Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Рисунок 10.3

—

Схема внутрішньосвердловинного устаткування для проми-

ваня вибою свердловини:

1 —

рідина з частинками піску, що

піднімається на поверхню; 2 - полімерний гель, що запом-

повується у свердловну; 3 - пісок

621

Біля гирла свердловини розташовують агрегат з колоною гнучких

труб, насосний агрегат, буферну ємність для накопичення промивної

рідини, що піднімається

зі

свердловини.

Технологія ремонту передбачає здійснення таких видів робіт:

а)

визначення технічного стану свердловини (дослідження з відбиран-

ням проб на різних режимах, відбивання глибини поточного вибою);

б) опускання гнучкої труби до верху піщаної пробки; в) промивання

піщаної пробки шляхом подавання в гнучкі труби промивної рідини

(для профілатики гідратоутворення в разі потреби додається метанол);

г) продування газової свердловини на факельний відвід з метою

видалення пластового піску зі стовбура свердловини і витягування

гнучких

труб;

д) дослідження свердловини після проведення ремонту.

У процесі руйнування щільної пробки може виникнути ситуація,

коли пробка сприйме вагу КГТ і її переміщення припиниться. Таке

положення однозначно відбивається на показах індикатора ваги колони і

манометра, що реєструє тиск, який розвивається помпою: покази

першого приладу зменшуються, а другого - збільшуються. Після

визначення верхньої межі пробки колону гнучких труб припіднімають

на 3-5 м і збільшують подавання промивальної помпи до розрахункової

величини. Швидкість переміщення колони в процесі руйнування

подібної пробки становить 1-3 см/с. Якщо цей інтервал достатній для

утворення об'єму, в якому пісок знаходиться в завислому стані за

рахунок турбулізації рідини потоком, що витікає з КГТ, то на вході в

колону ліфтових труб швидкість піднімання різко зростає і процес

винесення піщаних частинок йде нормально. Якщо ця умова не

дотримується, то верхня межа розташування завислих частинок

знаходиться нижче башмака ліфтової

колони.

У цьому випадку пісок не

буде виноситися на поверхню. Дня забезпечення ефективнішого

винесення піску використовують піни чи полімерні гелі, що готуються

на водній основі, мають підвищені опори зсуву

низьку в'язкість.

622

Під час опускання КГТ для досягнення башмака ліфтової колони і

підходу до ймовірного місцезнаходження піску швидкість опускання

зменшують до середньої значини. Момент зіткнення наконечника

гнучкої труби з піщаною пробкою визначають за індикатором

навантаження - величина зусилля в місці підвішування труби різко

зменшується,

тиск,

що

розвивається промивальною помпою, зростає.

Для підвищення ефективності процесу руйнування пробки

використовують насадки на КГТ різних конструкцій (див. вище). Усі

вони базуються на гідромоніторному ефекті, а відрізняються кількістю

отворів і напрямком. Втрати тиску на подібних насадках можуть

сягати 17МПа.

Для зменшення гідростатичного тиску на пласт під час видалення

піщаних пробок існують способи, які базуються на застосуванні

струминної помпи, що опускається на двох коаксіально розташованих

колонах гнучких труб. При цьому проблеми з винесенням піску не

виникає, тому що швидкості і спадного, і висхідного потоків

промивної рідини досить великі. Перевагою такого способу є і те, що

гідростатичний тиск рідини, яка знаходиться у свердловині і діє на

пласт, може бути зведений до мінімуму. Використання даного способу

промивання може бути реалізовано тільки за достатнього

внутрішнього діаметра труб, у яких здійснюється переміщення двох

коаксіальних колон гнучких труб.

Промивання піщаної пробки можна здійснити за одним із двох

варіантів технології, які відрізняються за способом отримання піни.

За першим варіантом технології у свердловині, яка простоює (тиск

на гирлі знижують), піну отримують запомповуванням піноутворю-

вальної рідини і газу через ежектор. Недоліком цього способу є

наявність великих гідравлічних втрат по довжині гнучких труб за

підвищених витрат внаслідок малого внутрішнього прохідного

перерізу, що може призвести до руйнування структури піни.

623

За другим варіантом у процесі промивання піщаної пробки в

працюючій свердловині утворення піни відбувається безпосередньо у

свердловині на виході з башмака гнучких труб під час змішування

піноутворювальної рідини з газом, що поступає із пласта, при цьому

свердловина працює на факельний відвід. У даному випадку об'єм

піни регулюється зміною витрати піноутворювальної рідини і

дроселюванням зворотної лінії зміною діаметра штуцера на факель-

ному відводі. Недоліком цього способу є неможливість його застосу-

вання в п'єзометричних, спостережних і поглинальних свердловинах, а

також у випадках, коли свердловина простоює в результаті

самоглушіння.

Проблеми виникають і вирішуються в процесі прямого способу

промивання, коли технологічна рідина подається до пробки через

колону гнучких труб. Незважаючи на поради не допускати

потрапляння у внутрішню порожнину КГТ піску й інших компонентів

пробки,

думка про доцільність використання зворотного промивання.

Усі питання про переваги і недоліки прямої

зворотної схем промивань

під час видалення пробок досить добре розроблено для традиційних

способів ПРС (див. вище). У даному випадку вони залишаються

справедливими.

Основним побоюванням і аргументом проти використання •схеми

зворотного промивання є можливість закупорювання КГТ продуктами,

що складають пробку. Крім того, під час подавання рідини в кільцевий

простір може відбутися втрата стійкості колони гнучких труб у верхній

частині і зім'яття. Практичні експерименти і попередні розрахунки

режимів виконання зворотного промивання показують, що в даному

випадку можна використовувати тільки нестисливі технологічні

рідини. Природно, що зворотні клапани на КГТ і які-небудь інші

пристрої, що пропускають рідину в одному напрямку по колоні і

всьому шляху її

течії,

встановлюватися не повинні.

624

Розбурювання пробок

Для видалення щільних пробок, утворених з піску, парафіну і

кристалогідратів, а також цементу в колонах ліфтових чи експлуатацій-

них труб застосовують технології, які передбачають їх розбурювання.

Загальну схему розташування внутрішньосвердловинного устаткуван-

ня для його здійснення показано

нарис.

10.4.

Рисунок 10.4

—

Схема розміщення устаткування для розбурювання пробок:

1 - колона гнучких труб; 2 - експлуатаційна колона, 3 - колона на-

сосно-компресорних

труб;

4 - пакер; 5 - вибійний двигун з породо-

руйнівним інструментом; 6 - цементна чи щільна піщана пробка,

яку необхідно

зруйнувати;

- вибій свердловини

625

Встановлення гравійних фільтрів

Намивання гравійного фільтра з застосуванням КГТ доцільно

виконувати у тих випадках, коли бурове устатковання вже

демонтовано, дебіт свердловини малий і використовувати

агрегати підземного ремонту стандартного типу економічно

невигідно, а пласт характеризується високим тиском і глушіння

його небажане.

Видалення газогідратних і парафіногідратних пробок

Для видалення газогідратних пробок існує ряд методів,

найбільш ефективним з яких є промивання свердловини гарячим

сольовим розчином (за t

70-80 °С). При використанні

установок КГТ гідрати видаляються в результаті подавання

технологічної рідини у внутрішню порожнину НКТ, якщо

експлуатацію свердловини проводять фонтанним способом, або

з допомогоюю електровідцентрових насосів, а відпрацьована

рідина піднімається по кільцевому простору між КГТ і НКТ.

Якщо свердловина обладана ШСНУ, то КГТ опускають у

кільцевий простір між колоною НКТ і експлуатаційною

колоною, хоч тут є ризик заклинення КГТ у кільцевому просторі

(рис.

10.5).

Для ліквідації гідратних пробок і підігрівання свердловини

додатково застосовують устаткування (підігрівач) для

нагрівання технологічної рідини. Таким устаткуванням може

бути нагрівач проточного типу або ємність з необхідним

запасом рідини, яка попередньо підігрівається від зовнішнього

джерела тепла.

626

Рисунок 10.5 - Агрегат для опускання та підіймання някрервної колони гнучких труб:

-транспортна база(авттоб1ть);2-говоротна(на 90°) кабіна оператора на

кглюолі; 3 - бак масляної

системи;

4 -

укладач;

5 - колона гнучких труб;

6 - барабан; 7 - опори; 8 -

ежектор;

9 - головка балансира;

- версіат-

гойдалка(балан^);11-і<анатнагцлвіска; 12-траверса; 13-рухома плат-

форма; 14-герметизаторгирла; 15-лубрикатор; 16-криволінійний поро-

жнистий елемент (зігнута

труба);

17-

гирловий шток; 18-сальник; 19-др-

датковий ущільнювальний вузол; 20 - шарнір; 21 - екаїентрична шайба;

22-гфлосвєрдлсвигоц23-чоті^аутріігери;24-раматрансгюрт^

25-рамаагрегата

627

Кислотне оброблення привибійної зони

Кислотне оброблення з використанням устатковання КГТ прово-

дять як і за традиційними технологіями, головним чином, для діяння

кислоти на карбонатні породи, що складають продуктивний пласт, і

збільшення його проникності.

Наземний комплекс устаткування, крім агрегату з КГТ і

стандартного гирлового устаткування, повинен містити агрегат для

кислотного оброблення свердловин, що має спеціалізований насос і

ємність для зберігання кислоти. У деяких технологіях кислотного

оброблення передбачено підігрівання кислоти.

У процесі виконання даної операції КГТ при забезпеченні

беззупинної циркуляції води опускають на глибину перфорації. На

наступному етапі у свердловину через КГТ запомповують розрахун-

ковий об'єм кислоти, після чого її протискують у пласт. При

запомповуванні і протискуванні кислоти викидна засувка на арматурі

колони ліфтових труб закрита. Це забезпечує проникання реагенту

через перфораційні отвори в пласт.

Процес запомповування і протискування необхідно проводити за

максимально можливого подавання рідини. При здійсненні цих

процесів необхідно стежити за тим, щоб тиск у зоні перфораційних

отворів не перевищував тиск, за якого відбувається розрив пласта.

Після витримування свердловини під тиском протягом заданого

періоду часу викидну засувку відкривають, КГТ піднімають і

починається циркуляція води.

Практика використання устаткування з КГТ показує, що витрата

реагентів для оброблення в цьому випадку скорочується порівняно з

традиційними технологіями на

25-30

628

Селективне діяння на пласт

Об'єктом селективного діяння на пласт є або перфораційні отвори,

розташовані на певному рівні, або зона негерметичності експлуата-

ційної колони, через отвори якої у свердловину надходить вода.

Подібні операції здійснюють для запомповування цементу, поінтер-

вального кислотного оброблення.

Для проведення цих робіт на колоні гнучких труб опускають

здвоєний пакер і вище нього на точно визначеній висоті - локатор.

Після опускання пакера нижче розрахункового рівня колону гнучких

труб піднімають доти, поки локатор не зафіксує її необхідного

положення.

Потім пакер приводиться в робоче положення і зовнішні поверхні

камер щільно притискаються до стінок експлуатаційної колони.

На наступному етапі робіт відкриваються отвори, через які порож-

нина колони гнучких труб з'єднується з простором між пакерами. У

нього запомповується необхідна технологічна рідина і за необхідності

протискувальна. Після витримки свердловини протягом необхідного

часу тиск зменшується, пакер переводиться в транспортне положення і

витягається на поверхню.

Особливістю конструкції інструмента, застосовуваного при Вико-

нанні описаних операцій, є пакер, герметизаційний елемент якого в

транспортному положенні забезпечує переміщення устаткування в

колоні ліфтових труб діаметром 89 мм. Відстань між кожним з пакерів,

що утворюють спарений пакер, вибирають відповідно до довжини

інтервалу свердловини, обробляти який будуть у конкретному

випадку.

629

Встановлення

цементної пробки

Необхідність встановлення цементної пробки може бути зумовлена,

наприклад, проривом підошовних пластових вод. У цьому випадку

цемент нагнітають безпосередньо в перфораційні отвори, розташовані

у певному інтервалі.

Наземне устаткування повинне включати, крім традиційного

набору, цементувальний насос

ємність для цементного розчину.

Встановлення цементної пробки може здійснюватися безпосе-

редньо в порожнині експлуатаційної колони. У цьому випадку попе-

редньо в інтервал ізоляції експлуатаційної колони намивають пісок,

зверху встановлюють розділювальну пробку, після чого запомповують

необхідний об'єм цементного розчину.

Якщо цемент запомповують у пласт, то виконують наступні

операції:

а) колону гнучких труб опускають таким чином, щоб обріз труби

знаходився в зоні перфораційних отворів, що підлягають ізоляції

(опускання колони виконують з одночасним забезпеченням циркуляції

води);

б) запомповують розрахунковий об'єм цементного розчину;

в) піднімають гнучку трубу на 8-10 м

закривають засувку на виході

з колони НКТ;

г) використовуючи воду в якості протискувальної рідини, цемент

запомповують у пласт.

Перфорація колон

На колоні гнучких труб можуть бути опущені перфоратори, які

забезпечують прострілювання горизонтальної свердловини на

інтервалі до 300 м, при цьому також можна знижувати гідростатичний

тиск у свердловині.

630