Звичайно, за умов такої невизначеності потрібно використовувати методи селективної ізоляції. На практиці набули застосування селективні та неселективні методи. Причому останні нерідко виконують за схемою селективної ізоляції, яка передбачає запом- повування ізоляційного реагенту по всій товщині продуктивного пласта і за потреби (наприклад, для утворення стакана зі смоли ТСД-9) наступне розкриття його в тих самих інтервалах (розбурювання стакана і перфорація).
За повного закупорювання каналів нафторозчинним селективним матеріалом проникність не відновиться. Методи селективної ізоляції, які грунтуються на змішуванні двох чи кількох реагентів, або реагенту ц з пластовою водою, тільки частково обмежують приплив води, оскільки ки одержуваний об’єм закупорювального осаду недостатній або мит
тєве утворення осаду на контакті розчинів утруднює їх перемішування. У разі неоднорідної, шаруватої будови пластів у першу чергу ВК виробляються, а отже, і обводнюються найбільш проникні пропластки.
Вони ж насамперед мають поглинати запомповувану рідину, у тому числі й ізоляційний розчин. Розподіл потоків у нафто- та водонасичені інтервали визначається співвідношеннями коефіцієнтів проникностей пропластків і коефіцієнтів в’язкостеЙ нафти і води, а також в’язкістю ізоляційного реагенту. Тому різні реагеши з урахуванням цих та інших умов виявили себе по різному на конкретних родовищах. Найкращими є гідрогелі (типу ВПС на основі ПАА і гіиану, силікату натрію), суміші типу ГТМ-3 або АКОР (смолка-еталсилікат), які тверднуть в усьому об’ємі, нафтосірчанокислотна суміш, кислий гудрон та ін.
Для підвищення вибірковості проникнення водоізолювальної суміші у водонасичені інтервали розроблено метод попереднього охолодження привибійної зони, який, як наслідок, призводить до
збільшення в’язкоструктурних властивостей пластової нафти. Охолодження здійснюється проведенням у стовбурі свердловини ендотермічної реакції розчинення аміачної селітри або її суміші з карбамідом у воді.
Обмеження припливу води в тріщинних І тріщинувато-пористих пластах
Передчасне обводнення свердловин, які експлуатують такі пласти, пов’язано з проривами води по високопроникних тріщинах. Малоефективними виявились роботи з використанням матеріалів, які не утворюють об’ємно-зв’язаного тампону і мають низькі градієнти зсуву, що супроводжується їх винесенням із тріщин під час експлуатації свердловин. Більш ефективним є використання цементних та піноцементних суспензій, в’язкопружних сумішей на основі ПАА.
Найефективнішим є використання суспензії гранульованих тампонувальних матеріалів. Технологія обмеження припливу води з використанням гранульованого магнію (розміром 0,5...1,6 мм), грунтується на взаємодії магнію та його оксиду з пластовою водою і хлористим магнієм, що супроводжується утворенням осаду гідроксиду магнію "та магнезіального цементу (див. § 5.4), Доцільно, щоб масовий вміст магнію в суміші його з піском становив 20%. За схемою ГРП розширюють наявні в пласті тріщини, заповнюють їх магній-піщаною сумішшю, закривають свердловину на 48...60год для утворення ізоляційної структури. Для інтенсифікації припливу і розчинення гранул, які потрапили в нафтонасичені інтервали, виконують оброблення соляною кислотою (див, § 5.4). З використання гранульованого магнію створюють також вибійні пробки (мости).
Високою ефективністю характеризується також використання суспензій поліолефінів (поліетилену промрозчинного потоку - шиї і поліетилену бензинового потоку - ПБП), рубраксу і високоокислених бітумів (ВОБ) у вигляді частинок широкої фракції 0Д..20 мм. У суспензію доцільно додатково вводити частинки напівводнош гіпсу, які реагують із пластовою водою і підвищують міцність водоізолюючого бар’єру.
Для кожного пласта, який характеризується певним розкриттям тріщин і поперечними розмірами пор матриць, погрібно підбирати дисперсні системи з відповідною гранулометричною характеритикою.
Дія системного створення водоізоляційних і потокоскеровувальних бар’єрів у привибійних і міжсвердловинних зонах пласта за технологами, розробленими нами в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу, добре виявили себе гранульований асфальтено-смолистий пом’якшувач, полістирол, полівініловий спирт, структуротворювач і т. ін.
Регулювання профілю приймальності води в нагнітальних свердловинах
У иривибійній зоні нагнітальних свердловин завжди Існує система тріщин, розкритість і протяжність яких визначаються репресією тиску та міцнісними характеристиками породи. Причому проникності тріщин значно різняться між собою. Тампонування високопроникних тріщин зумовлює рух води в обхід по менш проникних і нових тріщинах. Аналогічне відбувається і в привибійній зоні видобувних свердловин. Роботи вважаються ефективними, якщо вдалося зменшити надходження води в один вузький інтервал пласта і забезпечити ЇЇ надходження в інші інтервали. Цього можна досягти запомповуванням суспензії водонерозчинних гранульованих матеріалів, наприклад, полістиролу, полівінілового спирту, структуроутворювача, рубраксу, асфапьтено-смолистого пом’якшувача, висо- коокисленого бітуму, частково гранульованого магнію, гранулометричний склад яких відповідає розкриттю тріщин.
Менш ефективними є суспензи тонкодисперсних матеріалів, ітелеутворюваїьні, колоїдні та інші рідинні суміші, оскільки вони надходять в усі тріщини відповідно до їх проникностей і утворюють там тампон малої механічної стійкості, який може руйнуватися і виноситися, а також іце й замулюють пори пористих блоків.
Якщо високопроникна тріщина зв’язує нагнітальну та видобувну свердловини, то вода швидко проривається по ній. Звичайно, за наявності такої одної протяжної тріщини або системи високопроникних тріщин між зонами нагнітання і відбирання передчасний прорив можна попередити або ліквідувати тільки тампонуванням тріщин у глибині пласта між даними зонами. Локальне тампонування у привибійній зоні як нагнітальної, так і видобувної свердловин може забезпечити лише короткочасний ефект. Такі тріщини виявлено запомповуванням у нагнітальні свердловини індикаторів (водних розчинів барвників) на Тишківському та інших нафтових родовищах. Для таких умов нами розроблено способи системного створення водоізляцІйних потоковідхил ювальних і потокоскеровувальних бар’єрів у глибині пласта запомповуванням тампонажних суспензій з відповідною гранулометричною характеристикою і в нагнітальні смердловини, і у видобувні.
Боротьба з утворенням піщаних пробок - одна з найдавніших проблем нафтової промисловості. Пробкоутворення відбувається під час експлуатації нафтових і водозабірних свердловин, а також у випадку теплового діяння на поклад.
Пісок (частинки породи) виносяться з пласта у стовбур свердловини в результаті руйнування порід, звичайно розсигічасгих, слабко- зцементованих, під дією фільтраційного напору за певної швидкості фільтрації або градієнта тиску. Винесення піску з пласта призводить до порушення стійкості порід у привибійній зоні, обвалу порід і, як наслідок, до деформацій (зім’яття) експлуатаційних колон і нерідко - до виходу з ладу свердловин. Пісок, що надходить у свердловину, осаджуючись на вибої, утворює пробку, яка істотно знижує поточний дебіт свердловини. Видалення пробки з вибою потребує трудомістких ремонтних робіт і пов’язане з неминучими втратами у видобутку нафти. Пісок, який виноситься з пласта, призводить також до посиленого зношування експлуатаційного обладнання.
Існуючі методи боротьби з пробкоутворенням можна поділити на три групи; 1) попередження надходження піску у свердловину; 2) винесення піску з вибою на поверхню і пристосування обладнання до робо™ в піскопроявних свердловинах; 3) ліквідація піщаних пробок. Методи попередження надходження піску у свердловину
Руйнування порід можна уникнути, зменшивши дебіт до певного допустимого рівня. При цьому зменшуються швидкість фільтрації, депресія тиску і, як правило, напруження в породі. Проте в умовах слабкозцементованих порід експлуатація свердловин на таких режимах нерідко виявляється економічно нерентабельною. Тому, в основному, використовують різні вибійні фільтри або ЗДІЙСНЮЮТЬ кріплення порід у привибійній зоні.
За конструкцією та технологією виготовлення розрізняють трубні і гравійні фільтри. Трубні фільтри опускають у свердловину на обсадних трубах або за допомогою НКТ усередину обсади ої колони труб. Іх поділяють на прості (розміри отворів - 1,5..,20 мм або щілин -
0, 4.„0,5 мм у трубі), складні, утворені з простих намотуванням дроту (дротяні), встановленням кнопок (кнопкові) і кілець (кільцеві), металокерамічні, створені з пресованого порошку спіканням у середовищі водню за температури 1200°С, та ін.
Гравійні фільтри можна створювати на поверхні (шар гравію фракцій 4...6 мм у зазорі 20...25 мм між двома концентричними перфорованими трубами) і у свердловині (намивання шару частинок за стінкою перфорованої труби). Щоб частинки, які складають скелет породи, добре затримувались, мають виконуватися умови £>50/^50= 5 і S < £>іоо- Тут D50, £>іоо - діаметри зерен гравію, які відповідають 50% і 100% точкам гранулометричної кривої розподілу діаметрів; d$о - діаметр зерен піску; Ô - розкриття щілин у трубі.
Кріплення порід привибійної зони означає зв’язування частинок між собою різними речовинами - цементним розчином, розчином цементно-піщаної суміші, фенолформальдегідною смолою та ін. Суть методу кріплення полягає в запомповуванні закріплювальних речовин через НКТ у привибійну зону. Залежно від поглинальної здатності свердловини і товщини пласта виконують одне або кілька підряд запомповувань. Розчин частково заповнює пустоти в породі і, тверд- нучи, зв’язує частинки піску в міцну, проникну, стійку до вимивання масу під час фільтрації як нафти, так І води. Проте проникність при цьому неминуче знижується. Як затверджувач смоли використовують 15-20% розчин соляної кислоти. Спочатку для видалення карбонатних
порід проводять солянокіїслотне оброблення із напомповуванням кислоти порціями в 6-12 прийомів через кожні ЗО...60 хв. Потім перед запомповуванням до смоли додають 3-5% (за об’ємом) кислотного розчину, а після протискування смоли нафтою запомповують солянокислотний розчин в об’ємі, що дорівнює двом об’ємам залом пованої смоли. Солянокислотний розчин у певній мірі також відновлює проникність пор.
До смоли додатково можна додавати гранульований магній, який взаємодіє з частиною солянокислотного розчину. При цьому водень, який виділяється (див. § 5.4), сприяє збільшенню проникності привибійної зони, утворюючи пори.
Кріплення порід привибійної зони з використаним гранульованого магнію можна здійснити І за схемою ВГГПХО (див. § 5.4) з подаванням зменшеної кількості солянокислотного розчину, що призводить до утворення магнезіального цементу.
Використовують також метод кріплення пісків шляхом коксування частини нафги у привибійній зоні.
Винесення піску на поверхню і пристосування обладнання до роботи в піскопроявних свердловинах
Швидкість потоку рідини в межах від нижніх до верхніх отворів інтервалу перфорації (фільтра) зростає від нуля до максимальної значини, яка відповідає дебіту свердловини. Поступово швидкість стає такою, що дорівнює швидкості псевдозрідження (зависання) частинок М'зав і швидкості їх винесення Н'вин. Таким чином, нижче рівня швидкості и'зав у стовбурі існує насипний шар піску, потім до рівня швидкості н'шш - псевдозріджений, а далі піщинки рухаються разом Із рідиною і виносяться з інтервалу перфорації. Під час експлуатації свердловини деяка кількість частинок, що надійшли з пласта, осідає у стовбурі, висота пробки збільшується, дебіт свердловини при цьому зменшується, умови для винесення піску погіршуються.
Винесення частинок на поверхню забезпечується за дотримування нерівності (9.69). Відмінність густин фаз під час їх руху зумовлює відносну швидкість осадження піщинок і відмінність істинного об’ємного ф і витратного р вмісту в потоці (див. главу 6). У пісковій свердловині завжди ф > р.
Для виконання нерівності (9.69) і винесення піску задають високі дебіти свердловин, підбирають відповідні діаметри труб і конструкції піднімачів для фонтанної і газліфтної експлуатації, використовують ірубчасті штанги для насосної експлуатації, здійснюють підливання та підпомповування рідини у свердловину (див. § 9.5) тощо. Піднімальні труби необхідно опускати у фільтрову зону до підошви продуктивного пласту для кращого винесення піску. На практиці найчастіше труби опускають до верхніх отворів фільтра, побоюючись, що вони можуть бути прихоплені піском, який надходить з отворів фільтра.
Під час штангово-насосної експлуатації свердловин використовують різні захисні пристрої (див. § 9.5).
Ліквідація піщаних пробок
Піщані пробки періодично промивають рідиною або очищують струминним насосом, гідробуром, чи желонкою.
Як промивну рідину використовують нафту, воду (оброблену ПАР), глинистий розчин, аеровану рідину, піну, густини яких відповідають пластовому тиску.
Промивання грунтується на використанні енергії струменя запомповуваної рідини для руйнування піщаної пробки І винесення піщинок на поверхню.
Можливе пряме, зворотне, комбіноване та неперервне промивання.
Для прямого промивання рідину запомповують у НКТ, винесення піску відбувається по затрубному простору. Для зворотного промивання створюють потік у зворотному напрямі. Струмінь, виходячи з НКТ. краще розмиває пробку. Дія покращення розмивання пробки на кінець НКТ накручують різні наконечники (косозрізану трубу, насадок, фрезу та Ін.). Проте під час прямого промивання швидкість висхідного потоку менша, ніж під час зворотного промивання. Тому під час комбінованого промивання розмивання пробки виконують шляхом запомповування в НКТ, а для винесення піску періодично переходять на зворотне промивання.
За допомогою промивального пристрою, який встановлюють вище башмака НКГ, запомповують рідину в затрубний простір, розмивають пробку через башмак НКТ і здійснюють піднімання піску по НКТ.
Під час промивання труби підвішують на вертлюзі піднімача, а рідина надходить через промивальний шланг.
Для зворотного промивання гирло свердловини герметизують промивальною головкою (сальником).
Для неперервного прямого промивання використовують промивальну головку, за допомогою якої нарощують труби майже без припинення пропомповування рідини.
Гідравлічний розрахунок промивання свердловини зводиться до визначення гідравлічних втрат тиску (напору) під час руху рідини в трубах і затрубному просторі. Гідравлічні втрати визначають за формулою Дарсі-Вейсбаха з урахуванням наявності в рідині піщинок. При цьому швидкість висхідного потоку необхідно визначати з нерівності (9.69).
Використовуючи струминний насос (апарат), промивання можна здійснювати без створення протитиску на пласт. Для очищення від твердих піщаних пробок використовують також гідробур, який опускають у свердловину на канаті. Гідробуром вдаряють по поверхні пробки, при цьому долото розпушує її. Під час піднімання плунжер поршневого насоса гідробура засмоктує рідину з піском з-під долота. Пісок відокремлюється в сепараторі і надходить у накопичувальну ємність, а рідина - під нлунжер насоса. Аналогічно очищують вибій від сипких піщаних пробок желонкою.
§ 10.4 Боротьба з відкладанням парафінів і асфальтенів
Уздовж шляху руху нафти зменшуються температура і тиск, виділяється газ, потік охолоджується, знижується розчинна здатність нафти, виділяється твердий парафін, мазеподібні асфальтени та смоли (див. § 5.8). їх відклади можуть бути наявні у привибійній зоні, піднімальних трубах, шлейфі, збірному трубопроводі та резервуарах.
Найінтенсивніше парафін відкладається в піднімальних трубах. Товщина його шару збільшується від нуля на глибині 900...300 м до максимуму на глибині 200...50 м, а потім зменшується за рахунок змивання відкладів потоком. Відклади призводять до збільшення гідравлічних опорів потоку і відповідного зниження дебіту.
Під час видобування нафти парафін випадає неминуче, оскільки температура завжди знижується. Викристалізовується парафін на твердих поверхнях (центрах кристалізації) - механічних домішках нафти, на стінках обладнання, причому парафін, який виділяється всередині об’єму, практично не бере участі у формуванні відкладів. Такі кристали відкладаються, в основному, на дні резервуарів. Тому доцільніше добитися, щоб увесь парафін виділявся не на стінках обладнання, а всередині об’єму.
Процес відкладання парафіну має адсорбційний характер. Тому захисні покриття труб іідрофільними (полімерними) матеріалами виявились досить ефективними дня боротьби з відкладанням парафіну. Дія створення захисних покриттів використовують лакофарбові матеріали (лаки бакелітовий, епоксидний, бакеліто-епоксидний модифікований), а також скло, склоемалі.
Додавання до потоку хімічних реагентів сприяє гідрофілізації стінок труб, збільшенню кількості центрів кристалізації парафіну в потоці, підвищенню дисперсності частинок парафіну в нафті. Такими реагентами можуть бути як водо-, так і нафторозчиннІ ПАР.
Дослідженнями встановлено, що використання змінного магнітного поля збільшує кількість центрів кристалізації в потоці і попереджає відкладання парафіну.
Дія видалення відкладів парафіну використовують тепло і шкребки.
У разі застосування тетоеого методу ліквідації відкладів парафіну проводять періодичне запомповування в затрубний простір свердловини гарячої нафти (газоконденсату), перегрітої водяної пари або пароповітряної суміші. Під час підвищення температури парафін розтоплюється і видаляється разом із запомповуваною і видобувною нафтою з піднімальних труб, а також з викидного трубопроводу.
Для одержання водяної пари використовують устатковання ІТГГУА (див. § 5.8), а для нагрівання нафт - агрегат 1АДП-4-150, який забезпечує витрату 8,2...14,5 м3/год за температури 150...110°С і тиску 20... 16 МПа. Його можна використовувати також для депарафінізації трубопроводів, трапів, мірників і т. ін.
Шкребки зішкрібають відклади парафіну зі стінок труб. їх опускають і піднімають на дроті (тросі) за допомогою електродвигуна автоматичного депарафінізаційного устатковання типів АДУ"З і УДС-1.
Автоматичні літаючі шкребки піднімаються під дією напору газонафтового потоку, а падають у свердловині під дією власної ваги. У разі штангово-насосної експлуатації свердловин шкребки прикріплюють до колони штанг (див. § 9.5).
Викидні трубопроводи періодично очищують від парафіну за допомогою гумових куль (торпед), які рухаються під дією напору потоку рідини.
§ 10.5 Відклади солей і боротьба з ними
Відклади солей можуть бути практично на всьому шляху руху води - у пласті, свердловині, трубопроводах, і обладнанні устатковань підготовки нафти. В основному, солевідкладання спостерігається під час внутрішньоконтурного заводнення прісними водами, що пов’язано зі збагаченням запомповуваних вод сульфатами внаслідок контактування із залишковими водами і розчинення мінералів. Причини відкладання солей - хімічна несумісність вод (наприклад, лужних із жорсткими), які надходять у свердловини з різних горизонтів або проиластків; перенасиченість водносолевих систем за зміни термобаричних умов.
Відклади солей призводять до зменшення видобутку нафти, скорочення міжремонтних періодів роботи свердловин, а в ряді випадків вони настільки великі, що взагалі утруднюють експлуатацію.
Основними компонентами солей можуть бути або гіпс, або карбонати кальцію і магнію, або хлориди. До їх складу входять також діокснд кремнію, оксидні сполуки заліза, органічні речовини (парафіни, асфальтени, смоли) та ін. Осади можуть бути твердими або пухкими, міцність зчеплення з металом збільшується з глибиною залягання пласта. Різні склад і структура відкладів потребують індивідуального підходу до вибору методу боротьби з ними на кожному конкретному родовищі.
Методи боротьби з відкладами солей поділяють на дві групи: попередження випадання солей і видалення відкладів солей.
До комплексу робіт з підготовки заводнення входить перевірка запомповуваних вод на хімічну сумісність з іншими водами, з якими вони змішуються в поверхневих або пластових умовах.
Найбільш прийнятний метод попередження випадання солей у
трубах - застосування хімічних реагентів (інгібіторів солевідкладень),
їх періодично протискують у пласт і запомповують у затрубний
простір видобувних свердловин. Інгібітори з “пороговим ефектом”
покривають мікрокристалічні ядра осаду, уповільнюють ріст кристалів
і утримують їх у розчині в завислому стані. Найефективнішими є
поліфосфати, органічні фосфати, солі сульфокислот, гексаметафосфат
натрію, амофос та ін. Відкладання солей повністю попереджуеться за ■ * * ■ 3 «-
дозування інгібіторів (20 г/м) на основі комплексонів (ПАФ-13, ДПФ-1, інкредол-1, фосфанол, СНПХ-5301).
Менш ефективним є діяння на розчини солей магнітними силовими полями й ультразвуком, а також використання захисних покриттів (скло, високомолекулярні сполуки). Для боротьби з відкладами солей у нафтоводозбірних трубопроводах рекомендується встановлювати на гирлі спеціальні гіпсозбірники.
Відклади солей видаляють за допомогою хімічних реагентів і, в крайньому випадку, розбурюють долотом,
У разі хімічного методу видалення осади гіпсу перетворюють у водорозчинну сіль сульфату натрію (калію) і в осади карбонату або гідроксиду кальцію, які потім розчиняють солянокислотним розчином і промивають водою. Як перетворювальні реагенти доцільно використовувати карбонат І бікарбонат натрію або калію, а також гідроксиди лужних металів. Реагент вводять в інтервал відкладів, періодично пропомповуюіь його або навіть виконують неперервну циркуляцію. Потім проводять СКО і промивають водою.
Можливе також термохімічне оброблення осаду солянокислотним розчином із додаванням хлористого натрію або амонію. Сіль можна розчиняти і в кислоті, яка підігріта на поверхні за допомогою ГТПУА, а гарячу суміш запомпувати у свердловину. Але реагент спричинює активну корозію, а процес стає дорогим і трудомістким.
Хлориди розчиняють у прісній воді, яку пропомповують насосом.
§ 10.6 Інші види підземного ремонту свердловин
Ремонту свердловин передує обстеження гирлового обладнання та стовбура. Стовбур свердловини обстежують для того, щоб визначити глибину вибою та рівень рідини, перевірити стан колони та фільтрової зони, місцезнаходження і стан залишених у свердловині НКТ, штанг, насосів та інших зайвих предметів. Стан предметів у свердловині встановлюють печатками (плоскими, конусними, універсальними, гідравлічними) - спеціальними пристроями з корпусом, покритим свинцевою, алюмінієвою або гумовою оболонкою, за відтиском на якій роблять висновок про характер порушень.
Ремонітю-лагоджувальні роботи
Такі роботи виконують для того, щоб полагодити (виправити) дефект (зім’яітя, злам) в обсадній колоні. Зім’яту частину колони виправляють за допомогою виправних доліт, грушоподібних і колонних конусних фрезерів. Дня цьош почергово опускають виправні інструменти з послідовним збільшенням діаметра. Виправлену і зламану ділянку цемент оть під тиском або перекривають металевим пластирем за допомогою пристрою дорн. Робота пристрою грунтується на розширенні повздовжньо-гофрованої труби до щільного контактування з обсадною колоною.
Якщо виправи™ колону не вдається, то опускають додаткову колону (“летючку”) з наступним цементуванням, повертають свердловину на горизонт, що залягає вище, або задурюють другий стовбур.
Пошкоджену і незацементовану частину експлуатаційної колони замінюють новою. Для цього верхню частину на 5...6 м вище дефекту відрізають труборізом, витягують, потім звільнюваним внутрішнім трубовловлювачем відгвинчують і витягують із свердловини пошкоджену ділянку. Тоді опускають нову колону, згвинчують із залишеною частиною і, в разі потреби, цементують.
Поворотні роботи
Поворотні роботи - це переведення даної свердловини для експлуатації продуктивного пласта, що залягає нижче або вище від того, який раніше експлуатувався. Для здійснення переведення свердловини на вищезалеглий пласт нижче його підошви у свердловині створюють цементау пробку або піщано-глинисту пробку і цементну пробку над нею. Якщо в інтервалі пласта, на який переводять експлуатацію свердловини, колона незацементована, то її доцільно витягнути.
Іноді виконують переведення на пласт, що залягає нижче. Тоді залишений верхній пласт відключають так само, як і під час ремонтно- ізоляційних роботах.
Потім здійснюють перфорацію колони в інтервалі пласта, на який переводять свердловину для подальшої експлуатації.
Ловильні роботи
Ловильні роботи - найскладніші та найбільш трудомісткі роботи. Вони пов’язані з ліквідацією різних аварій: прихоплення та “політ” труб, залишення у свердловині зануреного електронасоса з кабелем або без нього, обрив насосних штанг, обрив кабеля, забивання експлуатаційної колони різними зайвими предметами.
Прихоплені труби звільняють розходженням, тобто почерговим натягом і посадкою колони труб. Для забезпечення звільнення створюють нафтову чи солянокислотну ванну або проводять промивання.
Дія влювлювання та витягування із свердловини НКГ використовують незвільнювані та звільнювані ловильні інструменти: трубовловлювачі, мітчики, ковпаки й овершоти. Робота трубовлов- лювачів грунтується на захопленні труби внутрішніми або зовнішніми плашками; мітчика і ковпака - на нарізанні в тілі труб, які витягуються, відповідно внутрішньої та зовнішньої різі; овершота - на защемленні муфти неприхоплених у свердловині труб пластинчастими пружинами. Штанги віггяіують за допомогою плашкових вловлювачів. Для вирівнювання верхнього кінця труб або штанг використовують конусний райбер або різаяьно-стираючі кільцеві фрезери. Для суцільного фрезерування аварійних труб, штанг та інших предметів використовують вибійні фрезери. Попередньо перед витягуванням труб, що впали, за допомогою печатки встановлюють місцезнаходження і визначають стан їх кінця. Потім використовують відповідний інструмент.
Для витягування із свердловини каната або кабеля використовують вудки з нерухомими та шарнірними гачками, які опускають на трубах.
Якщо верхній кінець каната розмішується на гирлі, а нижній - прихоплений, то за допомогою канаторізагса його обрізають безпосередньо біля місця прихоплення.
Щоб очистити стовбур свердловини від різних зайвих предметів (кувалди, ланцюги від ключів, плашки, цегла, куски дерева тощо), використовують магнітні, вибійні та торцеві фрезери, павук, йорш, свердла, пікоподібні долота та ін.
Задурювання другого стовбура
Другий стовбур забурюють, якщо пошкоджену частину існуючого стовбура свердловини не вдасться відремонтувати. Для розкриття “вікна” в колоні, через яке надалі передбачається забурити другий стовбур, використовують райбер-фрезер разом із відхилювачем. Місце для розташування “вікна” доцільно вибирати на глибині, де є тільки одна колона, між двома муфтовими з’єднинами в інтервалі стійких до осипання і непроникних порід (глини).
Ліквідація свердловин
Іноді доводиться ліквідовувати свердловини, наприклад, якщо ремонтні роботи не дали позитивних результатів, подальше їх проведення і використання визнано недоцільним абосвердлонини розміщені в зонах забудов, стихійних явищ (землетруси, зсуви) та ін.
Неліквідовані свердловини можуть стати причиною внутрішньо- пластових перетікань, забруднення джерел питної води, загазованості території, що недопустимо з позицій охорони надр і довкілля.
У свердловинах, які ліквідують, за можливості вирізують і витягують опущені в них обсаднІ труби, а стовбур цементують, заливають глинистим розчином або засипають сухою глиною.
Розкриті проникні пласти перекривають цементними пробками (мостами).
Над гирлом встановлюють бетонну тумбу розміром 1x1x1 м і репер із труби.
Консервація свердловин
Свердловину в разі потреби консервують так, щоб була забезпечена можливість повторного введення її в експлуатацію. Характер необхідних робіт залежить від способу експлуатації, величини пластового тиску та тривалості консервації.
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.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 27 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |