Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

порід проводять солянокислотне оброблення із запомповуванням

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

запомпованої смоли. Солянокислотний розчин у певній мірі також

відновлює проникність nop.

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

за схемою ВПТХО (див. § 5.4) з подаванням

зменшеної кількості солянокислотного розчину, що призводить до

утворення магнезіального цементу.

Використовують також метод кріплення пісків шляхом коксування

частини нафти 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

н'зав і швидкості їх винесення

BHH

Таким чином, нижче рівня

швидкості WjaB у стовбурі існує насипний шар піску, потім до рівня

швидкості

BiiU

- псевдозріджений, а далі піщинки рухаються разом із

рідиною і виносяться з інтервалу перфорації. Під час експлуатації

свердловини деяка кількість частинок, що надійшли з пласта,

591

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

вмісту в потоці (див. главу 6). У пісковій

свердловині завжди

(3.

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

трубчасті 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 використо-

вують 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.

592

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. Для 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 НКТ, запомповують рідину в затрубний простір, розмивають

пробку через башмак НКТ

здійснюють піднімання піску по НКТ.

Під час промивання труби підвішують на вертлюзі піднімача, а

рідина надходить через промивальний шланг.

Дія 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).

593

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 плунжер насоса. Аналогічно очищують вибій

від

сипких піщаних пробок

желонкою.

§ 10.4 Боротьба з відкладанням парафінів

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.

594

Процес відкладання парафіну має адсорбційний характер. Тому

захисні покриття труб іідрофільними (полімерними) матеріалами

виявились досить ефективними для боротьби з відкладанням парафіну.

Дня створення захисних покриттів використовують лакофарбові

матеріали (лаки бакелітовий, епоксидний, бакеліто-епоксидний

модифікований),

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 реаген-

тами можуть бути як

водо-,

так

нафторозчинні ПАР.

Дослідженнями встановлено, що використання змінного магнітного

поля збільшує кількість центрів кристалізації в потоці і попереджає

відкладання парафіну.

Для видалення відкладів парафіну використовують тепло і шкребки.

У разі застосування

теплового методу

ліквідації відкладів парафіну

проводять періодичне запомповування в затрубний простір сверд-

ловини 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

викидного трубопроводу.

Для одержання водяної пари використовують устатковання ППУА

(див.

§ 5.8), а для нагрівання нафти - агрегат 1АДП-4-150, який

забезпечує витрату

8,2...14,5

м /год за температури 150...110 С і тиску

20...

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-3

УДС-1.

595

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 нуль (торпед), які рухаються під дією напору

потоку рідини.

10.5

Відклади солей

боротьба з ними

Відклади солей можуть бути практично на всьому шляху руху води -

у пласті, свердловині, трубопроводах і обладнанні устатковань підго-

товки 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 пропластків;

перенасиченість водносолевих систем за зміни термобаричних умов.

Відклади солей призводять до зменшення видобутку нафти, скоро-

чення 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

діоксид 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.

596

Методи боротьби з відкладами солей поділяють на дві групи:

попередження випадання солей

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

дозування інгібіторів (20 г/м ) на основі комплексонів(ПАФ-13,

ДПФ-1,

інкредол-1,

фосфанол, СНПХ-5301).

Менш ефективним

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,

597

а також гідроксиди лужних металів. Реагент вводять в інтервал

відкладів, періодично пропомповують 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 ППУА, а

гарячу суміш запомпувати у свердловину. Але реагент спричинює

активну корозію, а процес стає дорогим

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.

Ремонтно-лагоджувальні роботи

Такі роботи виконують для того, щоб полагодити (виправити)

дефект (зім'яггя, злам) в обсадній колоні. Зім'яту частину колони

виправляють за допомогою виправних доліт, грушоподібних і

колонних конусних

фрезерів.

Для цього почергово опускають виправні

інструменти з послідовним збільшенням діаметра. Виправлену і

зламану ділянку цеменіують під тиском або перекривають металевим

598

пластирем за допомогою пристрою дорн. Робота пристрою

грунтується на розширенні повздовжньо-гофрованої труби до

щільного контактування з обсадною колоною.

Якщо виправити колону не вдається, то опускають додаткову

колону ("летючку") з наступним цементуванням, повертають

свердловину на горизонт, що залягає вище, або забурюють 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 пошкод-

жену ділянку. Тоді опускають нову колону, згвинчують із залишеною

частиною і,

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 сверд-

ловини на вищезалеглий пласт нижче його підошви у свердловині

створюють цементну 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.

599

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 експлуата-

ційної 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.

Для влювлювання та витягування із свердловини НКТ

використовують незвільнювані та звільнювані ловильні інструменти:

трубовловлювачі, мітчики, ковпаки й овершоти. Робота трубовлов-

лювачів грунтується на захопленні труби внутрішніми або зовнішніми

плашками; мітчика

ковпака - на нарізанні в тілі труб, які витягуються,

відповідно внутрішньої та зовнішньої різі; овершота - на защемленні

муфти неприхоплених у свердловині труб пластинчастими пружи-

нами. Штанги витягують за допомогою плашкових вловлювачів. Для

вирівнювання верхнього кінця труб або штанг використовують

конусний райбер або різально-стираючі кільцеві фрезери. Для суціль-

ного фрезерування аварійних труб, штанг та інших предметів викорис-

товують 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.

600