Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

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 Види 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

свердловино-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...

571

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 нафти (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 ускладнювальних 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

негерметичності 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 огляд 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 ремонт свердловин (КРС) - це комплекс більш

складних

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

привибійній зоні;

573

ґ) ліквідація аварій;

д)перехід на інший горизонт, приєднання пластів, додаткова

перфорація;

є) забурювання другого стовбура свердловини;

є) ремонт нагнітальних свердловин;

ж) ремонт свердловин, обладнаних для одночасно-роздільної екс-

плуатації.

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

термінів їх виконання.

Свердловино-ремонто.м

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 бриідди 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 від-

критого 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,

574

не була токсичною, вибухо- і пожежонебезпечною, дорогою і

дефіцитною. Густина рідини глушіння має відповідати пластовому

тиску у свердловині. Для глушіння свердловин застосовують технічну

воду, оброблену ПАР, пластову воду (густина до

1120...

1190 кг/м ),

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 ). Для запобігання

поглинання рідини глушіння високопроникними пластами засто-

совують буферні рідини (об'ємом близько

м ), 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

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.

Дія глушіння газліфтної свердловини, обладнаної пакером,

спочатку, з допомогою канатного інструменту, відкривають

циркуляційний клапан, випускають надлишковий тиск

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,

575

зривають пакер. Після витримування протягом

1,5...2

год відновлюють

циркуляцію для видалення нафти, вимитої з підпакерної зони.

Обладнання піднімають, доливаючи у свердловину рідину глушіння.

Під час глушіння свердловин, обладнаних ЕВН, циркуляційний

клапан збивають, рідину запомповують 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 бути 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

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.

Причини 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;

576

- наявність підошовної води; нахил пласта, розтікання 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

свердловин

Україні

дуже актуальною.

577

Методи

боротьби

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-

цією технологічних режимів роботи свердловин, а запобігти виперед-

жувальний 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 (PIP) доцільно лише в разі

передчасного обводнення свердловин. Основним призначенням РГР

слід вважати забезпечення оптимальних умов вироблення пласта для

досягнення проектного коефіцієнта нафтовилучення.

Чітко сформулювати мету ізоляційних робіт, обгрунтовано вибрати

метод

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

(ТННК), 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.

578

Класифікація

ізоляційних робіт і

методів ізоляції

Залежно від мети можна поділити PIP на

три

види:

ліквідація негерметичності обсадних колон

цементного кільця;

2) відключення окремих пластів;

3) відключення окремих обводнених (вироблених) інтервалів пласта

незалежно

від

їх місцезнаходження по товщині і характеру обводнення

(підошовна вода, контурна, запомпована), а також регулювання

профілю запомповування води в нагнітальних свердловинах.

Шляхами припливу води та її поглинання можуть бути пори,

тріщини, каверни та інші канали різних розмірів. Із технологічних

позицій методи ізоляції припливу та регулювання профілю

приймальності води доцільно поділити за ступенем дисперсності

ізолювальних (тампонувальних) матеріалів на чотири групи з

використанням:

а) тампонувальних

розчинів,

які фільтруються в пори пласта;

б) суспензій тонкодисперсних тампонувальних матеріалів;

в) суспензій гранульованих (подрібнених) тампонувальних мате-

ріалів;

г) механічних пристосувань

пристроїв.

Надходження частинок у пори пласта залежить, в основному, від

співвідношення розмірів (діаметрів) nop d

і частинок d

. Якщо

I0d

то дисперсні частинки вільно переміщуються в порових

каналах; за

<3d

проникнення відсутнє; за

3<d

<lO

відбувається кольматація nop (намивання частинок) під час фільтрації

рідини, яка особливо сильно виявляється за d

Вважається, що

частинки вільно переміщуються в тріщині, якщо розкриття (ширина)

тріщини

5р

не менше за подвоєний діаметр частинок d

, тобто о^> 2d

Звідси випливає, що до тонкодисперсних матеріалів належать

579

матеріали за 3<^

/^ч<10 Для nop і 1<&У<і

ДЛЯ

тріщин, а до

гранульованих - за о\>

для тріщин.

Нині 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, диспер-

гування, топлення, кристалізація, кольматація, гідрофобізація та ін.).

Тампонуючий бар'єр 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 нафти; нафтосірчанокислотні суміші та

ін.),

кремнистих сполук (силікагелі) та інших неорганічних речовин

(силікат натрію, кальцинована сода та

ін.),

а також їх поєднань.

Дисперсійним середовищем суспензій є рідини на водній або на

вуглеводневій основі, а також тампонувальні матеріали, які фільтрують-

ся в пори пласта. Як дисперсну фазу (наповнювач) можна викорис-

товувати частинки (порошок, гранули, шматки, волокна, стружка)

цементу, глини, парафіну, високоокислених бітумів, рубраксу, пом'як-

шувача, 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.

580