Технология проведения гидроразрыва пласта следующая: в скважину спускаются НКТ с пером и в ранее перфорированную часть пласта нагнетается под большим давлением жидкость с 20-25% песка. Количество закачиваемой жидкости определяется приемистостью пласта от 5 до 50 м3. Песок является закрепляющим средством, чтобы образовавшиеся при ГРП трещины не сходились.
В качестве жидкостей для проведения ГРП могут применяться нефть, керосин, дизтопливо и в нагнетательных скважинах вода с ПАВ. Важнейшими свойствами жидкости разрыва являются вязкость и фильтруемость. Для повышения вязкости применяются загустители, гелеобразующие агенты, эмульсии.
Добавки, снижающие фильтруемость, делятся на три категории:
а) нефтепроизводные асфальтового типа - это асфальтит и асфальтены;
б) натуральные или синтетические смолы для снижения фильтруемости жидкостей на водной основе;
в) нерастворимые добавки: измельченные скорлупы орехов, растительные волокна, хлопья из пластмассы.
Подобранный для ГРП состав нагнетается в пласт по затрубному пространству, если позволяют прочностные характеристики эксплуатационных колонн, т.к. давление ГРП доходит до 50-70 мПа, или по НКТ с применением пакера. ГРП может быть многократным объемным ГРП, когда в одной продуктивной зоне образуется несколько трещин и направленный ГРП с образованием одной трещины, имеющей высокую пропускную способность, для чего делается вырезание в колонне и в призабойной зоне направляющих пазов - надрезов, расположенных вместе предполагаемого образования трещины. После ГРП могут образовываться как горизонтальные трещины по напластованию, так и вертикальные трещины. После получения устойчивого дебита в пределах допустимой обводненности за период испытания скважина сдается промысловикам.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Назначение и конструкция соединителей при спуске обсадных труб секциями.
2. Тампонажные портландцементы, применяемые для разобщения пластов в скважине.
3. Модификация тампонажных материалов, применяемых для разобщения пластов в скважине.
4. Свойства тампонажных растворов и цементного камня.
5. Добавки и реагенты, применяемые для регулирования свойств цементных растворов и цементного камня.
6. Получение облегченных цементов и их свойства.
7. Получение утяжеленных цементов и их свойства.
8. Реагенты и добавки для сокращения сроков схватывания цементных растворов.
9. Реагенты и добавки, удлиняющие сроки схватывания цементных растворов.
10. Реагенты для снижения водоотдачи цементного раствора и регулирования вязкости.
11. Специальные виды добавок для проведения тампонажных работ.
12. Наземное оборудование, применяемое при цементировании скважин.
13. Способы цементирования скважин.
14. Технология одноступенчатого цементирования скважин.
15. Технология порционного цементирования скважин.
16. Технология двухступенчатого цементирования скважин.
17. Технология манжетного цементирования скважин.
18. Технология обратного цементирования скважин.
19. Расчет одноступенчатого цементирования скважин.
20. Особенности расчета двухступенчатого, порционного, манжетного и обратного цементирования скважин.
21. Контроль качества цементирования скважин.
22. Методы определения герметичности эксплуатационных колонн.
23. Расчет натяжения свободной части эксплуатационной колонны.
24. Обвязка устья скважины после цементирования.
25. Стадии освоения скважин.
26. Назначение и устройство фильтров для призабойной части скважины.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979.
2. Подгорнов В.М. Практикум по заканчиванию скважин. М.: Недра, 1984.
3. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра, 1990.
4. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. М.: Недра, 1979.
5. Данюшевский В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987.
6. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. г. Куйбышев, 1989.
7. Методические указания по курсу «Заканчивание скважин», Волостнов С.А., СамГТУ, 1999.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.