- •Раздел 7.
- •61. Особенности конструкции оборудования газовых скважин.
- •62. Общие принципы расчета лифта для газовых скважин.
- •63. Исследования газовых скважин.
- •64. Установление технологического режима работы газовой скважины.
- •65. Осложнения при эксплуатации газовых скважин и мероприятия по их устранению.
- •68. Термокислотная обработка скважин, назначение, технология проведения.
- •Раздел 8.
- •66. Классификация методов увеличения производительности скважин по видам и назначению.
- •67. Кислотные обработки скважин, назначение, технология проведения.
- •69. Гидравлический разрыв пласта, сущность, область применения, технология проведения.
- •70. Вибросейсмическая обработка скважин, назначение, технология проведения.
- •71. Термические методы воздействия на призабойную зону скважины, назначение, технология проведения.
- •72. Обработка призабойной зоны растворами пав, назначение, технология проведения.
- •73. Комплексные методы воздействия на призабойную зону скважины.
- •Раздел 9.
- •74. Назначение и классификация подземных ремонтов.
- •75. Состав бригады и организация работ в подземном ремонте скважин.
- •76. Оборудование и инструмент для подземного ремонта скважины.
- •77. Спуско-подъемные операции (подъем труб, насосных штанг).
- •78. Спуск и подъем штанговых глубинных насосов (вставных, трубных).
- •79. Монтаж, спуск, подъем и демонтаж погружного центробежного насоса.
- •80. Глушение фонтанных и механизированных скважин при подземном ремонте, жидкости глушения, технология проведения глушения.
80. Глушение фонтанных и механизированных скважин при подземном ремонте, жидкости глушения, технология проведения глушения.
Пред началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Башмак НКТ находится в непосредственной близости от интервала перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ. В случае, если лифт НКТ запарафинен или загидрачен и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство скважины на максимальной скорости ЦА – 320 по возможности непрерывно. При этом давление закачки не должно превышать максимально допустимого на экс.колонну.
Если приемистость скважины недостаточна и давление поднимается выше допустимого, для колонны следует производить порционную закачку жидкости с перерывами между циклами 15 – 30мин и стравливанием газа на факел перед закачкой очередной порции. В связи ввыбросом части задавочной жидкости на факел при разрядке, объем ее берется 1,5-кратном объеме скважины. При интенсивном поглощении задавочной жидкости пластом первую порцию солевого раствора объемом 8 – 10-м3 добавляется 5% КНЦ.
Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.
Требования к жидкости глушения:
1. Плотность жидкости глушения должна создавать давление превышающее текущее пластовое в соответствии с требованиями ПБНГП.
2. Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от установленных проектом величин более чем на ± 20 кг/м3.
3. Жидкость для глушения скважин должна быть химически инертна к горным породам.
4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание.
5. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид»
6. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.
7. Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование.
8. Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и в зимних условиях.
9. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.