Технології освоєння видобувних свердловин.
Освоєння свердловини - це комплекс технологічних операцій за викликом припливу пластового флюїду, очищення ПЗП і досягнення продуктивності, що відповідає природному проникності пласта. Всі операції за викликом припливу і освоєння свердловини зводяться до створення на її забої депресії, тобто тиску нижче пластового. Причому в стійких колекторах ця депресія повинна бути досить великою і досягатися швидко, в пухких колекторах, навпаки, невеликий і плавною. Можливі 2 шляхи виклику припливу: зменшення щільності стовпа рідини (заміна рідини, компресорний метод) і зменшення висоти стовпа рідини (тартаном, поршневаніе, глибинні насоси).
- тартаном - це витяг зі свердловини рідини желонкою, що спускається на тонкому канаті за допомогою лебідки. Це малопродуктивний, трудомісткий спосіб. Під час роботи запірна арматура не може бути закрита, в результаті немає можливості оперативно зупинити раптове фонтанування.
- поршневаніе - витіснення стовпа рідини з НКТ на поверхню за допомогою Свабі - труби малого діаметра з клапаном, в нижній частині відкривається вгору. Поршневаніе в 10-15 разів продуктивніше тартаном. За один спуск-підйом рівень може бути знижений на 100-150 метрів. Існує небезпека несподіваного викиду.
- заміна свердловини рідини на легшу - створює плавне збільшення депресії на пласт. Зниження забійного тиску пропорційно різниці щільності свердловини і витісняє рідини. Використовується в колекторах добре піддаються освоєнню. Неможливо створення глибокої депресії.
- компресорний метод - закачка газу в затрубний простір, що призводить до відтискування рідини до черевика НКТ або пускового отвору, газування рідини в НКТ і плавного зниження забійного тиску. Глибина депресії обмежується можливостями компресора. Один з основних способів освоєння газліфтних свердловин.
- прокачування газорідинної суміші - здійснюється заміна свердловиною рідини газованої сумішшю щільність, якої поступово зменшується до 300-400 кг / м3. Застосовується при нормальних пластових тисках. Для попередження спливання бульбашок газу і зниження ефективності методу швидкість рідини в свердловині повинна бути більше 0,8 м / с, тому часто ГЖС закачують ч / з НКТ.
- відкачка глибинними насосами. Застосовується при нормальних і низьких пластових тисках. Ефективний у випадках коли свердловина не потребує глибоких і тривалих депресіях для очищення ПЗП.
Способи регулювання подачі і напору УЕЦН.
Продуктивність УЕЦН регулюється:
1. Методом штуцірованія (на гирлі свердловини) - створення гирлового противодавления з метою зменшення подачі за рахунок напірних характеристик насоса.
2. За допомогою перетворювача частоти:
- дозволяє в широкому діапазоні регулювати продуктивність і напір УЕЦН за рахунок зміни частоти обертання ПЕД,
- здійснювати плавний контрольований пуск ПЕД, що дозволить продовжити термін служби УЕЦН за рахунок зниження електричних навантажень на кабель і обмотки двигуна,
- при виведенні УЕЦН на режим на частотах менше 50 Гц значно зменшити споживану потужність двигуна, що знижує ймовірність його перегріву при відсутності або недостатньому припливі з пласта.
Продуктивність (Q) УЕЦН знаходиться в прямій залежності від частоти змінного струму, що подається на обмотки двигуна
Q2 = Q1 (f2 / f1), де f1 стандартна частота 50Гц, f2 - змінна частота, Q1 - продуктивність при стандартній частоті.
Напір (Н) УЕЦН знаходиться в квадратичної залежності від частоти змінного струму
пласта, тим менше конусообразованіе.
1. Метод підбору УЕЦН для нафтових свердловин.
Під підбором УЕЦН розуміється визначення типорозміру установки, що забезпечує задану видобуток пластової рідини з свердловин при оптимальних робочих показниках (подачі, напорі, потужності, напрацювання на відмову, ККД та ін.)
Методика підбору грунтується на наступних показниках:
· Коефіцієнт продуктивності даної свердловини (за результатами гідродинамічних досліджень свердловини);
· Тиску - пластовий, тиск насичення;
· Обводнення продукції, що видобувається;
· Концентрації виносяться частинок.
Методика підбору ґрунтується на законах фільтрації пластового флюїду в пласті і ПЗП, руху водо-газо-нафтової суміші по обсадної колоні і НКТ, на залежностях гідродинаміки ЕЦН, точкові значення температури рідини і елементів ЕЦН.Общая методика підбору виглядає след.образом:
-За законами розгазування (тек.давленія і тиску насичення, температури, коефіцієнтів стисливості газу, нафти, води) потоку пластової жид-ти і за законами відносного руху окремих складових цього потоку по обсадної колоні на ділянці «забій - прийом насоса» определ-ся необхідна глибина спуску насоса і тиск на прийомі ЕЦН, що забезпечують нормальну роботу УЕЦН. При підборі глибини спуску враховуються гранично допустимі відхилення осі свердловини від вертикалі і темп набору кривизни (Інклінометрія).
-За глибиною підвіски, типорозміру обсадних колон, НКТ і по планованому дебіт, обводнення, газовим фактором, в'язкості і щільності пласт.жід-ти і гирловим умов визначають необхідний напір ЕЦН.
-За план.дебіту і натиску робиться підбір ЕЦН, робочі харак-ки яких близькі до розрахункових, з урахуванням переведення «водяних» напірних хар-к на реальні дані пластової жид-ти.
-За характеристиками ЕЦН підбирається відповідний ПЕД, кабель, наземне обладнання (СУ і трансформатор).
1. Технологія глушіння свердловин.
Під глушінням свердловини розуміється комплекс робіт по заміні свердловини рідини на рідину глушіння, спрямованих на припинення припливу рідини з пласта. При глушіння свердловини основним завданням є вибір рідини глушіння і її фізичні і хімічні параметри.
Ж-ть глушіння крім необхідної щільності повинна бути однорідною і відповідної в'язкості не повинна знижувати проникність ПЗП, не повинна надавати корозест-го і абразивного дії на ремонтно - експл-е про-вання, не вступати в хім.реакцію з породою пласта і утворювати тверді опади, не замерзати взимку, не бути токсичною, вибуху - пожерте небезпечною, дорогий і диф - ної, повинна зберігати колекторські властивості продуктивного пласта з метою подальшого швидкого освоєння. Використовуються пластова вода, водний розчин хлористого кальцію і глинистий розчин (для глушіння скв з високим Рпл. + Низькі ФЕС, + обмежене корозійний вплив на метал, + відсутність хім.взаімодействія з породою пласта. До недоліків: -наявність хутро. утворених домішок; підвищена в'язкість,-здатність легко насичуватися газом і погано дегазувати, -замерзаніе при низьких т-турах). Основними компонентами рідини глушіння є:
- солі - для зниження інтенсивності набухання глин;
- полімери і гідрофобізуючі ПАР - підвищення в'язкості і зниження фазової проникності по воді для запобігання поглинання рідини;
- тверда дисперсна Кислоторозчинні фаза (напр. Мел) - теж, тільки для високопроникних колекторів;
- інгібітори корозії і інгібітори солеотложенія.
Щільність ж-ти глушіння (для Рзаб> Рплна 5-10%): r = (Рпл + (3 ... 5) * 10 5 / Н. Де Рпл пластовий тиск, (3..5) протидія на пласт, Н - відстань від гирла до продуктивного пласта по вертикалі.
Ж-ти для глушіння скв на водній основі надають блокуючу дію на пласт, що призводить до збільшення термінів освоєння скв і падіння темпів видобутку нафти. Збереження колекторських св-в пласта при глушіння скв. може бути забезпечено використанням в якості ж-ти глушіння гідрофобно - емульсійних розчинів тобто на розчинах зворотного емульсії.
Глушіння свердловин може проводитися прямим і зворотним способом. При прямому способі, рідина глушіння закачується через НКТ, при зворотному - в затрубний простір.
Процес глушіння (в межах одного циклу) повинен бути безперервним. Глушіння застосовують для проведення ремонтних робіт в скв, для їх консервації та ліквідації. Фонтанні скв глушать за один цикл. Подають в засурмили ж-ть глушіння. Насосні - 2 циклу. Перший цикл - розраховують ж-ть глушіння по щільності, потім прокачують ч / з ОК. При появі ж-ти глушіння на гирлі скв закривають на 4 години. Після 4 годинника також закачують ж-ть глушіння. Повинен бути запас 3-4 м3 ж-ти глушіння, тому що при піднятті насоса з скв вивільняється займаний ним об'єм.
Ознакою закінчення глушіння свердловини є відповідність щільності рідини, що виходить зі свердловини щільності рідини глушіння, при цьому обсяг прокаченной рідини глушіння повинен бути не менше розрахункової величин
Технології попередження і видалення АСПО в свердловинах, обладнаних УШСН.
1.Прімененіе труб з внутрізащітнимі покриттями (лаки, емалі, Футерування труб склом - заскловування.) (Превентивні методи),
2. хімічні - ПАР, інгібітори парафінових відкладень, модифікатори в рідкому і твердому стані, депрессатори,
3.тепловие - (періодична закачування в затрубний простір свердловин гарячої нафти, газоконденсату, перегрітої пари або пароповітряної суміші),
4. фізичні - створення постійних магнітних полів, електроіскрових впливів. Установка електронагрівальних кабелів.
Видалення АСПО може бути здійснено самими різними методами, серед яких виділяються:
1. Теплові - промивка свердловинного обладнання гарячої нафтою, створення локального теплового потоку за допомогою глибинних електронагрівачів або високочастотного електричного поля;
2. Хімічні - видалення розчинниками і розчинами ПАР;
3. Фізичні - руйнування ультразвуковим впливом
4. Біологічні - ліквідація за допомогою аеробних і анаеробних бактерій.
5 механічні - парафін зі стінок труб періодично видаляється спеціальними скребками і виноситься потоком рідини, видалення парафіну під час чищення апаратів. Існує метод депарафінізації за допомогою пластинчастих скребків. Скребки кріплять хомутами до штангах на відстані один від одного не більше довжини ходу плунжера. Ширина скребка на 5-8мм менше діаметру НКТ. Насосні установки обладнають штанговращателем. Колони штанг з укріпленими на них скребками при кожному ході вниз зрізають парафін зі стінок труб.
Технології попередження і видалення АСПО в свердловинах, обладнаних УЕЦН.
1.Прімененіе труб з внутрізащітнимі покриттями (лаки, емалі, Футерування труб склом - заскловування.) (Превентивні методи),
2. хімічні - ПАР, інгібітори парафінових відкладень, модифікатори в рідкому і твердому стані, депрессатори,
3.тепловие - (періодична закачування в затрубний простір свердловин гарячої нафти, газоконденсату, перегрітої пари або пароповітряної суміші),
4. фізичні - створення постійних магнітних полів, електроіскрових впливів. Установка електронагрівальних кабелів.
1. Механічний, при якому, парафін зі стінок труб періодично видаляється спеціальними скребками і виноситься потоком рідини, видалення парафіну під час чищення апаратів.
2. Тепловий, при якому, відбувається періодична закачування в затрубний простір свердловин гарячої нафти, перегрітої пари або пароповітряної суміші і електричний прогрів труб. Підігрів нафти здійснюється в мерниках перегрітою парою від ППУ. Недоліком методу є необхідність зупинки свердловини.
3.Метод пружних коливань. прийнятний для боротьби з відкладеннями парафіну в викидних лініях невеликої довжини і то, за умови створення вібраційних пластин з вельми високоміцних сталей. Було встановлено, що пружні коливання, що створюються генераторами, не досягають ультразвукових частот, лежать в звуковому діапазоні, і що запобігання відкладення парафіну пов'язане з вібраційними коливаннями самої труби, а не з коливаннями, що виникають в газонафтовому потоці. Для отримання високих частот потрібна велика потужність, що не завжди є в газонафтовому потоці експлуатаційних свердловин. Метод не може бути перспективним, і область його застосування обмежується порівняно вузьким діапазоном умов.
4. Хімічний метод, при якому парафін відбувається видалення смолопарафінових відкладень за допомогою органічних розчинників і водних розчинів різних композицій ПАР;