Схеми обладнання для ОРВ залежать від комбінації різних способів експлуатації в одній свердловині. Технологічну схему ОРВ прийнято називати за назвою способів експлуатації пластів з переходом знизу вверх. Наприклад, під схемою насос-газліфт розуміємо таке: нижній пласт експлуатується насосним способом, а верхній - газліфтним.
У випадку фонтанної експлуатації двох пластів можна відокремити схеми обладнання із застосуванням одної колони, концентричних і паралельних колон НКТ.
Обладнання із застосуванням паралельних колон НКТ використовують тоді, коли змішувати продукцію пластів недопустимо. Паралельне підвішування труб передбачається в устаткованні типу УФ2П для експлуатаційних колон діаметром 146 і 168 мм (позначення: У - устатковання; Ф - фонтанне; 2П - із двома паралельними рядами НКТ), Таке устатковання містить фонтанну арматуру типу АФП із паралельним підвішуванням НКТ (здвоєну з двострунними викидами) і пакер з гідравлічним якорем (опускають на одній колоні НКТ). Конструкція фонтанної арматури дає змогу демонтувати фонтанну ялинку без глушіння свердловини, а також виконувати технологічні операції окремо по кожному пласту в процесі експлуатації та ремонту свердловини.
Для фонтанної експлуатації двох пластів використовують також устатковання для внутрішньосвердловинного газліфта УВЯГ (див. § 8.10). При цьому в дроселі замість штуцера встановлюють заглушку. В устаткованнях УВЛГ, як І в УФ2П, відбувається відокремлене транспортування продукції двох пластів,
В устаткованнях ОРЕ-2ФМ продукція двох роздільно фонтануючих пластів змішується у свердловині і подається на поверхню по одній колоні НКТ.
У разі використання двох концентричних рядів НКТ встановлюють два пакери: один - між обсадною колоною та зовнішньою колоною НКТ, інший - між НКТ. Пласти експлуатують по окремих каналах.
Для експлуатації трьох пластів можна використовувати дві паралельні колони НКТ і два пакери або три колони НКГ і три пакери. Аналогічно діють у випадку експлуатації чотирьох і більше пластів, причому застосовують багатотрубні пакери. Для експлуатації великої кількості пластів (до 8) застосовують паралельні та концентричні ряди труб.
У випадку поєднання фонтанного та будь-якого механізованого способів експлуатації свердловин можливі різні комбінації: фонтан - газліфт; фонтан - ШСН, фонтан - ЕВН, фонтан - ГПН і навпаки.
Порівняно просто реалізується схема ШСН - фонтан, коли опускають один ряд НКТ (або два паралельних ряди) із пакером і якорем, а продукцію відбирають по НКТ і затрубному простору (або по другому ряду НКГ).
Схема фонтан - ШСН погребує застосування двох пакерів для видбирання продукції з верхнього пласта по НКТ і з нижнього - по обвідній трубі та затрубному простору.
В усталюванні топу ІУФН продукція двох пластів змішується в НКТ; в устаткованні типу 2УНФ продукція фонтануючого пласта подається по затрубному простору, а пласта, що експлуатується насосом - по НКТ.
Відомо схеми фонтан - ЕВН, які передбачають використання за допомогою струминного насоса надлишкової енергії високонапірного пласта або ЕВН з метою інтенсифікації відбору зі слабкофонтануючого (низьконапірного) пласта.
Найважче реалізувати схеми поєднанім, різних механізованих способів екстуатації: насос - газліфт, ШСН - ШСН, ЕВН - ЕВН та Ін. За таких схем немає можливості достатньою мірою проводити дослідні роботи по кожному пласту, утруднюється сепарація газу. Комбінації різних типів насосів істотно ускладнюють обладнання.
За схемою ШСН - газліфт у свердловину опускають дві колони НКТ із пакером, а газ подають по затрубному простору.
Оскільки ЕВН має великі габарити, то щодо схеми ЕВН - ЕВН запропоновані конструкції обладнання передбачають використання одної колони НКТ, одного або двох ЕВН, вибійних регуляторів дебіту, а також виконання почергового відбирання із кожного пласта.
Серед запропонованого обладнання з використанням ШСН щодо схеми ШСН - ШСН можна відокремити схеми з підвішуванням двох насосів (вставних, невставних, диференціальних) на одній колоні штанг, із застосуванням паралельних колон НКТ (для експлуатації двох і трьох пластів). Роздільне видобування нафти з двох пластів, коли допустимо змішувати їх продукції, можна здійснити за допомогою одного ШСН шляхом застосування вибійних штуцерів або почерговою експлуатацією пластів. Для ОРЕ двох пластів штанговими насосами призначені устатковання УГРП, УГР і 1УНР.
Устаткованая УГРП забезпечує роздільне транспортування продукції кожного пласта, що досягається опусканням двох паралельних колон НКТ (на одній із них встановлено пакер). Надземне обладнання містить верстат-гойдалку (ВГ), ДО якого прикріплюється спеціальна канатна підвіска ПКР-12 для підвішування двох колон насосних штанг І обладнання гирла ОГП-168 (здвоєного для паралельних рядів труб). Устатковання розроблено в трьох виконаннях: зі звичайними вставними, з невставними насосами або з їх комбінацією.
В усгаткованнях УГР і 1УНР (рис, 9.19) забезпечується спільне транспортування продукції по одній колоні НКТ.
В устаткованні УГР (див. рис. 9.19, а) два послідовно з’єднаних насоси приводяться в дію з допомогою одної колони штанг. Нижнім насосом є насос звичайного виконання типу НСВ1 або НСВ2, а для експлуатації верхнього пласта використовують спеціальні насоси типу НСВЦ або НСНЦ, які мають нерухомий плунжер і рухомий циліндр (буква Ц означає рухомий циліндр)- Зворотно-поступальний рух колони штанг передається циліндру верхнього насоса, а потім через спеціальну штангу - нижній колоні штанг і плунжеру нижнього насоса. В устаткованні невставного виконання колона насосних штанг з’єднується із циліндром верхнього насоса за допомогою автозчепу типу 4АШ.
Устатковання типу ІУНР (див. рис. 9.19, є) з одним насосом забезпечує відбирання рідини з двох пластів із дуже різними висотами динамічних рівнів (вибійними тисками). Відмінність від звичайних устатаовань (див. § 9.2) полягає у використанні спеціального штангового насоса 1НШСВ або 1НШС, автоматичного перемикача пластів і пакера ПД-ЯГМ.
Під час руху плунжера насоса вверх циліндр спочатку заповнюється рідиною пласта з меншим тиском, а потім (після проходження плунжером отвору на боковий поверхні циліндра) - рідиною пласта з високим тиском. Під час руху плунжера вниз рідина нагнітається в піднімальні іруби. У разі зменшення значини вибійного тиску у високонапірному пласті нижче значини тиску низьконапірного пласта перемикач пластів автоматично (під дією перепаду тиску) змінює напрям потоків (переміщується його золотник).
Різні способи експлуатації можуть поєднуватися і так. Для форсування відборів рідини із глибокої свердловини, яка розкриває тільки один продуктивний пласт, можна послідовно комбінувати різні способи експлуатації, наприклад поєднувати газліфт з відцентровим насосним способом видобування нафти. У нижній частині стовбура свердловини рідина піднімається за рахунок енергії, яку розвиває ЕВН, а у верхній - за рахунок енергії газорідинного піднімача.
Відоме також одночасно-роздільне видобування нафти і запомповування води шляхом використання одного або двох рядів НКТ і одного або двох пакерів.
Нині тривають роботи з вдосконалення та розроблення обладнання для ОРЕ, проте поки що ОРЕ застосовують дуже в малих обсягах.
Рисунок 919 — Схеми усталювань для одночасно-роздільного видобування нафти штанговими насосами з двох пластів: а - УГР вставного виконання, б- УГР невставного виконання; в - ІУНР вставного виконання; г-ГУНР невставного виконання, 1 - обладнання іирла, 2 - версгаг- говдалка, 3 - верхній насос; 4 - опора, 5 - нижній насос, 6 - пакер ПІ І-ЯМ; 7 - автозчеп 4АШ; 8 - автоматичний перемикач пластів
Котпрольні питання
1. Наведіть технологічну характеристику основних елементів штангового насосного усталювання. Як її можна покращити? Обгрунтуйте відповідь,
2. Що таке коефіцієнт подавання і як його розраховують? Як практично здійснюють оптимізацію коефіцієнта подавання?
3. Як навантаження, що виникають під час роботи ШСНУ, впливають на штанги І хід плунжера?
4. Розкажіть, як враховують особливості експлуатації насосних свердловин в ускладнених умовах?
5. Назвіть основні переваги та недоліки безшгангових свердловинних насосних усталювань.
6. Як підібрати ЕВН для конкретних умов свердловини?
7. У чому полягає принцип роботи гвинтового насоса? Ув’яжіть це із областю застосування такого насоса.
8. Поясніть роботу пдроноршневого насоса диференціальної дії. Чим обмежується величина його подавання?
9. Охарактеризуйте одночасно-роздільну експлуатацію двох пластів насосним способом.
10.Зіставте умови застосування різних свердловинних насосів (ШСН, ЕВН, ЕГН, ГПН) для експлуатації свердловин.
Глава 10. БОРОТЬБА З УСКЛАДНЕННЯМИ ПІД ЧАС ЕКСПЛУАТАЦІЇ СВЕРДЛОВИН. ПІДЗЕМНИЙ РЕМОНТ СВЕРДЛОВИН
Свердловини експлуатують тривалий час. Періодично їх доводиться зупиняти для підземного ремонту. Разом із тим в їх роботі можливі різні ускладнення, які також зумовлюють необхідність виконання ремонту.
§ 10.1 Вівдн ускладнень і наслідки, які спричиняються ними. Ремонтні роботи
Нормальна робота свердловин згідно із встановленим технологічним режимом може порушуватися з таких причин:
- знос або відмова в роботі підземного та наземного обладнання, експлуатаційної колони та вибою;
- відкладання піску (механічних домішок, продуктів корозії), парафіну, солей;
- передчасне обводнення продукції;
- зміна умов роботи (зменшення або збільшення вибійного тиску, прориви газу та ін.).
З огляду на це, звичайно, зменшуються дебіти або припиняється видобування нафти (запомповування витіснювального агенту) і свердловини простоюють. Тривалість простоїв оцінюється коефіцієнтом експчуатації свердловин, який дорівнює відношенню відпрацьованого часу до календарного (які виражаються відповідно у свердповино-добах, що відпрацьовані і що числяться). У випадку хорошої організації виробництва коефіцієнт експлуатації свердловин сягає 0,95...0,98, а в разі фонтанного видобування - 0,99... 1.
Кількість виконуваних ремонтів характеризується міжремонтним періодом, тобто тривалістю експлуатації свердловини (у добах) між попереднім і наступним ремонтами. Аналіз показав, що 80-85% недобору нафти пов’язано з виконанням ремонтів свердловин. Щоб зменшити втрати видобутку нафта (запомповування витіснювального агента) по свердловинах, необхідно добиватися збільшення міжремонтного періоду, скорочення тривалості ремонтів І дотримування першочерговості ремонту свердловин із великим дебітом.
Міжремонтний період, в основному, визначається способом експлуатації; на нього також впливають висота підняття рідини та величина дебіту, досконалість І якість виготовлення експлуатаційного обладнання, правильність встановлення технологічного режиму роботи свердловин, проявлення у склади ювальн нх чинників (пісок, парафін, солі, корозія, висока в’язкість рідини та ін.), якість виконання попереднього ремонту тощо. Тривалість ремонтів скорочується із збільшенням змінності роботи ремонтних бригад (в одну, ДВІ чи три зміни), зменшенням часу різних простоювань, зумовлених незадовільною підготовкою й організацією робіт, відсутністю необхідного обладнання та ін.
Вихід із ладу окремих свердловин має випадковий характер. Тому для визначення кількості ремонтних бригад і призначення черговості ремонту конкретних свердловин за умови повної зайнятості працівників, мінімуму часу очікування прибуття бригади на свердловину і втрат у видобутку нафти використовують методи математичної статистики, теорії ймовірностей, теорії надійності та теорії масового обслуговування.
Підземний ремонт, залежно від складності, поділяють на поточний і капітальний. У промисловій практиці під терміном “підземний ремонт свердловин” часто розуміють тільки поточний ремонт.
Поточним (підземним) ремонтом свердловин (ПРС) називають спрямований на підтримування їх роботопридатності комплекс робіт з виправлення або заміни свердловинного та гирлового обладнання, зміни режиму їх експлуатації, очищення піднімальної колони від парафіно-смолистих відкладів, солей і піщаних пробок, ліквідації негерметичносгі НКТ. До ПРС належить також ремонт, який здійснюється за допомогою канатного методу, і роботи з консервації свердловин. Тобто до ПРС відносяться ремонтні роботи, пов’язані зі свердловинним (точніше, внутрішньосвердловинним) обладнанням.
Поточний ремонт свердловин іноді поділяють ще на планово- попереджувальний (заміна та профілактичний оглад насосів, клапанів та іншого обладнання, ліквідація витікань через НКТ, видалення піщаних пробок, відкладів парафіну, солей), вимушений (ліквідація обривів штанг, розривів труб) і технологічний (заміна обладнання на Інший типорозмір, переведення свердловин на інший спосіб експлуатації).
Капітальний реиоііт свердловин (КРС) - це комплекс більш складних і тривалих робіт, пов’язаних зі свердловиною як спорудою:
а) діяння на привибійну зону пласта з метою збільшення та відновлення продуктивності й примальності свердловин (див. главу 5) і вирівнювання профілю приймальностІ;
б) ремонтно-ізоляційні роботи;
в) ремонтно-лагоджувальні роботи;
г) кріплення слабкозцементованих порід у привибійній зоні;
г) ліквідація аварій;
д) пере хід на інший горизонт, приєднання пластів, додаткова перфорація;
е) забурювання другого стовбура свердловини;
є) ремонт нагнітальних свердловин;
ж) ремонт свердловин, обладнаних для одночасно-роздільної експлуатації.
Ці роботи виконують бригади з поточного (підземного) та капітального ремонтів свердловин. Для виконання ремонтних робіт на свердловині бригада одержує технічний наряд Із зазначенням переліку робіт і термінів їх виконання.
Свердловино-ремонтом називають комплекс підготовчих, основних і завершальних робіт, які виконують на свердловині від приймання її в ремонт до введення в експлуатацію.
Підготовчі роботи виконують бригади підготовчо-завершальних робіт для забезпечення безперебійної роботи бриі'ади з ремонту свердловин. У процесі підготовчих робіт здійснюють ремонт під’їзних шляхів і планування території, доставку до свердловини агрегатів, необхідних матеріалів і обладнання, підведення водотрубопроводів і ліній електропередачі, підготовку гирла свердловини, монтаж обладнання для ремонту, глушіння свердловини та ін.
Глушіння свердловини рідиною проводять для запобігання відкритого фонтанування, викидів нафти, газу під час знімання гирлового обладнання і піднімання труб із свердловини, тобто для створення протитиску на пласт. Необхідно, щоб рідина глушіння не зумовлювала зниження проникності привибійної зони, не чинила корозійного та абразивного діяння на ремонтне І експлуатаційне обладнання, не була токсичною, вибухо- і пожежонебезпечною, дорогою і дефіцитною. Густина рідини глушіння має відповідати пластовому тиску у свердловині. Для глушіння сверд ловин застосовують технічну
воду, оброблену ПАР, пластову воду (густина до 1120...1190 кг/м3),
► * з *
водні розчини солей хлористого натрію (до 1160 кг/м) або кальцію (до
З з
1382 кг/м), а іноді глинистий розчин (до 1700 кг/м). Дня запобігання
поглинання рідини глушіння високопроникними пластами застосовують буферні рідини (об’ємом близько 1 м3), у ролі яких широко використовують водні розчини полімерів, карбоксиметилцелюлози (КМЦ) і в’язкопружний склад (ВПС).
Під час глушіння збереження колекторських властивостей пласта може бути забезпечено використанням гідрофобно-емульсійних розчинів, стабілізованих дегідратованими поліамідами (ЕС-2), які містять за необхідності обважнювач (барит, гематит та Ін.). Потреба використання рідин глушіння спричинена тим, що пакерні відсікачі гирлового або вибійного типів для ремонту свердловини без її глушіння конструктивно недосконалі і ненадійні в роботі.
Глушіння фонтанної свердловини виконують запомповуванням рідини глушіння методом прямого або зворотного промивання експлуатаційної колони до виходу циркуляційної рідини на поверхню і вирівнювання густин вхідного та вихідного потоків. Після 1...2 год, за відсутності переливів і виходу газу, свердловина вважається заглушеною.
Для глушіння газліфтної свердловини, обладнаної пакером, спочатку, з допомогою канатного інструменту, відкривають циркуляційний клапан, випускають надлишковий тиск і запомповують у НКТ рідину глушіння до виходу її через затрубний простір на поверхню. Потім перекривають затрубний простір і протискують у пласт решту свердловинної рідини, розгерметизовують свердловину, зривають пакер. Після витримування протягом 1,5—2 год відновлюють циркуляцію для видалення нафта, вимитої з підпакерної зони. Обладнання піднімають, доливаючи у свердловину рідину глушіння.
ПІД час глушіння свердловин, обладнаних ЕВН, циркуляційний клапан збивають, рідину запомповуюгь у НКТ до виходу її через затрубний простір. Потім затрубну засувку закривають і рідину протискують у пласт.
Рідину глушіння готують біля свердловин або централізовано. Кількість її* має бута не меншою об’єму експлуатаційної колони.
Основні роботи складаються з піднімання із свердловини І опускання нового або відремонтованого обладнання і, власне, із запланованих ремонтних робіт.
Після закінчення підземного ремонту виконують завершальні роботи, які полягають у демонтажі ремонтного обладнання, збиранні гирлового обладнання і пуску свердловини в роботу,
§ 10.2 Боротьба з обводненням свердловин
Обводнення видобувних свердловин у випадку наявності водонапірного режиму в покладі - процес природний і закономірний, який відбувається внаслідок переміщення ВНК у внутрішню область покладу, раніше насичену нафтою.
Причини І шляхи передчасного обводнення
Відбирання нафти може супроводжуватися проривами води у видобувні свердловини. Причти проривів води:
- проникнісна зональна (по площі) і шарова (по товщині пласта) неоднорідність покладу; в’язкісна та гравітаційна нестійкість фронту витіснення; особливості розміщення видобувних і нагнітальних свердловин;
- наявність підошовної води; нахил пласта, розпікання фронту витіснення по підошві пласта;
- наявність високопроникних каналів і тріщин, особливо в тріщинувато-пористому колекторі;
- негерметичність експлуатаційної колони та цементного кільця.
В основному, передчасне обводнення видобувних свердловин може відбуватися в результаті:
а) утворення “язиків” запомповуваної води по площі зонально неоднорідного покладу (нерівномірне охоплення пласта заводненням по площі);
б) конусоутворення підошовної води;
в) випереджувального просування води по найбільш проникних пропластках у неоднорідному шаруватому пласті (нерівномірне охоплення по товщині пласта);
г) випереджувального проривання води по високопроникних тріщинах;
д) надходження води з верхніх, середніх і нижніх водоносних пластів через негерметичність колони та цементного кільця (обводнення т. зв. “чужими” водами).
Передчасне обводнення пластів і свердловин призводить до істотного зниження поточного видобутку нафти і кінцевого нафтовилучення (вода даремно циркулює по промитих зонах, а в пласті залишаються “цілики” нафти), до великих економічних втрат, пов’язаних із підніманням на поверхню, транспортуванням, підготовкою та зворотним запомповуванням у пласт великих об’ємів води, з необхідністю прискореного впровадження в розробку нових родовищ для компенсації недоборів нафти. Проблема боротьби з обводненням пластів і свердловин в Україні є дуже актуальною.
Методи боротьби з обводненням
Для боротьби з передчасним обводненням пластів і свердловин застосовують першу групу методів регулювання процесу розробки (див. § 1.1). Зменшити язико- та конусоутворення вод можна оптиміза- цісю технологічних режимів роботи свердловин, а запобігти випереджувальний рух води по високопроникному пласту багатопластового родовища - застосуванням методів одночасно - роздільної експлуатації (див. § 9.10).
Розробка нафтових покладів в умовах витіснення нафти водою супроводжується відбиранням значних об’ємів пластової води за обводненості до 96% і більше. Тому наголосимо, що виконувати ізоляційні (ремонтно-ізоляційні) роботи (РІР) доцільно лише в разі передчасного обводнення свердловин. Основним призначенням РІР слід вважати забезпечення оптимальних умов вироблення пласта для досягнення проектного коефіцієнта нафтовилучення.
Чітко сформулювати мету Ізоляційних робіт, обгрунтовано вибрати метод і технологію його використання можна лише за наявності чітких уявлень про шляхи обводнення свердловин. Для вивчення шляхів надходження води застосовують промислово-геофізичні методи дослідження: в необсаджених свердловинах - електрокаротажі, в обсаджених - методи запомповування радіоактивних індикаторів (ізотопів), термометрію, імпульсний нейтронно-нейтронний каротаж (1ННК), запомповування азоту та ін. Проте ці методи ще не завжди надійні. Тому питання про можливість ізоляції припливу води часто доводиться вирішувати експериментально на основі результатів самих ізоляційних робіт.
Класифікація ізоляційних робіт і методів ізоляції
Залежно від мета можна поділити РІР на три види:
1) ліквідація негермегачності обсадних колон і цементного кільця;
2) відключення окремих пластів;
3) відключення окремих обводнених (вироблених) інтервалів пласта незалежно від їх місцезнаходження по товщині і характеру обвод нення (підошовна вода, контурна, запомпована), а також регулювання профілю запомповування води в нагнітальних свердловинах.
Шляхами притиву води та її поглинання можуть бути пори, тріщини, каверни та інші канали різних розмірів. Із технологічних позицій методи Ізоляції припливу та регулювання профілю приймальносгі води доцільно поділити за ступенем дисперсності ізолювальних (там понувальних) матеріалів на чотири групи з використанням:
а) тампонувальних розчинів, які фільтруються в пори пласта;
б) суспензій тонкоднсперсних тампонувальних матеріалів;
в) суспензій гранульованих (подрібнених) тампонувальних матеріалів;
г) механічних пристосувань і пристроїв.
Надходження частинок у пори пласта залежить, в основному, від співвідношення розмірів (діаметрів) nop dn і частинок d4. Якщо dn> 10(іч, то дисперсні частинки вільно переміщуються в порових каналах; за dn < 3d4 проникнення відсутнє; за 3 <djd4< 10 відбувається кояьматацІя пор (намивання частинок) під час фільтрації рідини, яка особливо сильно виявляється за dn<5d4. Вважається, що частинки вільно переміщуються в тріщині, якщо розкриття (ширина) тріщини 5,- не менше за подвоєний діаметр частанок d4, тобто &,-> 2d4. Звідси випливає, що до тонкоднсперсних матеріалів належать матеріали за 3<dn/d4< 10 для пор і 1 <Sr/rf4<2 для тріщин, а до гранульованих - за 5Г> 2 для тріщин.
Няні відомо багато різних тампонувальних матеріалів. Механізми створення тампонуючих бар’єрів грунтуються на відомих фізичних явищах і хімічних реакціях (взаємодія реагентів між собою або з пластовими флюїдами, полімеризація, поліконденсація, диспергування, топлення, кристалізація, кольматація, гідрофобізація та ін.). Тампонуючий бар’ср у результаті цього може бути гелем, емульсією, піною, дисперсним осадом або твердим тілом; при цьому він має витримувати створювані в пласті градієнти тиску. Ці матеріали можна готувати на основі різних смол (ТСД-9, ТС-10), розчинів полімерів (гіпан, ПАА, метас, тампакрил та ін.), органічних сполук (в’язка розгазована нафта; вуглеводневі розчинники, насичені мазутами, бітумом, парафіном; емульсії нафги; нафтосірчанокислотні суміші та ін.), кремнистих сполук (силікагелі) та інших неорганічних речовин (силікат натрію, кальцинована сода та ін.), а також їх поєднань.
Дисперсійним середовищем суспензій € ріцини на водній або на вуглеводневій основі, а також тампонувальнІ матеріали, які фільтруються в пори пласта. Як дисперсну фазу (наповнювач) можна використовували частинки (порошок, гранули, шматки, волокна, стружка) цементу, глини, парафіну, високоокислених бітумів, рубраксу, пом’якшувача, структуроутворювача, шкаралупи грецького горіха, поліо- лефінів (полімерів), полівінілового спирту, магнію, дерев’яної тирси, шкіри, азбесту, гашеного вапна, піску, гравію, обважнювачів бурового розчину, гуми (гумові крихти), а також нейлонові кульки та ін.
До механічних пристроїв і пристосувань належать пакери-пробки, вибухові пакери, неопренові патрубки-летючки, хвостовики або додаткові колони меншого діаметра та ін.
За механізмом закупорювання пористого середовища усі водо- ізоляційні методи поділяють на селективні та иеселективні. Методи селективної ізоляції, у свою чергу, поділяють на дві підгрупи методів, які грунтуються на використанні: а) селективних ізолювальних реагентів, які утворюють закупорювальний щодо порового простору матеріал (осад), розчинний у нафті та нерозчинний у воді;
б) ізолювальних реагентів селективної дії, які утворюють закупорювальний щодо порового простору матеріал тільки в разі змішування з пластовою водою і не утворюють - у разі змішування з пластовою нафтою.
Кожний метод ізоляції має свої області ефективного застосування для виконання одного або кількох видів РІР. Його вибирають залежно від геолого-фізичних особливостей продуктивного пласта- обводнювача, конструкції свердловини, баротермічних умов, існуючого досвіду виконання РІР на даному родовищі, оснащеності матеріалами, технікою тощо. Найширше використовують цементні суспензії, розчини полімерів та суміші смоли ТСД-9. Перші не фільтруються в пористе середовище і можуть заповнювати канали розміром понад 0,15 мм, а решта фільтруються в пористе середовище і твердіють в усьому об’ємі.
Ліквідація негерметичності обсадних колон і цементного кільця
Основна причина порушення герметичності обсадних колон - корозія зовнішньої та внутрішньої поверхонь труб в агресивному середовищі пластових і стічних вод. У більшості випадків порушення мають вигляд щілин, розміщених уздовж твірної труби. Ширина щілин сягає 5 см, довжина - 1 м, Іноді негермегачними є різьовІ з’єднини, що пов’язано з недозгвинчуванням труб.
Основною причиною негерметичносгі цементного кільця є низька якість цементування обсадних колон у свердловинах, що зумовлено застосуванням нестандартного цементу або приготуванням цементних розчинів Із завищеними водоцементними відношеннями.
Ліквідують негермегичнісіь запомповуванням розчинів ізоляційних матеріалів безпосередньо в порушення, а також через існуючий інтервал перфорації продуктивного пласта або через інтервал спеціально створених отворів. Для цього у свердловину опускають НКТ до рівня верхньої межі попередньо створеного цементного (смоляного) стакана (моста), розміщеного дещо нижче Існуючих чи створених каналів перетікання. Потім запомповують розрахунковий об’єм ізоляційного розчину, протискують і витісняють його в кільцевий простір до вирівнювання рівнів розчину в трубах і в кільцевому просторі. Далі труби піднімають на певну висоту, вимивають надлишок розчину (проводять контрольне зрізування) і протискують ізоляційний матеріал за обсадну колону. Після цього герметизують свердловину на період, який необхідний для затвердіння ізоляційного матеріалу, розбурююгь міст (пробку) із затверділого ізоляційного матеріалу, перфорують пласт і освоюють свердловину. При цьому можна використовувати вилучуваний або невилучуваний пакер, під яким створюють цементну пробку. Останнім часом для виконання Р1Р труби встановлюють на 20...40 м вище покрівлі перфорованого пласта, а ізоляційний матеріал протискують у пласт і порушення за закритого затрубного простору.
Аналогічно ізолюють верхні або нижні води, створюють цементний стакан на вибої або цементний міст, ізолюють фільтр з метою повернення свердловини на пласт, що лежить вище або нижче (поворотні роботи), цементують додаткову колону або хвостовик у свердловині,
ліквідують перетікання запомповуваної води в непродуктивні пласти в нагнітальних свердловинах, а також здійснюють кріплення нестійких (сиїжих) порід у привибійній зоні продуктивного пласта.
Дня підвищення проникної здатності цементних суспензій їх замішують на нафті (нафтоцементні суспензії) або покращують введенням спеціальних компонентів (дієтиленглікольаеросил, мето* ксиаеросил та ін.).
Відключення окремих пластів
Відмінність геолого-фвичних характеристик пластів (колекторські властивості, товщина) зумовлює рІзночасовість їх вироблення (обводнення) і, отже, необхідність окремого відключення кожного виробленого (обводненого) пласта з метою забезпечення нормальних умов вироблення решти пластів.
Відключення окремих пластів можна досягти створенням у відключуваному пласті непроникної облямівки навколо стовбура свердловини, встановленням “летючок” - перекриттям інтервалу віц- ключуваного пласта трубою меншого діаметра з наступним цементуванням або поздовжньо-гофрован им патрубком, опусканням пакера, а нижніх пластів - ще й створенням вибійної пробки (непроникного моста).
Для відключення середніх або верхніх пластів в інтервалі нижче підошви відключуваного пласта створюють у колоні тимчасові штучні пробки: піщані, глиняні, глинопіщані, цементні, гумові, гумометалеві, дерев’яні. Найширше використовують піщані пробки, які створюються засипанням вручну або намиванням насосним агрегатом за швидкості висхідного потоку не більш як 1 м/с.
Для створення непроникних облямівок доцільніше застосовувати смолу ТСД-9, яка фільтрується в пори.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 15 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |