1. Характеристика объектов скважины и причины, вызывающие необходимость их ремонта в процессе эксплуатации. Конструкции эксплуатационных колонн и возможная их оснастка
 Скачать 414.61 Kb.
|
|
Вертлюг обеспечивает поддержание на весу и свободное вращение колонны труб с одновременной подачей внутрь нее промывочной жидкости к забою скважины. Состоит из двух групп узлов – не вращающихся, которые связаны с подъемным крюком и вращающихся соединенных с колонной труб. Для соединения вертлюга с жесткими нагнетательными линиями используют гибкие рукава (шланги), через который поступает промывочная жидкость от насоса. Оборуд-е для технологических операций включает оборудование наземное и спускаемое в скв-ну. К наземному оборудованию относят оборуд-ние, выполняющее технологические операции с дневной поверхности: -агрегаты для транспортирования, приготовления и нагнетания в скв-ну технологических жидкостей, манифодьды и трубопроводы для их обвязки и соединения со скв-ной, - установки для производства пара и нагрева нефти и пластов, - агрегаты и приборы для исследования и обследования скв-н перед выполнением ремонта, - прочее оборудование, устанавливаемое на устье скв-ны для выполнения технологических операций, Оборуд-е, спускаемое в скв-ну: - у-ва для разобщения и герметизации отдельных интервалов скв-ны и удержания инструментов от перемещения. - инструменты, применяемые для ликвидации аварий, - инструменты для разрушения и изменения формы колонны или скв-ны, -забойные дв-ли для вращения скв-нных инструментов, - мех-мы и приспособления для разрушения и очистки скв от образовавшихся пробок и отложений на обсадных и подъемных трубах, 6. Технологии ремонта с использованием непрерывной колонны гибких труб и их развитие. Колтюбинг-основ. на применении гибких непрерывных труб. «+» исключ. глушения скв; исключ. необходим. подъема ГНО при ремонте ч/з межтрубн. пространство; сокрощение времени СПО; возможность доступа в горизонт., многозаб. скв. «-»невозм. вращения колонны; недост. жесткость;огран. размера барабана; ни зкая маневренность агрегатов. Установка М1002ФИД состоит: инжектор- устр-во, позвол. создавать осевые усилия для перемещения колонны ГТ и направлять их в скважину; Напр. желоб-предназн. для плавн. направления гибкой трубы с барабаном в устройство инжектор;Барабан с колонной ГТ предназн. для хранения КГТ;Укладчик КГТ-для обеспечения правильн. намотки;Гидрокранманипулятор-для монтажа оборудования на устье скважины;Насосный блок-для перекачки технолог. жидкости с вертлюжн. соед. на барабане; Основные требования:спуск и подъем только при циркуляции жидкости; возможна только прямая циркуляция, ч/з колонну ГТ; при выполнении СПО с КГТ процесс спуска сопровожд. периодом. подъемом колонны ГТ, чтобы исключить прихват. Перспективы дальнейшего применения КГТ обусловлены, следующими факторами: - к настоящему времени создано оборудование, позволяющее работать с колоннами гибких труб практически всех необходимых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъема; - обеспечена долговечность КГТ в условиях нейтральных и коррозионно-активных жидкостей. Высокая эффективность работ, выполняемых с использованием КГТ, безусловно, повлияет на стратегию и тактику разработки месторождений в будущем. Прежде всего, это касается эксплуатации месторождений, расположенных в отдаленных и труднодоступных районах, а также тех, пластовая жидкость которых имеет аномальные свойства. Кроме того, при дальнейшем совершенствовании оборудования, обеспечивающего работу КГТ, можно достичь высокой эффективности проведения всего комплекса работ, связанных с бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом горизонтальных скважин. 7. Ремонтные операции без использования технологических колонн и их техническое обеспечение (канатные и кабельные методы ремонта). Ряд технологических операций, связ-х с доставкой в заданный интервал скв-ны соответствующих мех-мов и мат-лов можно выполнять без технологич-х колонн. Для доставки используют канат (трос, проволоку) или кабель. СПО канатно-кабельных устройств производятся с пом-ю геофизич-х подъемников или спец-х агрегатов, имеющих лебедку с барабаном для наматывания и разматывания тягового органа. Привод барабана лебедки осуществляется от дв-ля автомобиля. Подъемный агрегат служит для спуска, подъема и управления работой скв-нного оборуд-я, на нем располагаются приборы регистрации измеряемых пар-ров. Комплектуется устьевым оборуд-ем, набором инструментов, мех-мов и приспособлений, спускаемых на тяговом органе для выполнения в скв-не опред-х технологич-х операций. Канатный метод предусматривает привод спущенных в скв-ну устройств за счет их упора на забой или заранее установленное твердое препятствие, что ограничивает его возможности. Кабельный метод обеспечивает управление работой спущенного в скв-ну у-ва передаваемым по кабелю эл-ким сигналом. Это позволяет выполнить технологическую операцию в «висячем» положении, что расширяет диапазон его применения. Канатно-кабельными методами в скв-нах выполняют следующие операции: - обследование скв-н печатями и шаблонами, - гидродинамич-е и дистанционные исслед-я, - поинтервальное испытание колонн на герметичность, - сниж-е уровня поршнем, - установка пакеров, якорей, пробок и пр., - ловильные работы, - очистка забоя от мелких метал-х и неметаллич-х предметов, -доставка в заданный интервал жидких и сыпучих мат-лов. - установка и цементирование дополнит-х колонн (летучек). Канатные и кабельные методы можно выполнять в ОК после извлечения внутрискв-нного оборуд-я и в колоннах НКТ как в скв-х заглушенных, так и под давл-ем. Реализуют канатные и кабельные технологии оборудованием и инструментом серийным и специальным. 8. Цель, технология и варианты глушения скважин. Категории опасности скважин при проведении ремонтных работ Глушение заключается в замене скв-нной продукции, состоящей из нефти, газа и воды, на ж-ть, плотность кот-й обеспечивает необходимое противодавл-е (репрессию) на пласт. Цель– прекращение поступления флюидов из эксплуатируемого объекта к забою скв. Согласно Правилам безопас-ти в нефт-й и газ-й промышл-ти глуш-ю подлежат:1) все скв с Рпл выше гидростатического и 2) скв-ны с пластовым давлением ниже г/ст,но в кот-х сохраняются усл-я фонтанирования и нефтегазопроявления Ремонт скв-н без предварительного глушения допускается на скв-х, оборуд-ных глубинными отсекающими клапанами и на мест-х с горно-геологич-ми усл-ми, исключающими самопроизвольное поступление пластового флюида к ее устью. Скв-ны, в продукции кот-х сод-ся H2S, в кол-вах превышающих установленные пределы, д.б. заглушены ж-тью, нейтрализующей H2S. Плотность ж-ти глушения (ЖГ) опред-ся из расчета создания Рзаб > Рпл. Рзаб = ρ g Н = k Рпл , МПа где ρ - плотность ЖГ, кг/м3 Н - глубина залегания пласта, м, k - коэф-т превышения Рзаб Готовят необходимый объем ж-и гл-я, не влияющий на коллектр св-ва.останавливают скв, проверяют на исправность запор-ю арматуру на устье оборуд-е. расставляют агрегаты,производят обвязку. Глушение фонтанных(газлифтных) и нагнет-х скв производят закачиванием жидкости глушения ч/з НКТ или межтруб пространство до выхода жид-ти глушения на поверхность и выравнивания плотностей входящего м выходящего потоков для обеспеч.необх-го противодавления на пласт. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят после остановки скважинного насоса и открытия циркуляционного клапана заменой скважинной жид-и на ж-ть глушения до глубины подвески насоса жидкость глушения закачивают в скважину через НКТ до выхода ее через межтрубье. При отсутствии циркул-го клапана жид-ть глушения закач-т в межтр-е пространство, создавая циркуляцию ч/з насос, не превышая при этом давления, допустимого на экспл-ю колонну. По окончанию задвижки закрывают, ч/з расчетное время осаждения жидкости ж-и глуш-я (Т=H/V, где H-расстояниеие от приема насоса до забоя, V-скорость замещения жид-й, м/с), измеряют Ру. При его наличии,снова закачивают ж-ть глуш-я. при отсутс-и избыт давления и выхода газа скв счит-ся заглушенной. Во всех случаях и видах ремонта устье скв д.б. оснащено противовыбросовым оборуд-ем. Скв-на обеспеч-ся ЖГ соответ-щей плотности в кол-ве не < двух объемов скв-ны. Замена скв-нной ж-ти выпол-ся ч/з колонну подъемных (лифтовых) труб по схеме прямой или обратной промывки до появления ее на устье скв-ны. Прямая промывка примен-ся в фонтанных скв-х и в случае засорения приемной сетки и ступеней центробежного насоса. В скв-х оборуд-х глубинными электроприводными и штанговыми насосами наиболее часто используется промывка обратная. Сп-бы глуш-я: 1. Полная замена на ЖГ на период КРС. Обусловлена необходимостью проведения технологич операций с циркуляцией ж-и в процессе рем.работ. 2. Глушение скв на период ТРС (с частичной заменой объема скваж) Базовые критерии качества технологического процесса глушения: - гарантия отсутствия притока пластовых флюидов к забою скв-ны на весь период ремонта, - минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта, - экологическая безопасность и соответствие современным требованиям к охране труда, -соответствие экономическим требованиям (относительно низкая стоимость и доступность компонентов ж-ти). Ж-ть выбирают с учетом t-ры замерзания, коррозионной активности, совместимости с пластовыми флюидами. Каждый конкретный объект эксплуатации (горизонт, площадь, залежь, блок) имеет ряд специфических требований к глуш-ю, обусловл-х особенностью геологии, технической характеристикой и условиями эксплуатации скв-н. Поэтому технология глушения предполагает дифференцированный подход, основанный на принципе подбора к каждому объекту эксплуатации наиболее эфф-х ж-тей, пар-ры и св-ва кот-х обеспечат базовые критерии кач-ва глуш-я. Первая категория: - газовые скважины, независимо от величины пластового давления; - нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 100 м3/м3; - нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков; - нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом; - нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%; - нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности; - нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 м, а также находящиеся от внешней границы ГНК на расстоянии 500 м и ближе; - скважины с отсутствием циркуляции; - разведочные и поисковые скважины. Вторая категория: - нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 100 м3/м3; - нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%. Третья категория: - нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического; - нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического. 9.Влияние жидкостей глушения на свойства коллектора. Состав и регулирование свойств жидкостей глушения. Ж-ти глушения (ЖГ) ЖГ готовят на водной или углеводородной основе. Ж-ти на водной основе - глинистые р-ры, рассолы и специальные полимерные системы. Глинистые р-ры используют при необх-ти применения ЖГ высокой плотности. Готовят их из сырой глины и глинопорошков. В кач-ве утяжелителей употребляют барит, утяжелитель карбонатный, сидеритовый, железистый, что позволяет приготавливать ЖГ повышенной плотности до 2500 кг/ м3. В кач-ве ЖГ или основы для приготовления солевых растворов м.б. использованы: - техническая вода; - сточная вода, - высокоминерализованная пластовая вода; - морская вода. При приготовлении ЖГ на основе воды для ее утяжеления используют соли: хлористый натрий (NaCl), хлористый кальций (СаСl2) хлористый цинк (ZnCl2) одно- и двухзамещенный фосфорнокислый натрий либо двух- и трехзамещенный фосфорнокислый калий. Среди ЖГ на водной основе выделяют группу безглинистых растворов с конденсированной твердой фазой - гидрогелевые р-ры. Тиксотропная структура этих р-ров создастся высокоактивной коллоидной дисперсной фазой, которая конденсируется непосред-но в ж-ти. Специальные полимерные растворы разработаны с целью предупреждения их ухода в продуктивный пласт. К ЖГ на водной основе относят также пены и прямые эмульсии. Углеводородные ЖГ- это дегазированная нефть, известково-битумные растворы, обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 65.%. Для сохранения коллекторских св-в при глушении рекомендуются ЖГ на углеводородной основе - загущенная нефть обратные мицеллярные р-ры, обратные эмульсии. Мат-лами для приготовления ЖГ на УВ-й основе явл-ся товарная нефть, дистиллят, эмультал, нефтенол, тарин, смесь многоатомных спиртов. 10.Жидкости глушения, сохраняющие природные свойства пласта Облагороженные жидкости глушения ТатНИНПИнефть. Технология комбинированного глушения. Технологии ремонта с применением технических средств без глушения. Обратные нефтяные эмульсии в качестве жидкостей глушения и их влияние на свойства коллектора. Глушение пенами и область применения. ЖГ, сохраняющие природные свойства коллекторов, разработаны и постоянно совершенствуются применительно к усл-ям конкретных эксплуатационных объектов. Институтом ТатНИПИнефть для нефтяных мест-ний региона создан ряд основных составов и их модификаций, получивших название ОБЛАГОРОЖЕННЫХ ЖГ (не влияющих на фильтрационные хар-ки кол-ра). Эти ж-ти имеют регулируемую плотность и вязкость в широком диапазоне вел-н, обладают комплексом таких важных физико-хим-х св-в, как нейтрализующая способность сероводорода, поверхностная активность, смачивающая способность, регулируемая реология, моющим и гидрофобизирующим (или гидрофилизующим) эффектами. Рецептуры базируются на водной и УВ-ной (эмульсионной) основе. Для приготовления ж-тей использ-т техническую, сточную и пластовую воду с добавлением в определенных соотнош-ях ПАВ (МЛ-80, АФ9-6), крахмала, солей (КСl, СаСl2), препаратов нейтрализующих H2S (хлорамин Б, смеси многоатомных спиртов), эфир целлюлозы и др. Мат-ми для пригот-я ж-тей на УВ-ной основе служит товарная нефть, дистиллят (ШФЛУ), эмульгаторы - стабилизаторы (эмультал, нефтенол, тарин и др). Классификация облагорож-х ЖГ по компонентной основе и физико-химическим свойствам: 1. на водной основе: А) маловязкие: пластовая девонская вода + 0,2% МЛ-80; водный р-р KCl + 0,2% МЛ-80; водный р-р KCl + 0,2% АФ9-6; водный р-р CaCl2 + 0,3% МЛ-80. Б) загущенные: пластовая девонская вода (CaCl2, Ca(NO3)2 + 3% крахмала); пластовая девонская вода (CaCl2, Ca(NO3)2 + 0,3% ОЭЦ) В) нейтрализующие H2S: ПДВ или техническая вода + 0,2% МЛ-80 + 0,1% хлорамина Б. 2. на УВ-й (эмульсионной) основе: А) маловязкие: глицериновый состав, обратная эмульсия на нефтедистиллятной основе. Б) высоковязкие: обратная эмуль-я на основе ПДВ и девонской нефти; обратная эмуль-я на основе CaCl2 и девонской нефти; обратная эмуль-я на основе Ca(NO3)2 и девонской нефти. Классификация облагорож-х ЖГ по рекомендуемым областям применения: I. Добыв-е скв: 1) терригенные пласты: А) низкопроницаемые песчаники (алевролиты), сцементир-е глинистым мат-м: KCl + 0,1% МЛ-80; KCl + 0,2% АФ9-6. Б) проницаем-е и высокопрониц-е песч-ки (0,2 кв.мкм и >): ПДВ + 0,2% МЛ-80; CaCl2 + 0,3% МЛ-80; обратная эмуль-я на нефтедистиллятной основе. 2) карбонатные пласты: А) песч-ки, продук-я кот-х сод-т H2S (бобрик-й гориз): глицериновый состав + 0,2% МЛ-80 + 15-20кг хлорамина Б. Б) карбонат-е пл-ты с выс-й поглощающей сп-ю (серпуховский гориз): высоковяз-е обратные эмульсии на основе минерализов-й воды и нефти. В) карбонат-е пл-ты с H2S: глицериновый состав, ПДВ или техническая вода + 0,2% МЛ-80 + 0,1% хлорамина Б. Обратная эмульсия, содержащая в дисперсионной среде необходимое количество углеводородного растворителя, способного отфильтровываться без разрушения эмульсии. Особенностьютехнологии глушения скважин в этом случае является обязательное доведение жидкости глушения до забоя Обратную эмульсию с плотностью, превышающей плотность поднасосной жидкости, закачивают в НКТ или межтрубное пространство Толщина пласта - м Объем обратной эмульсии, м3 (2 1-2;от 2до5 2-3;от 5до8 3-4; от8до12 4-5;более 12 5-6) Технология ремонта без глушения скв-ны и подъема НКТ значительно сокращает его продолжит-ть, обеспечивает безопасные усл-я труда, стабилизирует добычу нефти и газа. При этой технологии текущий ремонт осуществляется инструментами, спускаемыми на тросе или канате специального подземного оборудования. Ремонтные работы с созданной на пласт депрессией не нарушают гидродинамическую связь пласта со скв-ной, позволяют сохранить природные свойства коллектора у ствола скв-ны. Такие технологии получили название работы под давл-ем и их реализация возможна только при наличии надежных средств герметизации устья скв-ны, систем управления давл-ем и его контроля. Современные методы обслуживания и ремонта скв-н под давл-ем позволяют производить: - ремонт ч/з лифтовую колонну (НКТ) без ее подъема, - ремонт с подъемом лифтовых колонн. Ремонт под давл-ем ч/з лифтовую колонну не предъявляет дополнит-х требований к конструкции ее подвески и устьевому оборудованию, использует стандартные схемы обвязки фонтанных и газлифтных скв-н. Реализ-ся канатно-кабельными методами и КГТ. Кабельный метод обеспечивает управление работой спущенного в скв-ну у-ва передаваемым по кабелю электрич-м сигналом. Это позволяет выполнить технологическую операцию в «висячем» положении, что расширяет диапазон его применения. Канатно-кабельными методами в скв-х выполняют операции: - обследование скв-н печатями и шаблонами, - гидродинамич-е и дистанционные исслед-я, - поинтервальное испытание колонн на герметичность, - снижение уровня поршнем, - установка пакеров, якорей, пробок и пр., - ловильные работы, - очистка забоя от мелких металлич-х и не Ме предметов, -доставка в заданный интервал жидких и сыпучих мат-лов. - установка и цементир-ние дополнит-х колонн (летучек). Подготовительные работы к ремонту таких скв-н заключаются в монтаже на фланец центральной задвижки фонтанной арматуры (закрытой) дополнит-х специальных мех-мов - лубрикатора с у-вом для герметизации тягового органа, превенторов, средств контроля и управления. Лубрикатор - трубный контейнер с одной или нескольких секций, в которых размещается спускаемое в скв-ну оборудование. При необходимости комплектуются амортизаторами и датчиками входа скв-нного оборудования в лубрикатор. Для герметизации движущегося тягового органа служит уплотнитель. Превенторы для ремонтных работ используют малогабаритные специальной модификации, имеющие, в основном, плашечную конструкцию с ручным приводом. Предназначены для перекрытия ствола устьевой арматуры и позволяет изолировать ствол от лубрикатора, независимо от наличия или отсутствия в нем тягового органа. Превентры с гидравлическим приводом отличаются тем, что вместо резьбовой крышки с ходовым винтом установлены гидравлические цилиндры, штоки которых соединены с плашками. Технологические схемы подземного оборудования с дистанционно управляемым клапаном-отсекателем (отсекающим клапаном) в фонтанных и газлифтных скв-х при помощи канатной техники позволяют выполнять в лифтовых колоннах ряд дополнит-х специфич-х операций: - установку и съем клапанов различного назначения (обратных, отсекающих, предохранительных, пусковых), глухих пробок, глубинных манометров, термометров и др. приборов, - открытие и закрытие клапанов для ввода ингибиторов и реагентов, промывки и глушения скв-н, - очистку труб от парафина и песчаных пробок. Инструменты спускают на проволоке диаметром 1.8 – 2.5 мм, обладающей высокой упругостью, необходимой для удара. Сложные работы, связанные с высокими нагрузками, выполняются металлическим тросом повышенной прочности на разрыв диаметром 4.76 мм. Скв-ны, в кот-х планир-ся проведение работ канатным методом, должны обладать определенной технологической завершенностью, т.е. лифтовые колонны предварительно оснащены элементами подземного оборудования, обеспечивающего выполнение операций с помощью инструментов, спускаемых на проволоке. К ним относятся: пакеры, проходные и непроходные посадочные ниппели, циркуляционные клапаны механического действия, скв-нные камеры для газлифтных клапанов, разъединитель колонн, трубный предохранительный осекающий клапан, телескопическое соединение и др. Пакер предназначен для разобщения трубного и межтрубного пространства. Ниппели предназначены для установки и фиксации в нем обратных и отсекающих клапанов, глухих пробок, глубинных приборов и других приспособлений, необходимых для выполнения различных технологических операций. Циркуляционные клапаны использ-т для сообщения трубного и межтрубного простр-ва при промывке, глушении и др-х операциях. Состоит из корпуса с боковыми отверстиями, внутри которого расположена гильза. Гильзу перемещают вверх или вниз ударами ясса, с пом-ю спец-го инструмента, спускаемого на проволоке. В лифтовой колонне можно установить любое кол-во циркуляционных клапанов. Разъединитель колонны позволяет отсоединять и соединять лифтовую колонну с пакером перемещением внутренней цанги разъединителя спускаемым на проволоке инструментом. Трубный предохранительный клапан-отсекатель предназначен для аварийного перекрытия канала лифтовой колонны (автоматического и принудительного). Съем установленных в скв-не инструментов производится путем резких ударов механич-ми и гидравлическими яссами с пом-ю лебедки. Поэтому в таких агрегатах используют лебедки с гидравлическими приводами, позволяющие производить плавный спуск и подъем с постоянными скоростями, остановку инструмента на заданной глубине. В этих условиях получит циркуляцию водой не удается. В качестве ЖГ должны применяться высоковязкая обратная эмульсия на нефтян основе. Она выполняет роль временного «тампона», перекрывающего продуктивный пласт, остальной объем скв заполняют водным раствором (продавочной ж-ю) объем высоковяз.эмульсии принимается от 2 до 6 м3 в зависимости от толщины вскрытого пласта и поглощающей способности. . Для глушения серосодер-х скважин в обрат.эмульсию в родавочную ж-ть доб-ся нейтрализатор сероводорода. Обратную эмульсию с плотностью, превышающий плотность поднасосной ж-и, закачивают в НКТ или межтр-е простр-во. Для глушения скв-н газовых и газоконденсатных месторожд-й с низкими Рпл целесообразно использовать р-ры на конденсатной основе плотностью 800 – 850 кг/м3. Если Рпл снижается до 01 – 05 гидростатического давл-я, для глушения рекомендуются пенные системы двух и трехфазные. Пена состоит из трех компонентов – ж-ти, газа и пенообразователя.Такое сочетание создает систему, обладающую вязкими, пластичными и упругими свойствами. Основным компонентом, придающим пене такие св-ва, явл-ся пенообразователь, в качестве которого используют ПАВ определенного вида. В качестве газовой составляющей можно использовать воздух, природный УВ-дный газ, азот. Жидкой фазой явл-ся вода различного состава, глинистые растворы, кислотные растворы и др. Если жидкой фазой явл-ся вода, получают пену двухфазную, если глинистый раствор – трехфазную. По химич-му составу ПАВ делят на ионогенные (анионоактивные и катионоактивные) и неионогенные. Для получения устойчивых пен к водному р-ру пенообразователя добавляют стабилизаторы (КМЦ, гипан, силикат натрия и др.). В ряде случаев их целесообразно комбинировать. Основные факторы, которые определяют реологию пены – содержание газа, рецептура пенообразователя, температура. Для смешивания раствора ПАВ с газовой составляющей и получения устойчивой пены применяют аэраторы различных конструкций. Наиболее широкое распространение в промысловой практике получил аэратор типа «труба в трубе» (рис. 6.5) Аэратор представляет собой две концентрически расположенные одна в другой трубы диаметром 100 и 50 мм. Ж-ть с растворенным в ней ПАВ подается насосом в между трубами аэратора, а газообразный агент нагнетается компрессором в 50-мм трубу, имеющую определенное число отверстий. Пеной особенно целесообразно глушить газовые скв-ны, кот-е вследствие низких дебитов и давл-й работают с наличием жидкостной пробки на забое. Суть глушения состоит в том, что после промывки скв-ны двухфазной пеной для очистки забоя от воды и конденсата в забойную зону пласта продавливают устойчивую пену (двухфазную или трехфазную) водным раствором ПАВ. Технология комбинированного глушения скважин, основанная на использовании двух различных по природе жидкостей ( напротив продуктивного пласта - углеводородная ЖГС, а выше в стволе скважины - минерализованная вода) дает именно такой эффект. Применение комбинированных задавочных жидкостей позволяет не только сохранить коллекторские свойства пласта, но и улучшить условия труда бригад текущего и капитального ремонта скважин 11.Цель назначение и последовательность выполнения промывок скважин. Виды промывок. Требование регламентов для обеспечения промывок ствола скважины. Процесс промывки скважины может осуществляться с целью: -ликвидации песчаных пробок в скважине; -вымывания продуктов реакции после обработки эксплуатационной колонны и призабойной зоны скважины; -удаления скопившейся на забое скважины углеводородной эмульсии, частиц цементного камня, АСПО, продуктов коррозии, а также после прострелочно-взрывных работ и обработки внутренней поверхности эксплуатационной колонны скребком. Необходимость промывки на каждом этапе ремонта скважины должна определяться индивидуально для каждой скважины с учетом геолого – технических условий скважины и характера предшествующих и предстоящих работ. Низ колонны НКТ при промывке может быть оборудован по-разному в зависимости от других предусмотренных последующих процессов. При ликвидации песчаных пробок, удалении продуктов реакции, частиц цемента, грязи и других твердых частиц низ колонны оборудуется «пером», «пером- воронкой», воронкой или муфтой и т.д. Оборудование устья скважины при промывке зависит от того, необходимо наращивание колонны труб или нет. При необходимости наращивания устье скважины оборудуется промывочным сальником, и промывка осуществляется через вертлюг с допуском колонны НКТ до забоя: -при промывке скважины после подъема внутрискважинного эксплуатационного оборудования; -при удалении песка с забоя скважины, засыпанного для перекрытия интервала перфорации; -при ликвидации песчаных пробок; -при удалении скопившейся на забое шлама, частиц цемента и других твердых частиц после проведения в скважине ремонтных работ. Если в наращивании колонны промывочных труб нет необходимости, промывка осуществляется через фланец-планшайбу с центральной задвижкой или краном высокого давления. Промывочная линия присоединяется к центральной (прямая промывка) или затрубной задвижке (обратная промывка) и промывка осуществляется с закачкой жидкости в НКТ или межтрубное пространство: -при замене скважинной жидкости на другую жидкость; -при промывке ствола скважины растворителями с целью очистки стенок колонны НКТ от АСПО; -при промывке ствола скважины от продуктов реагирования после обработки призабойной зоны пласта кислотными растворителями, когда не требуется установка точного забоя. Выходящая из скважины жидкость направляется для осаждения твердых частиц в желобную систему. Промывка скважины осуществляется с использованием спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб. Различают прямую, обратную и комбинированную промывку. Прямая промывка – когда промывочная жидкость закачивается в НКТ, а размытые твердые частицы цементного шлама, песка, окалины и т.д. выносятся жидкостью через затрубное пространство. Прямая промывка способствует лучшему размыву шлама, песчаных и др. пробок за счет струи жидкости, выходящей из промывочных труб. Обратная промывка – когда промывочная жидкость закачивается в затрубное пространство, а размытые твердые частицы цементного шлама, песка, окалины и т.д. выносятся через промывочные трубы. За счет меньшего сечения в них создаются бόльшие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос размытого шлама гораздо меньшим объемом промывочной жидкости, чем при прямой промывке. Однако при проведении обратной промывки должны предъявляться повышенные требования к герметичности промывочного сальника, т.к. обратная промывка производится при более высоких давлениях закачки промысловой жидкости, чем при прямой промывке. Комбинированная промывка объединяет достоинства прямой и обратной промывок, т.е. после размыва пробки прямой промывкой с допуском до твердого забоя обратной промывкой размытый шлам выносится на поверхность. Основной недостаток комбинированной промывки – необходимость остановки процесса для переключения с прямой промывки на обратную, что в некоторых случаях может привести к прихвату. Перед промывкой проверяются промывочная техника, подъемный существующими требованиями, обеспечивающими безопасное проведение работ. Нагнетательная линия от насоса до устья опрессовывается на полуторократное рабочее давление, предусмотренное планом работ. При промывке забоя колонна НКТ должна быть спущена до глубины на 10-20 м выше текущего или обследованного забоя печатью, ГК, ЛМ. Опрессовать НКТ на полуторократное рабочее давление, указанное в плане работ и вызвать циркуляцию технологической жидкостью глушения. Дальнейший спуск производить после восстановления циркуляции. Восстанавливать циркуляцию следует после каждого наращивания. Во избежание погружения конца промывочных труб в песчаную пробку или другие отложения при очередном их наращивании длина рабочей трубы должна быть на 2-3 м больше длины любой наращиваемой трубы. Для промывки скважин как добывающих, так и нагнетательных, необходимо использовать технологическую жидкость того же состава и плотности, что и при глушении данной скважины с добавлением Мл-81Б, т.к. Мл-81Б, кроме сохранения коллекторских свойств пласта, обладает моющими свойствами. При прекращении подачи жидкости по какой-либо причине до завершения операции промывки необходимо немедленно приподнять трубы на 70-100 м и принять срочные меры к возобновлению промывки. При первых признаках нефтегазоводопроявления необходимо прекратить промывку скважины и загерметизировать устье. При промежуточной промывке процесс должен продолжаться до достижения текущего забоя с разгрузкой колонны НКТ до 0,5-1,0 т при наличии циркуляции жидкости через желобную систему не менее полутора объема скважины; при конечной промывке – два объема эксплуатационной колонны. При этом первый цикл промывки, т.е. циркуляция жидкости в объеме не менее одного объема эксплуатационной колонны, осуществляется через желобную систему. Во втором цикле промывки осуществляется замена промывочной жидкости в объеме скважины на «свежую» жидкость. При промывке нагнетательных скважин допускается применение воды из водовода с обязательным сливом до чистой воды при сохранении условия Рстат. > Рпл. При применении этой воды и вывозом не менее 8 м3 отстоявшейся грязи. 12.Основные аспекты безаварийного ведения работ при проведении работ по очистке ствола скважин от отложений. Современные методы предупреждения и удаления из труб отложений парафина, солей, продуктов коррозии, гидратов. Песчаные пробки. Подъем нефти от забоя скв-ны до устья сопровождается непрерывным изменением температуры и давл-я, что способствует выпадению из нефти твердых фракций углеводородов (от С16Н34 до С64Н130). Наиболее интенсивно АСПО откладывается на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ). Выбор методов устранения осложнений определяется конкретными факторами, связанными с составом и образованием осадков. Если не принимать профилактических мер, может произойти полная закупорка труб и прекращение движения ж-ти по ним. М-ды предупреждения и профилактического удаления из труб АСПО: Тепловой м-д заключ-ся в создании в скв-не t-ного поля, превышающего по величине t-ру плавления парафина – прогревание паром, промывка скв-ны горячей нефтью, нефтепродуктами, горячей водой. Нагрев скв-ны производится также электрическими методами с использ-ем специальных электронагревателей. Паром трубы прогревают с помощью паровой передвижной установки (ППУ), смонтированной на автомашине. Пар от паровой установки подается в межтрубное простр-во и выходит ч/з подъемные трубы, прогревая их. Расплавленный парафин выносится струей нефти на поверхность. В фонтанных и газлифтных скв-нах применяют и комбинированный способ – переключение из кольцевой схемы промывки на центральную. Возможен прогрев и поднятых труб на поверхность, при этом их укладывают на мостках с уклоном. Для прогрева труб горячей нефтью или керосином, кроме ППУ требуется емкость и насос. Ж-ть нагревают до температуры 90 - 95 0С и нагнетают в межтрубное пространство. Для нагрева и нагнетания нефти используют спец-е агрегаты. Оборуд-е смонтировано на шасси автомобиля высокой проходимости. |