Технология крепления слабосцементированных пород призабойной зоны
Пласта
Последовательность проведения работ при незапакерованном затрубном пространстве (НКТ - эксплуатационная колонна) заключается в следующем[150]:
- все скважины куста, в который входит ремонтируемая скважина, останавливаются;
- ремонтируемая скважина обвязывается цементировочным агрегатом с трубным и затрубным пространством нагнетательными линиями и опрессовывается на давление, превышающее рабочее в полтора раза (рис. 4.4);
- определяется приемистость обрабатываемого интервала нагнетанием в него газового конденсата в объеме:
(4.5)
где Н - глубина спуска НКТ, м;
d - внутренний диаметр НКТ, м.
Наличие приемистости пласта определяют по давлению и темпу его падения после нагнетания газового конденсата в скважину.
1 - фонтанная арматура; 2 - нагнетательные линии; 3 - 5-ЦА-320М (или подобного типа); 6 - емкость под эмульсию силиката натрия; 7 - емкость под углеводородную жидкость; 8 - емкость под гелеобразующую жидкость; 9 – емкость под отверждающую жидкость; 10 - блок распределения газа; 11 - газовый шлейф; 12 - эксплуатационная колонна; 13 - НКТ; 14 - призабойная зона пласта.
Рис. 4.4. Схема обвязки технологического оборудования при креплении призабойной зоны пласта силикатом натрия
После приготовления технологических жидкостей в расчетных объемах, осуществляется закачивание в НКТ силиката натрия и газового конденсата с растворенным в нем ПАВ (неонолом АФ 9-12) в соотношении 1:1 по объему, соответственно [150]:
Vгк = Vжс, (4.6)
где Vгк - объем газового конденсата, закаченного в скважину совместно с силикатом
натрия.
С целью предотвращения перетока технологических жидкостей выше обрабатываемого интервала параллельно с закачиванием вяжущего состава в затрубное пространство закачивается газовый конденсат для создания противодавления. Противодавление можно также создавать газом из шлейфа. Вяжущий состав продавливается газовым конденсатом или газом из шлейфа через эжектор. После этого отсоединяется агрегат, качавший жидкое стекло, и подсоединяется агрегат для закачивания отверждающих составов.
Технология крепления ПЗП предусматривает использование буферной жидкости (газового конденсата) между эмульсией силиката натрия и первым отверждающим составом (гелеобразователем). Буфер позволяет предотвратить смешивание силиката натрия с отверждающими составами в стволе скважины при нагнетании в обрабатываемый интервал и частично вытеснить избыток вяжущего вещества из порового пространства для обеспечения сохранения его проницаемости.
В скважину последовательно закачивается в НКТ буфер, гелеобразующий и отверждающий составы. Технологические жидкости продавливают в обрабатываемый интервал газовым конденсатом в объеме внутреннего пространства НКТ и объема эксплуатационной колонны от текущего забоя до башмака НКТ. Перепуском газа из шлейфа в НКТ постепенно поднимают избыточное давление на устье до 3 МПа. Затем скважина закрывается на технологическую выстойку на 48 ч - на время взаимодействия реагентов [150].
Последовательность проведения работ при запакерованном затрубном
Пространстве (НКТ - эксплуатационная колонна)
Последовательность проведения работ в скважинах, оборудованных пакером, такая же, как и в предыдущем разделе. Технологическая схема крепления ПЗП приведена на рис. 4.5 [150].
Технология включает последовательное нагнетание технологических жидкостей в обрабатываемый интервал, рис. 4.6. При этом дополнительно не требуется операции по созданию противодавления в затрубном пространстве параллельно с закачиванием вяжущего состава.
Технология крепления ПЗП включает следующие подготовительные работы [150]:
- приготовление технологических жидкостей;
- определение приемистости пласта.
Последовательность нагнетания технологических жидкостей в обрабатываемый интервал [150]:
- эмульсия силиката натрия - силикат натрия - 40 %, газовый конденсат - 60 %, ПАВ (неонол АФ 9-12) - 0,03 %;
- углеводородная жидкость (буфер);
- гелеобразующий состав - флотореагентоксаль - 60 %, газовый конденсат - 40 %;
- отверждающий состав - раствор CaCl2 - 50 %, метанол - 50 %;
- продавочная жидкость - углеводородный технологический отстой.
Данная технология обеспечивает: предотвращение разрушения ПЗП:
- сохранение ФЕС закрепляемого интервала;
- увеличение межремонтного периода эксплуатации;
- сокращение материально-технических затрат при проведении ремонтно-восстановительных работах.
1 - фонтанная арматура; 2 - нагнетательная линия; 3-НКТ; 4 - пакер; 5 - эксплуатационная колонна; 6 - ПЗП
Рис. 4.5. Последовательность нагнетания технологических жидкостей
1 - колонна гибких труб; 2 - фонтанная арматура; 3 - устьевое оборудование колтюбинговой установки; 4 - колтюбинговая установка; 5 - эжектор; 6 - тройник; 7, 8 - цементировочный агрегат ЦА-320М; 9 - емкость для жидкого стекла; 10 - емкость для газового конденсата; 11 - емкость для гелеобразующего состава; 12 - емкость для отверждающего состава; 13-17 - задвижки; 18 - бустерная установка УНГ
Рис. 4.6. Технологическая схема обвязки устья скважины при проведении работ по креплению ПЗП с помощью колтюбинговой установки.
Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 861; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!