовать рабочим параметрам.
После обвязки передвижной насосной установки и устья скважины производят гидроиспытание нагнетательного трубопровода на полуторакратное давление от ожидаемого максимального. Результаты гидроиспытания оформляют актом.
Все емкости для кислоты и щелочи устанавливают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.
Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.
Запрещается производить закачку кислоты в темное время суток и при скорости ветра более 12 м/с.
Перед разборкой трубопровода давление в обвязке должно быть снижено до атмосферного.
При кислотной обработке работники бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотой.
На паропроводе от ППУ должен быть установлен предохранительный клапан, отвод от которого следует вывести под пол установки.
Ремонтные работы в скважине, находившейся под тепловым воздействием, разрешаются только после остывания поверхности поднимаемого оборудования до температуры 45 С и снижения давления в скважине до атмосферного.
8. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин
.1 Капитальный ремонт
Цех капитального и подземного ремонта скважин, в системе добычи нефти, относится к вспомогательному производству, которое занимается производственно-техническим обслуживанием основной деятельности, с целью обеспечения бесперебойного выпуска конечной продукции - нефти.
Капитальный ремонт скважин проводят с целью поддержания в исправности и повышения производительности действующего фонда скважин, ввода в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.
Капитальным ремонтом скважин (КРС ) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.
К основному оборудованию, с помощью которого производят СПО, относят подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе.
Выбор установки, комплекса оборудования и инструмента зависит от глубины ремонтируемой скважины, характера и степени сложности работ.
Таблица 8.1
Виды капитальных ремонтов скважин
Шифр Виды работ по капитальному ремонту скважин12 КР1 Ремонтно-изоляционные работыКР1-1Отключение отдельных обводненных интервалов пластаКР1-2Отключение отдельных пластовКР1-3Исправление негерметичности цементного кольцаКР1-4Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондукторомКР2Устранение негерметичности эксплуатационной колонныКР2-1Устранение негерметичности тампонированиемКР2-2Устранение негерметичности установкой пластыряКР2-3Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметраКРЗ Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонтаКРЗ-1Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатацииКРЗ-2Ликвидация аварий с эксплуатационной колоннойКРЗ-ЗОчистка забоя и ствола скважины от металлических предметовКРЗ-4Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважинКРЗ-5Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважинКР4Переход на другие горизонты и приобщение пластовКР4-1Переход на другие горизонтыКР4-2Приобщение пластовKP5Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателейКР6Комплекс подземных работ, связанных с бурениемКР6-1Зарезка новых стволов скважинКР6-2Бурение цементного стаканаКР6-3Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породеКР6-4Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин.КР7Обработка призабойной зоныКР7-1Проведение кислотной обработкиКР7-2Проведение ГРПКР7-3Проведение ГППКР7-4Виброобработка призабойной зоныКР7-5Термообработка призабойной зоныКР7-6Промывка призабойной зоны растворителямиКР7-7Промывка призабойной зоны растворами ПАВКР7-8Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)КР7-9Прочие виды обработки призабойной зоныКР7-10Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважинКР7-11 Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интерваловКР8Исследование скважинКР8-1Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных плас