Правила ведения ремонтных работ в скважинах рд 153-39-023-97 Настоящий документ разработан открытым акционерным обществом «нпо «Бурение»


Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения



Pdf просмотр
страница7/44
Дата10.01.2023
Размер0.55 Mb.
#131356
ТипПравила
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   44
РД 153-39-023-97

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения
Таблица 2

Глубина скважины
Допустимые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м3
До 1300 1300-1800
Более 1800
До 1200
До 2600
До 4000 20 10 5
15 10 5
10 5
5 3.1.2.11. Жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.
3.1.2.12. Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.
3.1.2.13. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.
3.1.2.14. Обоснованный выбор жидкости глушения (с содержанием твердой фазы, на основе минеральных солей, на углеводородной основе, пены) в зависимости от горно- геологических и технических условий работы скважины, а также способов их приго- товления можно осуществить в соответствии с рекомендациями каталога жидкостей глушения [5], а также РД [б].
3.1.3. Подготовительные работы.
3.1.3.1. Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта.
3.1.3.2. Определяют величину текущего пластового давления.
ООО "Бурение-2"
6


Инструкции
3.1.3.3. Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество.
3.1.3.4. Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий
(но не менее одного объема скважины).
3.1.3.5. Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.
3.1.3.6. Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза.
Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.
3.1.4. Проведение процесса глушения.
3.1.4.1. Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не до- пустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.
3.1.4.2. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1—2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.
3.1.4.3. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.
3.1.4.4. В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа.
Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).
3.1.4.5. При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудова- ния. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.
3.1.4.6. В случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые наполнители-кольмананты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.
3.1.4.7.
При обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению его повторения.


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   44




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2023
обратиться к администрации

    Главная страница