Отложения парафина 6 страница

б) газ - сжимаемое вещество, вследствие чего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Рзаб.

Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так:

V = Vн + Vв + Vг

Здесь Vн, Vв, Vг - объемы извлекаемой нефти, воды,газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки,поглощение), объем закачиваемого газа V_наr должен быть выше расчетного в n раз.

V_наг= n-V (5.22)

n = 1,5...1,20.

Количество нагнетательных скважин определяется из соотношения:

n_{скв =} (5.25)

Давление устьевое

Ру = Рз + Ртр - Р_г (5.26)

где Ртр - потери давления на трение в НКТ; Р_г - вес столба газа в стволе скважины.

Ртр определяют по формулам трубной гидравлики (оно мало); Рг принимают равным 13% от устьевого давления на каждые 1000 м глубины скважины.

При закачке газа необходим тщательный контроль как за
состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за
равномерным движением газа в пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе.

5.12. Закачка теплоносителей

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи МПа.с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду,что и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает нефтеизвлечения, а в конечном итоге - снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30...40 лет месторождения Зыбза—Глубокий Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

Для разработки таких месторождений в стране создано научно-производственное объединение "Союзтермнефть".

Опыты, проведенные институтом "КраснодарНИПИнефть", показали, что при закачке горячей воды коэффициент нефтеотдачи может быть повышен: при температуре

закачиваемой воды 30⁰ С - до 0,432, при 100⁰С - до 0,745, при 200°С - до 0,783.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой: при Т = 20^оС поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см, при 60^оС - 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО - 86,3%, горячей воды - 78,31%, горячего воздуха - 46,24%.

Закачка горячей воды

Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются две зоны: зона с падающей температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводит к увеличению КНО.

Радиус теплового влияния через известное время t определяют по уравнению:

rt = √2α·t (5..27)

где α- средний коэффициент температуропроводности горных пород, окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t- время, ч (α = 3,077- 10^-3 кв.м/ч).

Распределение температуры в пласте при нагнетании в него горячей воды определяют по графикам рис. 5.19.

Закачка пара

При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой зависит давления в этой зоне; вторая - зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры насыщенного пара начальной пластовой; третья - зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температура равна пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по

Сравнению с горячей водой вследствие более низких
капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемости и подвижности. Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению

при закачке горячей воды.

В качестве примера рассмотрим паротепловое

воздействие (ПТВ) на пласт
месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными: текущий КНО до ПТВ -20%, пласты- сцементированный песок, нефтенасыщенная толщина 22…36 м, глубина залегания 100...950 м, пористость 27%, проницаемость1500 мД, плотность 0,92...0,95 г/куб.см, вязкость - 2000 МПа ·с

Рис. 5.19. Распределение температуры в пласте при нагнетании в него горячей воды в продолжении: 1-1 год; 2-2 года; 3-4 года; 4-8 лет.

В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4тыс.т до 250 тыс.т, а объем закачки пара со 156 тыс.т до 750 тыс.т в год.

ПТВ в настоящее время ведется на месторождениях Катангли (Сахалин), Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.

Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются новые разновидности метода - циклическая закачка пара, закачка высокотемпературной воды (Т = 320...340 °С при давлении 16...22 МПа) и другие.

На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано КНО на таких месторождениях не превышает 15%.

5.13. Создание движущегося очага внутрипластового горения

Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводах теряется 0,35...3,5 млн.кДж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине - 1,7 млн.кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ.

Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового горения (рис. 5.20).

Рис. 5.20.

Распространение фронта внутрипластового горения:

1-нагнетательная скважина; 2-забой скважины; 3-эксплуатационная колонна; 4-выжженная зона; 5-фронт горения; 6-зона пара; 7-вал горячей воды и легких углеводородов; 8-вал нефти.

Метод заключается в следующем.

На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.

Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400^оС и улучшает процесс вытеснения нефти.

Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар растворитель, газы из легких углеводородов.

Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой - коксоподобные остатки нефти - являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450...500⁰С вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 3. Горение коксоподобного остатка 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5 Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.

В пласте образуются несколько зон: I - выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II - зона горения, в которой максимальная температура достигает 300...500°С; III -зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды превращаются в пар; IV - зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО₂, СО, N; V зона увеличенной насыщенности; VI - зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII - невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной.

Экспериментальные работы позволили установить следующие количественные данные: 1) на горение расходуется до 15% запасов пластовой нефти; 2) горение ведется при температуре около 375'С, на что требуется 20...40 кг кокса на 1 куб.м породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 воздуха при коэффициенте его использования 0,7...0,9.

Например, на залежи Павлова Гора за бб суток было закачано 600 тыс.куб.м воздуха.

Материальный баланс процесса ВГ представляется так:

Iн = Iнд +Iнг + Iуг

(5.21

где I_н - количество нефти до процесса; Iнд - количество добытой нефти в результате ВГ; I_нг- количество сгоревшей нефти; Iу_Г - количество нефти, превратившейся в углеводородный газ.

5.14. Закачка углекислоты

Углекислый газ СО₂, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе "нефть-порода". Жидкая углекислота экстрагирую из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО₂ и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено химическое взаимодействие СО с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости.

По данным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно увеличивается после применения СО концентрацией 4… 5% (по массе).

Свойства С0₂: бесцветный газ, относительная плотность 1,529 кг/куб.м, критическая температура 31,1⁰ С; критическое давление 7,29 МПа; плотность 468 кг/куб.м; при Т = 20°С Р = 5, 85 МПа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти, снижая ее вязкость на 10...500%.

В настоящее время реализовано несколько технологических схем закачки углекислоты в пласт Вот несколько из них: закачка карбонизированной воды, закачка углекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением водой, углеводородами или их смесью.

По данным исследований нефтеотдача при применении углекислоты значительно возрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема пласта.

Источниками СО₂ являются отработанные газы тепловых установок (11...13%), побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%).

Закачка СО₂ впервые была осуществлена на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачано 252,5 тыс.куб.м карбонизированной воды с концентрацией СО₂ - 1,7%. Израсходовано 4,1 тыс.т углекислоты. Установлено увеличение охвата пласта заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается на 10...40%.

Возврат углекислоты в виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от закачанной в пласт).

Крупномасштабные работы по закачке СО₂ ведутся на ряде месторождений США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981 г. ведется закачка СО₂ в объеме 570 тыс.куб.м/сут. через 98 нефтяных скважин по пятиточечной сетке. Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика месторождения: глубина пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7м, проницаемость 64·10 кв.мкм, вязкость нефти 1,4 МПа·с, плотность 815 кг/куб.м, пластовая температура 28'С. Давление закачки 13,6 МПа, стоимость СО₂ 46...53 долл. за 1000 куб.м. Эффективность применения СО₂ оценивается дополнительно добытой нефтью, величина которой различна для разных районов и составляет до 12% от начальных геологических запасов.

5.15. Оборудование для осуществления технологий

Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами высокого давления. В частности, промышленность выпускает для этих целей автономные компрессорные станции КС--550, а также газомоторкомпрессоры 10-ГКМ1/55-125 с подачей 24000 куб.м/час и давлением на выкиде 12,5 МПа. Могут быть выбраны и другие типоразмеры, исходя из условий.

Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт теплоносителей является необходимость доставки на забой скважины и продвижения в пласте теплоносителя с высокой температурой, способной воздействовать не только на нефть, но и на породу с целью отделения от нее компонентов, отличающихся высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое для этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из них: а)возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение длительного времени; б) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими потерями.

Технологическая схема системы пароподготовки приведена на рис. 5.21. Она включает в себя следующие узлы: узел водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой в скважину. Скважина оборудуется по схеме приведенной на рис.5.22.

Рис. 5.21. Схема парогенераторнои установки: 1-буферный резервуар; 2-механический фильтр; 3-катионовый фильтр; 4-резервуар; 5-трубопровод; 6-деаэратор; 7-парогенератор; 8-нагнетательная скважина.

Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ) предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение к эксплуатационной скважине.

Отечественная промышленность выпускает для этих целей оборудование типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш.

Рис. 5.22. Схема оборудования скважины при паропрогреве: 1-КТ; 2-пакер; 3, 4-сальник; 5-стойка.

Технологическая схема процесса следующая.

Компрессоры низкого давления подают воздух к компрессорам высокого давления, которые закачивают его в пласт.

Инициирование (зажигание) горения производится электрическими нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель-тросе. В комплект установки входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение 8 скважин.

Закачка окиси углерода требует специальной технологии и оборудования. Учитывая специфику СО₂ (ее агрегатное состояние зависит от давления и температуры), перекачку можно проводить в газообразном (критическая температура более З1⁰С и давление 7,29 МПа) или жидком состоянии (температура минус 15...40°С, давление 2,5 МПа). Особенность закачки окиси углерода состоит также в том, что растворяясь в воде, она образует углекислоту, отличающуюся высокой коррозионной активностью к оборудованию. Эти факторы следует принимать во внимание, проектируя разработку месторождения. Выбор средств перекачки зависит от физического состояния СО₂: для газообразного - компрессоры, для жидкого - насосы.

5.16. Применение мицеллярных растворов

Мицеллярные растворы - смесь диспергированных одна в другой жидкостей, например, углеводорода в воде, нефти в воде и т.д. Повышение нефтеотдачи при применении мицеллярных растворов (МЦР) достигается за счет уменьшения поверхностного натяжения на границе фаз, регулирование вязкости вытесняемой и вытесняющей сред, восстановление проницаемости коллектора и его охват воздействием.

Мицеллярные растворы - термодинамически устойчивые системы с размером частиц 10^-6..10^{-4 мм. Стабилизация} растворов поверхностно-активными веществами придает им устойчивость, они образуют агрегаты (мицеллы), способные удерживать воду.

МЦР могут быть и гидрофильными и гидрофобными, они не коагулируют и не коалесцируют.

Опыты показали, что МЦР успешно применимы в Песчаниках, малоэффективны в карбонатах. Проницаемость ниже 50 кв.мкм для применения МЦР не рекомендуется, остаточная нефтенасыщенность более 20...25%, вязкость от 2...3 до 10...20 МПа-с, предельное содержание солей в пластовой воде 4...5%, температура пласта не более 65...75⁰С

При закачке создают оторочку из МЦР, затем идет волна буферной жидкости.

5.17. Вытеснение нефти растворами полимеров

Применение воды, отличающейся пониженной по сравнению с нефтью вязкостью и, следовательно, высокой подвижностью, вызывает неравномерное продвижение по пласту, образование языков и направленных потоков.

В целях повышения эффективности процесса применяют методы искусственного увеличения вязкости закачиваемой воды путем добавки в воду полимеров.

Получил применение полиакриламид (ПАА), отличающийся хорошей растворимостью в воде и высоким молекулярным весом. Регулируя количество ПАА, можно добиться требуемой вязкости вытесняющего раствора и повышения нефтеотдачи на 7...10%. Концентрация раствора -0,025...0,5%, объем оторочки - не менее 30 % парового пространства.

Критерием эффективности применения полимерного заводнения является количество дополнительно добытой нефти на 1т полимера.

Установлено, что применение загустителей приводит к снижению расхода для заводнения, выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, снижению темпа обводнения.

Промышленное воздействие применялось с 1975 года на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения. Закачку раствора полимера с концентрацией 0,05% вели в пласт с характеристикой нефти - 18 МПа-с, р = 0,886 г/куб.см, обладающей неньютоновскими вязкопластичными свойствами.

5.18. Применение углеводородных растворителей

Физический смысл применения углеводородных растворителей в качестве вытесняющих агентов очевиден: вязкая нефть, парафин, смолы могут быть эффективно растворены, а также отмыты от породы различными растворителями. Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и эффективный растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при котором критериальный показатель - количество дополнительно

извлеченной нефти на 1 т растворителя, был бы максимальным.

Были изучены вытесняющие свойства растворителей - бензола, толуола, этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и других.

рациональным решением применения растворителя является создание оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной жидкостью, например, загущенными полимерами жидкостями.

Известны данные о промышленном применении жидкости РСУО- реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости.

Испытание метода на Сураханском месторождении производилось в течении 1976-77 годов. В нагнетательную скважину была закачана оторочка РСУО из смеси 100 куб.м воды, 2,5т сульфанола и 17 куб.м углеводородного растворителя. Оторочка позволила ликвидировать прорыв воздуха к добывающим скважинам, возникавший при осуществлении ППД с помощью сжатого воздуха. Было получено увеличение добычи нефти.

5.19. Применение щелочного заводнения

Метод закачки в пласт щелочей основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефть -щелочной раствор и преобразования характера смачиваемости породы вытесненным агентом из гидрофобного в гидрофильный.

Раствор щелочи NаОН при концентрации до 0,1 % ведет к увеличению КНО на 10...15%. При контакте с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи образуют натриевые мыла (они снижают поверхностное натяжение фазы) и нефтяные эмульсии. Последние устремляются в зоны повышенной проницаемости, создавая вследствие своей повышенной вязкости (по сравнению с водой) фильтрационные сопротивления и, направляя, таким образом, поток жидкости в зону пониженной проницаемости.

Щелочи могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие доступности и низкой стоимости их закачка более экономична.

Однако применение щелочей не рекомендуется для для
продуктивных пластов, содержащих соли Са и Мg при концентрации более 0,025 г/л, т.к. это может вызвать выпадение осадка. Не следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта.

5.20. Применение поверхностно-активных веществ

(ПАВ)

Существует много проектов закачки ПАВ физические основы действия которых на залежь сводятся к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-порода,
уменьшению вязкости нефти и улучшению ее отмыва от породы. Данные об эффективности ПАВ противоречивы и требуют дальнейших исследований.

5.21. Опыт применения методов повышения нефтеотдачи за рубежом

За рубежом, в частности в США и Канаде приняты специальные правительственные программы по стимулированию методов нефтеотдачи. За счет методов повышения нефтеотдачи (МПН) в США в 1985 г. получено 32,7 млн.т нефти. Приоритетное развитие получили термические методы. программы по стимулированию методов нефтеотдачи. За счет методов повышения нефтеотдачи (МПН) в США в 1985 г. получено 32,7 млн.т нефти. Приоритетное развитие получили термические методы.

Применение МПН может увеличить доказанные запасы США с 3,84 млрд.т, до 9,84 млрд.т.

Из разработанных МПН наибольшее распространение получило заводнение. Оно осуществляется на 20 тыс. объектах, на которые приходится 60% суммарной добычи по стране. Проектный средний коэффициент нефтеотдачи (КНО) составляет 33%. А всего опытные и опытно-промышленные работы по увеличению нефтеотдачи проводятся более чем на 200 месторождениях, в 1986 находились в реализации 642 проекта.

Полимерным заводнением охвачено 6 месторождений, на 4 из которых получены успешные или обнадеживающие результаты, по 2 данных на этот период не было. В технологии преобладает создание отсрочек, очередность и количество которых программируется. Концентрация ПАА в растворе составляет 25...30%. Однако опыт показывает, что эффективность закачки полимеров ниже планируемой. Это объяснено снижением активности полимеров в пласте (разложение).

Не рекомендуется использовать полимеры в пластах с проницаемостью менее 50·10-15 кв.м и с очень высокой проницаемостью.

Высокая цена на полимеры пока ограничивает его применение

Мицеллярно-полимерное заводнение эффективно для заводненных пластов, однако широкому внедрению препятствует высокая сложность и стоимость процесса, чувствительность к температуре, высокая адсорбция в

пористой среде.

ГЛАВА 6.

РЕМОНТ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Различают два вида ремонта скважин - наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, а также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы; замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации (прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта - восстановительный, проводимый с целью устранения отказа - это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (К_э) ^и межремонтный период (МРП). К_э - это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (Т_отр), к календарному периоду (Т_кал). МРП - это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени Т_отр за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

Путями повышения К_э и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, так как требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств и физических усилий. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

рис. 6.1. Диаграмма распределения времени на текущий подземный ремонт скважин.

В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШГН и менее 5% - с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции (рис.6.1): а) транспортные - доставка оборудования на скважину (Т1); б) подготовительные -подготовка к ремонту (Т2);в) спускоподъемные - подъем и спуск нефтяного оборудования (ТЗ); г) операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий (Т4); д) заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке (Т5).

Рассматривая рис.6.1, можно сказать, что основные усилия конструкторов должны направляться на сокращение времени
транспортных операций (они занимают до 50% времени) за счет создания высокоскоростных, высокопроходимых агрегатов, подготовительных операций - за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спуско –подъемных операций за счет создания надежных автоматов для свинчивания - развинчивания труб и штанг.

6.2. Подготовка скважин к текущему ремонту

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с расгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это опасно, как с пожарной, так и с экологической точек зрения.

Рис. 6.2.

ТехнологИческая

схема обвязки

скважины при

глушении:

1-автоцистерна с

"тяжелой жидкостью"

2-насосный агрегат;

3-емкость для

отработанной

жидкости.

Исключение фонтанирования может быть достигнуто двумя путями: первый и широко применяемый - "глушение" скважины (рис.6.2), т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления Р_заб, превышающего пластовое. Второй — применение различных устройств - отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ

Рпа<Рзаб = pqН
(6.3)

где р - плотность жидкости, используемой для глушения; Н - глубина скважины.

В качестве "тяжелых" жидкостей используют воду плотностью до 1190 кг/куб.м, раствор хлористого кальция (СаСl₂.) плотностью до 1400 кг/куб.м, глинистый раствор (p= 1200... 1300 кг/куб.м).

Предпочтительным являются жидкости, не имеющие в своем составе нерастворимых компонентов, обладающих низкой проникающей способностью в пласт и легко извлекаемых из пласта.

После «глушения» можно приступать к демонтажу устьевой арматуры и подъему оборудования.

6.З. Технология спуско - подъемных операций с трубами и штангами

Спуско -подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях - инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.