Для консервації свердловину необхідно заглушити і заповнити промивною рідиною (буровий розчин, вода), обробленою ПАР. Вона має забезпечити протитиск на пласт на 5-10% вищим за пластовий, якщо він не перевищує гідростатичного тиску, і на 10-15%, якщо перевищує. У першому випадку для консервації на термін понад рік і в другому випадку для консервації на будь-який термін у стовбурі вище верхніх отворів фільтра встановлюють цементний міст висотою 25 м. Дня консервації чисто нафтових свердловин на термін до шести місяців встановлювати цементний міст необов’язково. Дія застереження замерзання гирло та верхню частину колони заповнюють незамерзаючою рідиною (соляровим маслом, 30% розчином хлористого кальцію, нафтою).
Кожна свердловина має бути обладнана фонтанною арматурою; насосні свердловини герметизують засувкою, яку встановлюють на колонний фланець.
§ 10.7 Техніка ремонту. Автоматизація та механізація спуско- піднімальних операцій
Залежно від виду та мета очікуваного поточного та капітального ремонтів свердловин використовують відповідне устатковання та інструмент.
Принципову схему розміщення комплексу обладнання показано на рис. 10.І. До його складу входять вежове обладнання з робочим майданчиком і помостом, піднімальна лебідка, талева система, ротор і вертлюг, насосне устатковання, прстивикццне обладнання, гирловий і підземний Інструмент. Залежно від виду та складності робіт комплектність обладнання може бути різною.
Обладнання та інструмент для ремонту
Під час підземного ремонту доводиться піднімати труби та штанги великої маси, що потребує використання піднімального обладнання великої вантажопідіймальності (до 500... 1000 кН) і, отже, громіздкого та важкого. До основного обладнання, з допомогою якого виконують спуско-піднімальні операції, належать піднімальні лебідки різної вантажопідіймальності.
Якщо на траспортній базі встановлено одну лебідку, то такий механізм називають піднімальною лебідкою, або піднімачем. Якщо лебідку встановлено разом із вежею (щоглою), талевою системою та Іншим обладнання на транспортній базі, то обладнання в цілому називають піднімальним устаткованням, або агрегатом, а в разі повнішої комплектації (насосом, ротором, вертлюгом та ін.) - комплексом піднімального обладнання.
— |
|
| ЕІ | *іг |
| іГ Т іД ї її | |
| < |
| і |
| ГИ 1 Лі їв |
Рисунок 10.1 - Принщтова схема розміщення комплексу обладнання для підземного ремокту та освоєнім свердловин КОРО-80:! - піднімальне устаткованім УПА-80; 2 -вертлюг ВЕ-60х200; 3 - ротор Р-360; 4- пересувний приймальний поміст МПГІ-80; 5 - насосний блок ВНП-15 Гр |
У нафтопромисловій практиці для поточного та капітального ремонтів використовують:
піднімальні устатковант - змонтовані на шасі автомобіля агрегати А-50У2 (вантажопідіймальністю 500 кН), Азінмаш-37А (вантажопідіймальністю 320 кН), змонтовані на гусеничному тракторі агрегати
Азінмаш43А (модифікація Азінмаш-37А), Бакинець - ЗМ (вантажопідіймальністю 370 кН), устатковання піднімальне тракторне УШІ-50 (вантажопідіймальністю 500 кН);
комплекс обладнання КОРОВО (вантажопідіймальністю 800 кН);
лебідки піднімальні - агрегат Азінмаш 43П (безвежова модифікація Азінмаш-43А за тягового зусилля 75 кН), лебідка піднімальна тракторна ЛПТ-8 (тягове зусилля - 84 кН), лебідка піднімальна в рамовому виконанні ЛПР-10Е (тягове зусилля - 100 кН) для роботи на морських основах.
Дія роботи з піднімальними устаткованнями біля свердловин встановлюють стаціонарні чи пересувні (транспортовані тракторами) вежі або щогли.
Дія зв’язку з лебідкою та вантажем, який піднімають, використовують тачеву систему. Вона складається з кронблока, талевого блока, гака, талевого каната, напрямного ролика.
Ротор призначений для обертання колони труб, їх скручування і розкручування, підтримування труб у випадку розвантаження талевої системи, а також для виконання ловильних і допоміжних робіт.
З’єднувальною ланкою між талевою системою та трубами, підвішеними до обертової частини ротора (або елеватором), є вертлюг. Він забезпечує вільне обертання труб і подавання промивної рідини в колону труб. Вертлюг за допомогою промивального шлангу з'єднують зі стояком, через який пропомповують промивну рідину.
Для нагнітання рідини у свердловину використовують пересувні промивальні агрегати: автомобільні АзІнмаш-35А або Б (тиск - до 25 МПа; витрата - до 15,6 л/с), УН І А-100x200 (20 МПа; 12,9 л/с) і тракторні Азінмаш-32 М (16 МПа; 10,2 л/с), УН1Т-100х200 (тракторна модифікація УН1А-І00х200).
Для захоплювання колони труб і штанг й утримування їх у підвішеному стані під час спуско-піднімальнпх операцій використовують трубні та штангові елеватори. Трубні елеватори забезпечують захоплення під муфту або по тілу труби (для безмуфтових труб). Особливість елеватора ЕТА - автоматичність захоплення труб. Елеватор ЕГ призначений для роботи з автоматом АПР-2ВБ. Штангові елеватори забезпечують захоплення насосних штанг під головку.
Для підвішування елеватора на гаку талевої системи призначені штропи, які являють собою замкнену сталеву петлю овальної форми.
Спайдери використовують для автоматизації операцій із захоплювання, утримування у висячому положенні та центрування колони труб у процесі сі іускопіднімальних операцій під час ремонту свердловин.
Для скручування та розкручування НКТ і штанг під час спуско- піднімальних операцій використовують кчючі різних типорозмірів і конструкцій. їх випускають для роботи вручну, вручну та механічно і тільки механічно.
Для скручування та розкручування вручну насосних штанг використовують штанговий ключ КШ, а для відкручування за тіло насосних штанг в аварійних ситуаціях - круговий штанговий ключ КШК. Механізована робота забезпечується за допомогою автоматичних штангових ключів АШК-Г і АІ1ІК-ТМ з автоматичним захоплювальним пристроєм і приводом від електродвигуна.
Для скручування та розкручування вручну НКТ призначені ланцюгові ключі КЛН і KJIO, а також шарнірний ключ КТНД.
Використовуючи ключі трубні КТД і КТГУ, можна працювати вручну, а також з допомогою автомата АПР-2ВБ.
Автомат ЛПР-2ВБ призначений для механізованого скручування та розкручування, а також утримування у підвішеному стані НКТ під час ремонту свердловин. Він складається з блоків обертача, клинової підвіски, центратора, балансира з вантажем і електропривода з перемикачем. Автомат монтується та кріпиться на фланці гирла свердловини.
Аналогічну роль виконує механічний універсальний ключ КМУ, з допомогою якого можна забезпечити поточний ремонт свердловин, що есплуатуються за допомогою будь-якого обладнання, включаючи занурені електродвигуни.
Використовують також механічний (КМ 111) І гідравлічний підвісний (КГГТ) ключі, особливість яких - використання гідропривода.
Для заигтопорювання колони труб від прокручування у випадку механізованого закручування та розкручування призначений штопорний ключ КШМ-60-89.
Підземний ремонт свердловин - найбільш трудомісткий процес у видобуванні нафти. Разом з розглянутою механізацією й автоматизацією операцій із зкручування та розкручування труб і штанг значного зниження трудомісткості робіт можна досягти за рахунок найраціональнішого розміщення піднятих із свердловин труб і штанг, їх доцільно розміщувати у вертикальному положенні. Практикується використання пересувних приймальних помостів, блочного обладнання на транспортній базі і т.ін.
До засобів мєханізаі{ії робіт належать також агрегат АПШ для перевезення штанг, електромеханізований штанговоз 2ТЕМ, агрегат Азінмаш-48 для змащування верстатів-говдалок, агрегат АРОК для технічного обслуговування та ремонту верстаті в-гоидалок, агрегат АТЕ-6 для навантаження, перевезення та розвантаження устатковань ЕВН, устатковань для перевезення та перемотування кабеля, пересувний агрегат 2ПАРС для виконання підготовчих робіт під час ремонту свердловин, агрегат АОП для обслуговування піднімальних шрегатів, агрегат АЗА-З для заглиблення гвинтових анкерів, агрегат АМЯ-6Т для механізованого встановлення якорів, відгягів, промисловий самонавантажувач ПС.
Використання засобів малої механізації сприяє також істотному зменшенню втомлюваності працівників під час ремонту свердловин і полегшує їх працю. Сюди відносяться пристрої для переміщення труб, прати розбризкування рідини, автозатягувач робочої труби в шурф та ін. Ремонт свердловин з допомогою інструменту, який опускають на тросі
Для поточного ремонту фонтанних і галіфтних свердловин без їх глушіння та піднімання НКТ широко використовують прогресивний метод канатної техніки (канатних робіт), який забезпечує економію трудових витрат і скорочення тривалості ремонту. Суть його полягає в тому, що роботи у свердловині виконують з допомогою інструменту, який опускають у НКТ на дроті (канаті, тросі). За допомогою цього методу можна виконувати:
а) встановлення та витягування газліфтних клапанів, а також запобіжних, інгібіторних і зворотних клапанів, глухих пробок (замість клапанів), вибійних штуцерів, заглушок і глибинних вимірювальних приладів;
б) відкривання та закривання циркуляційного клапана для заміни рідини у свердловині, в якій встановлено пакер;
в) очищення піднімальних труб від парафіну, солей, піщаних пробок, виправлення зім’ятих ділянок НКТ, ловильні роботи.
Свердловини попередньо оснащують необхідним свердловинним обладнанням, яке опускають на НКТ. Це обладнання забезпечує виконання всіх видів перелічених робіт; його призначення таке:
1) свердловинні камери - для встановлення в них знімних газліфтних клапанів;
2) посадочні ніпелі - для встановлення та фіксації в них зворотних, інгібіторних клапанів, глухих пробок, регуляторів, вибійних штуцерів, глибинних вимірювальних приладів;
3) посадочний ніпель - для запобіжного клапана-відсікача або трубного запобіжного клапана-відсікача, який дистанційно керується з поверхні;
4) циркуляційний клапан (ковзаюча гільза) - для сполучення та відокремлення затрубного й трубного просторів під час глушіння або освоєння свердловини;
5) роз’єднувач колони - для відокремлення колони НКТ від пакера і з’єднання її з ним;
6) телескопічне з’єднання - для компенсації температурних видовжень НКТ І зняття натягу колони, який виникає під час посадки пакера;
7) зрізний клапан - для відокремлення канапу піднімальних труб від пласта під час встановлення гідравлічного гіакера.
Увесь комплекс канатної техніки складається з обладнання гирла, гідравлічної лебідки та канатного інструменту.
Обладнання гирла газліфтне ОІТ-80х350 із прохідним діаметром 80 мм, розраховане на тиск 35 МПа, являє собою лубрикатор особливої конструкції. Воно дає змогу безпечно опустити та підняти інструмент у працюючих свердловинах.
Гідроприводна лебідка ЛСГ 1К-131 змонтована на шасі автомобіля ЗІЛ-ІЗІА, забезпечує опускання та піднімання інструменту, а також виконання складних маніпуляцій (посадка інструменту, ловильні операції і т.Ін) набором Інструменту довжиною до 4 м і масою до 60 кг, який опускають на дроті. Устатковання оснащено приладами для вимірювання глибини опускання інструменту, натягу дроту, а також щоглою для монтажу І демонтажу лубрикатора. Обладнання опускають на дроті діаметром 1,82; 2,06; 2,34 мм. Найчастіше використовують сталевий дріт діаметром 2,34 мм, номінальне допустиме навантаження для якого дорівнює 6,9 кН.
Канатний інструмент для виконання канатних робіт поділяють на три категорії:
а) стандартний канатний набір для створення ударів вверх і вниз (замок для з’єднання дроту з інструментом, вантажні штанги, механічний і гідравлічний яси дня створення ударів, шарнірне з’єднання для кутового зміщення Інструменту);
б) інструмент для встановлення та витягування клапанів усіх видів, оснащених замком (відхилювач для робіт у свердловинних камерах, опускний і піднімальний інструменти);
в) інструмент спеціального призначення (штовхан, ловильний дротяний інструмент, печатка-фіксатор, вирівнювач дроту, тросорізак, шкребок парафіну, парафінорізак, трубний шаблон, пісочна та гідростатична желонки для видалення з НКТ піщаної пробки, уламків породи, вирівнювальний інструмент та ін.).
Обладнання, яке опускають на дроті, встановлюють і знімають за рахунок зрізання штифтів під час ударів ясами вверх або вниз. З допомогою запобіжних зрізних штифіів можна звільняти опущений інструмент від виловленого, якщо вийняти його не вдається. Усе обладнання й інструменти мають ловильні головки для захоплення їх у разі відкручування.
Яси являють собою розсувні пристрої, які приводяться в ДІЮ натягом дроту. Вони призначені для створення динамічних ударів.
Гідравлічний яс для удару вверх спрацьовує автоматично, коли його плунжер сягає ділянки циліндра діаметром, який перевищує діаметр плунжера, що спричиняє різке збільшення його швидкості. Механічний яс призначений для створення ударів вверх і вниз. Він спрацьовує за рахунок струшування (швидкого піднімання або опускання).
Для встановлення та знімання газліфтного клапана до стандартного набору приєднують знизу відхилювач і опускний або піднімальний інструмент.
У корпусі опускного інструменту клапан фіксується двома зрізними штифтами. Під час піднімання цанговий затискач піднімального Інструменту захоплює клапан.
Існують важельні та консольні відхилювачі, які призначені для зміщення газліфтного клапана в напрямі кишені ексцентричної свердловинної камери та його встановлення. Для спрацювання важельного відхилювача інструмент опускають у свердловинну камеру і струшують. При цьому важелі звільнюються і розкриваються під дією пружини, відхилювач розвертається в площині великої осі еліпсоподібного перерізу камери і скеровує клапан і інструмент для посадки або виймання клапана з кишені. Консольний відхилювач використовують у дуже викривлених свердловинах разом із камерами, які мають напрямні втулки. Для спрацювання консольного відхилювача його разом з інструментом пропускають через свердловинну камеру, а потім піднімають і знову опускають. Під час піднімання засув відхилювача входить у паз напрямної втулки, Інструмент орієнтується, відхилюються важелі І пщ час опускання клапан потрапляє в кишеню свердловинної камери,
З допомогою штовхача відкривають і закривають циркуляційні клапани (типу ковзаючої втулки), виконують розблокування телескопічного з’єднання та верхньої цанги роз’єднювача колони.
Описані компонування обладнання можна використовувати для перфорації, тампонажу, кислотних оброблень тощо.
Для опускання на вибій різних пристроїв (желонок-контейнерів із реагентами, вибухових пакерів, стріляючих тампонажних снарядів та Ін.) використовують також канат, кабель-грос.
Розроблено методи ремонту з використанням, шлангоканата, шлангокабеля. Усі ці роботи можна виконувати, не піднімаючи НКТ, але в зупиненій свердловині.
§ 10.8 Підземний ремонт свердловин із застосуванням гнучких труб
Традиційним підходом до буріння, експлуатації і ремонту свердловин є застосування муфтових трубних колон, які збираються із окремих труб, що почергово опускаються у свердловину чи піднімаються із неї. Принципово новим підходом є використання однієї суцільної неперервної колони гнучких труб (КГТ), власне, довгої гнучкої труби, причому також і з реалізацією схем роботопридатного обладнання в підземних умовах. Ремонтне устаткування з застосуванням колони гнучких труб (колтюбінгове устатковання чи в перекладі колоннотрубне устатковання - КТУ) змонтовано на одному високопрохідному автомобілі і оснащено гнучкою, намотаною на барабан колоною труб (рис. 10.2). Так появилася нова технологія виконання всього комплексу ремонтних робіт. Загальна характеристика
Колтюбінг почали застосовувати для здійснення найбільш простих операцій ПРС - очищення колони труб і вибоїв від піщаних пробок. У ході впровадження даної технології використовували КГТ Із зовнішнім діаметром 19 мм, а в даний час створено бурові устатковання, що працюють з колонами діаметром 114,3 мм, які володіють достатньо високою ЦИКЛІЧНОЮ МІЦНІСТЮ. Із проміжними значинами діаметрів КГТ у діапазоні 19-114,3 мм можна здійснювати практично весь набір операцій підземного ремонту свердловин і буріння. Як правило, для ремонту свердловин в якості гнучкої колони використовують насосно- компресорні труби з зовнішнім діаметром 25,4 мм і товщиною стінки 1,65 мм, опресовані натиск 35 МПа.
Рисунок 10,2 — Агрегат лля опускання та підіймання неперервної колони гнучких труб: 1 - автомобіль; 2 - барабан з намотаною ■ трубою; З - скеровувальний пристрій; 4 - механізм подавання (переміщення труб); 5 - свердловина |
Нижній напрямний кінець КГТ має зкошену гостру форму, тому може зупинятися, наприклад, у виступах різьових з’єднин НКТ, що ускладнює нормальне опускання колони. У зв’язку з цим на нижній частині неперервної колони монтується пристрій, який має поворотний механізм (напрямний штифт і паз). Застосовуючи такий пристрій, у випадку зустрічі перешкоди колону припіднімають і опускають, в результаті чого нижній скошений кінець обертається І скеровується у вільну порожнину каналу НКТ.
Сучасне обладнання для переміщення труб дає змогу здійснювати опускання — піднімання колони зі швидкістю до 76 м/хв. Звичайно, швидкість спуско-пІднімальних операцій змінюється від ЗО до 55 м/хв. Обладнання для переміщення труб має різні розміри і конструкцію, але, в основному, всюди використовуються фрикційні колодки, які затискають трубу або переміщають її. На устаткованнях, оснащених гнучкими колонами труб, застосовують різні превентори: від простих пристроїв з гумовим вкладишем до пристроїв з п’ятьма або шістьма комплектами плашок.
Області застосування колтюбінга чи колони гнучких труб охоплюють проведення підземного ремонту, експлуатацію свердловин і вирішення питань, пов’язаних із транспортуванням вуглеводневої продукції. Для підземного ремонту свердловин колтюбінг застосовують з метою освоєння свердловин, підземного (поточного і капітального) ремонту, діяння на пласт І привибійну зону, забурювання додаткових стовбурів і т.д. Для експлуатації свердловин колону гнучких труб застосовують в якості ліфтових колон з метою піднімання рідини в процесі видобування нафти і сифонних труб у процесі видобування газу, в устаткованнях відцентрових насосів, струминних насосів і серійних штангових насосів (з використанням гідроприводу через КГТ), в нагнітальних свердловинах. З допомогою КГТ можна проводити роботи з нагрівання замерзлих промислових трубопроводів, що транспортують рідину чи воду, очищення великих нафтових ємностей від осаду. Крім того, КГТ використовують як обсади і колони (переважно в горизонтальних свердловинах), хвостовики, робочі колони для намивання гравійних фільтрів, внутрішньопромислові трубопроводи.
За час застосування колони гнучких труб (понад 35 років) виявилися і багаторазово підтверджувалися на практиці переваги Використання даної технології проведення робіт порівняно з традиційного, а саме:
- забезпечення герметичності гирла свердловини на всіх етапах виконання внутрішньосвердловинних операцій, починаючи з підготовки комплексу ремонтного устаткування, і аж до його згортання;
- можливість здійснення робіт у нафтових і газових свердловинах без їхнього попереднього глушіння;
- відсутність необхідності освоєння і виклику припливу з свердловин, у яких виконувалися роботи з використанням колони гнучких труб;
- скорочення часу опускання та піднімання внутрішньо- свердловинного устаткування на проектну глибину;
- скорочення тривалості здійснення підготовчих і завершальних робіт до 2 год;
- зручність застосування на морських платформах та естакадах з обмеженими розмірами робочих майданчиків, так як в комплексі КГТ не входять вежі і щогли;
- забезпечення можливості буріння, опускання вибійних Інструментів і приладів, а також виконання операцій з підземного ремонту в горизонтальних, похило-спрямованих і дуже викривлених свердловинах;
- безпека проведення спуско-піднімальних операцій, так як у
даному випадку не потрібно здійснювати згвинчування - розгвинчування різьових з’єднин І переміщати насосно-
компресорні труби (НКТ) на поміст;
- значне поліпшення умов праці робітників бригад підземного ремонту в ході виконання всього комплексу операцій;
- дотримання високих вимог щодо екології в ході проведення всіх операцій з ремонту і буріння свердловин, зокрема, за рахунок менших розмірів комплексів устаткування для цих цілей порівняно з традиційними (менше порушення поверхневого шару ділянки землі);
- відсутність нафтогазопроявів і відкритих фонтанів (повне виключення забруднення присвердловинних майданчиків нафтою та різними реагентами);
- відсутність операцій розгвинчування і згвинчування труб й пов’язаних з ними розливань рідини (закрита система циркуляції рідини);
- істотний економічний ефект у результаті застосування колони гнучких труб як під час ремонту, так і в ході проведення бурових робіт (колтюбінгові технології дають змогу в 2-5 раз скоротити час і витрати на будівництво і ремонт свердловин);
- підвищення ефективності ремонтних робіт на родовищах із складними географічними і кліматичними умовами (райони акваторій, арктики і т.д.), із аномальними властивостями флюїдів.
Разом з тим до недоліків колтюбінга слід віднести:
а) обмежений термін служби неперервної труби, особливо великих діаметрів;
б) обмеження за тяговим зусиллям, навантаженням на долото і великі гідравлічні втрати тиску по довжині труби;
в) габаритні розміри і маса барабана з гнучкою трубою накладають певні обмеження на можливість транспортування устатковання,
У даний час у світі щорічно виконують порядка тисячі операцій у свердловинах з використанням колон гнучких труб. В Україні застосування колтюбінга поки що незначне.
Колтюбінгові устатковання мають такий комплект: барабан з гнучкими трубами, інжектор з герметизатором, установлювач обладнання, блок превенторів і кабіна оператора, які змонтовані на шасі з формулою коліс 6x6. Мобільне колтюбінгове устатковання М10 є базовим у тшторозмірному ряду колтюбінгових устатковань з тяговим зусиллям інжектора до 120 кН. Це устатковання може працювати з трубами діаметром від 19,5 мм довжиною до 3000 м і до 38,1 мм з довжиною від 1600 до 2400 м; конструктивно можливо використання гнучкої труби діаметром 44,45 мм і довжиною до 1800 м. Оптимальним для цього устатковання є застосування гнучкої труби діаметром до 38,1 мм і довжиною до 2400 м. Мобільне устатковання модифікації М1002 є “найлегшим” в усьому типорозмірному раді і призначено для роботи з трубою діаметром до 38,1 мм за глибин до 1500 м. У колтюбінговому устаткованні М1003, розрахованому на роботу з гнучкою трубою діаметром до 44,45 мм, підвісне обладнання змонтовано на напівпричепі, а устатковання Туї 1001 конструктивно оптимізовано в сторону зменшення габаритних розмірів І вагових характеристик.
Мобільне колтюбінгове устатковання серії М20 змонтовано на повнопривідному шасі з формулою коліс 8x8, призначено для роботи в регіонах з погано розвинутою дорожною інфраструктурою і має тягове зусилля інжектора 240 кН. Найбільш оптимальним є застосування гнучкої труби діаметром 38,1 мм і довжиною до 4000 м, хоч технічні характеристики дають змогу застосовувати труби діаметром до 44,45 мм і довжиною до 3100 м. В усгаткованнях модифікацій М2001 і М2002 підвісне обладнання розміщено на нерозривній зв’язці “тягач+напівпричіп”.
Устатковання серії М40 розраховано на роботу з гнучкою трубою діаметром до 73 мм і може використовуватися для буріння нових свердловин та повторного розкриття пласта. Але найбільшу технічну і економічну ефективність устатковання забезпечує для буріння додаткових похилих і горизонтальних стовбурів в існуючих свердловинах.
Викликання припливу і освоєння свердловини газліфтним методом
Одним із способів зменшення протитиску на пласт для виклику припливу € видалення рідини, що заповнює свердловину, за допомогою газліфта. Для цього в НКТ опускають колону гнучких труб, по якій у свердловину подають газ чи аеровану рідину. Піднімання свердловинної рідини здійснюється по колоні ліфтових труб, якими обладнана свердловина.
Для виконання таких операцій, окрім агрегату для роботи з КГТ, до гирла свердловини під’єднують додаткове устаткування - ємність для азоту, компресор для його запомповування і зливну ємність, якщо не можна використати трубопровід системи збирання продукції свердловини.
Перед початком роботи над гирлом свердловини монтують комплект устаткування - превентор, гирловий ущільнювач, транспортер. Діаметр використовуваної колони гнучких труб повинен відповідати діаметру ліфтової колони, щоб гідравлічний опір кільцевого каналу, по якому піднімається суміш, був досить низьким. Інакше тиск, необхідний для подолання гідродинамічного опору, може перевищити пластовий і газ буде запомповуватися в пласт. В останньому випадку утвориться так звана "азотна подушка". Так, колоні ліфтових труб з умовним діаметром 73 мм відповідають гнучкі труби із зовнішнім діаметром 25-33 мм.
Запомповування азоту починають відразу або після занурення КГТ не більше ніж на 100-200 м і не припиняють протягом усього процесу опускання КГТ і викликання припливу. Подають азот з поступовим збільшенням об’єму до 14-20 м3/хв. При цьому тиск запомповування газу постійно контролюють і в ході занурення труби в рідину його збільшують.
Для поліпшення вспінювання рідини і підвищення ефективності процесу можуть додаватися поверхнево-активні речовини.
Після опускання гнучкої труби до рівня нижніх перфораційних отворів протягом повного проміжку часу забезпечують роботу газліфта. Цей процес слід підтримувати доти, поки по колоні ліфтових труб не стане підніматися пластова рідина.
Далі, продовжуючи подавання газу, починають піднімання колони. При цьому необхідно контролювати склад рідини, що надходить із свердловини, і дебіт останньої.
Після піднімання гнучких труб до глибини 100-200 м подавання газу може бути припинене, якщо процес фонтанування продовжується.
Експлуатація свердловин
Колони гнучких труб (КГТ) можуть бути використані в якості обсадних і експлуатаційних колон, хвостовиків, вибійних щілинних фільтрів, робочих колон для намивання гравійного фільтра, а також викидних ліній і трубопроводів. Так, неперервну експлуатацію газових свердловин по стаціонарно встановленій колоні гнучких труб здійснюють для забезпечення високої швидкості висхідного потоку і винесення рідини зі свердловини.
Аналогічна задача може бути вирішена і при експлуатації нафтових свердловин з досить великим газовим фактором. При роботі з ліфтовими колонами відносно великих діаметрів (60,3 і 73 мм) ефект від наявності газових пухирців, що піднімаються вгору, незначний. При зменшенні діаметра колони до 33 і 38 мм ефективність природного газліфта різко зростає І свердловина може перейти на режим фонтанування. Досвід на родовищі Продхо-Бей показав, що після опускання в них КГТ діаметром 50,8 мм на глибину від 1520 до 2290 мм, пуску в експлуатацію з використанням газліфта і досягнення стаціонарних показників стала можливого робота на фонтанному режимі.
Більшість КГТ опускають у свердловину без пакера, однак у даний час розроблено два варіанти схем, що дають змогу працювати з пакером. Перша передбачає оснащення нижнього кінця посадковим ніпелем, що взаємодіє зі спеціальним пристроєм пакера. Другий більш перспективний варіант передбачає опускання пакера на колоні НКТ. Обов’язковою умовою при цьому є використання роз'єднувача, що спрацьовував би без обертання колони з поверхні. Це ж відноситься до технології І встановлення, і знімання пакера.
Опускання КГТ в якості ліфтової колони ефективне і в тих випадках, коли остання негерметична. При цьому експлуатацію можна продовжити без проведення підземного ремонту свердловини.
Доцільним є використання КГТ для експлуатації свердловин з допомогою струминних насосів, що опускаються на колоні гнучких труб.
Промивання вибою свердловини від піску
Очищення експлуатаційної колони (чи вибою) від піску здійснюють за допомогою внутрішньосвердловин ного устаткування, схему якого для виконання даної операції показано на рис 10.3.
♦ ♦ І
І *
|
Рисунок 10.3 - Схема внутрішньосвердловинного устаткування для промивана вибою свердловини: 1 - рідина а частинками піску, що піднімається на поверхню; 2 - полімерний гель, що залом- повуегься у свсрдловну; 3 - пісок
Біля гирла свердловини розташовують агрегат з колоною гнучких труб, насосний агрегат, буферну ємність для накопичення промивної рідини, що піднімається зі свердловини.
Технологія ремонту передбачає здійснення таких видів робіт:
а) визначення технічного стану свердловини (дослідження з відбиранням проб на різних режимах, відбивання глибини поточного вибою);
б) опускання гнучкої труби до верху піщаної пробки; в) промивання піщаної пробки шляхом подавання в гнучкі труби промивної рідини (для профілатики гідратоутворення в разі потреби додається метанол);
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 27 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
