
- •Глава 1 Планування й організація підземного ремонту свердловин 11
- •Глава 2. Підготовка свердловин до ремонту. Завершальний комплекс робіт 87
- •Глава 3. Обладнання та інструмент для підземного ремонту свердловин 291
- •Глава 1 планування й організація підземного ремонту свердловин
- •1Класифiкацiя фонду свердловин та показники ефективностi його використання
- •1.1Класифiкацiя фонду свердловин
- •1.2Показники ефективностi використання фонду свердловин
- •1.3Шляхи зменшення втрат видобутку нафти і газу із-за ремонтів свердловин
- •2Причини та класифiкацiя ремонтiв свердловин
- •2.1Причини і види зношування свердловин та експлуатаційного устаткування
- •2.2Причини ремонту свердловин
- •2.3Класифiкацiя ремонтних робiт у свердловинах
- •3Система управлiння пiдземним ремонтом свердловин
- •3.1Служби ремонту свердловин
- •3.2Джерела фiнансування пiдземного ремонту
- •3.3Планування ремонтних робiт
- •3.4Органiзацiя виконання робiт з ремонту свердловин
- •3.5Оцiнка якостi виконання ремонту
- •3.5.1.Методика оцінки і показники якості
- •3.5.2.Методика підрахунку технологічної ефективності від впровадження організаційно-технічних заходів
- •3.5.3.Методика підрахунку прибутку від впровадження робіт з інтенсифікації видобування
- •3.5.4.Методика підрахунку прибутку від вдосконалення технології і техніки капітального ремонту свердловин
- •3.6Аналiз I коректування виконання ремонтних робiт
- •3.7Стимулювання якостi I кiлькостi ремонтiв
- •3.8Контроль I облiк у процесi ремонту свердловин
- •4Планування об`ємiв робiт з поточного ремонту нафтових I газових свердловин
- •4.1Методика визначення об`ємiв ремонтних робiт за коефiцiєнтом частоти ремонтiв
- •4.2Методика визначення об`єму ремонтних робiт за мiжремонтним перiодом
- •5Визначення оптимальної кількості ремонтних бригад
- •5.1Методика на основі аналізу балансу використання календарного фонду часу ремонтних бригад
- •5.2Методика на основі аналізу балансу сумарних економічних витрат
- •5.3Методика на основі застосування теорії масового обслуговування
- •6Методика оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
- •6.1 Мета оперативного планування
- •6.2Зміна дебіту свердловини в часі
- •6.3Розподіл свердловин за групами ремонтів
- •Свердловини, які економічно доцільно ремонтувати тільки після повного зносу насоса;
- •Свердловини, на яких економічно доцільно проводити планово-попереджувальні ремонти.
- •Qo qomin – рекомендується ремонтувати свердловину після повного зносу насоса (перша група);
- •6.4 Визначення економічно доцільних термінів проведення планово- попереджувальних ремонтів
- •6.5Встановлення черговості проведення поточних ремонтів
- •6.6Порядок оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
- •Контрольні питання
- •Глава 2. Підготовка свердловин до ремонту. Завершальний комплекс робіт
- •2.1. Послiдовнiсть робiт з ремонту свердловин та їх реґламентація
- •2.1.1. Послiдовнiсть робiт з поточного ремонту свердловин
- •2.1.2. Послiдовнiсть робiт з капiтального ремонту свердловин
- •2.1.3. Реґламентація робiт з капiтального ремонту свердловин
- •2.2. Пiдготовчий та завершальний комплекси робiт з пiдземного ремонту свердловин
- •2.2.1. Пiдготовчий комплекс робiт з пiдземного ремонту
- •2.2.2. Завершальний комплекс робiт
- •2.2.3. Усунення негерметичностi обладнання гирла свердловини
- •2.3 Глушiння свердловин
- •2.3.1 Мета і способи глушіння свердловин
- •2.3.2 Вимоги до рідин глушіння
- •2.3.3 Рідини глушіння на водній основі
- •2.3.3.1 Водні рідини глушіння без твердої фази
- •2.3.3.2 Водні рідини глушіння з твердою фазою
- •2.3.3.3 Регулювання фільтраційних властивостей водних рідин глушіння
- •2.3.4 Рідини глушіння на вуглеводневій основі
- •2.3.5 Буферні блокувальні рідини
- •2.3.5.1 Блокувальні системи на водній основі
- •2.3.5.2 Блокувальні системи на вуглеводневій основі
- •2.3.5.3 Блокувальні інвертні крейдові дисперсії
- •2.3.6 Рідини глушіння свердловин і буферні рідини на основі крохмале-сольових гелів
- •2.3.7 Вибирання рідини глушіння і блокувальної рідини
- •2.3.8 Технології приготування рідин для глушіння свердловин
- •2.3.9 Технології глушіння свердловин
- •2.3.10 Особливості глушіння свердловин, продукція яких містить сірководень
- •2.3.11 Розрахунки, пов’язані з глушінням свердловин під час здійснення ремонтних робіт
- •1. Розрахунок тиску на вибої свердловини, яка простоює
- •2. Визначення густини рідини глушіння
- •3. Оцінка відносного тиску в системі пласт - свердловина
- •3. Визначення зниження тиску у свердловині після підняття із неї колони труб
- •4. Типовий розрахунок процесу підготовки і закачування розчину для глушіння свердловини
- •2.4 Дослiдження свердловин та обстеження їх стовбурів
- •2.4.1. Гiдродинамiчнi дослiдження негерметичностi експлуатацiйної колони
- •2.4.2 Промислово-геофізичні дослідження
- •2.4.3 Обстеження стовбура свердловини
- •2.5 Освоєння свердловин
- •2.5.1 Освоєння нафтових свердловин
- •2.5.2 Особливості освоєння газових свердловин
- •2.5.3 Особливості освоєння горизонтальних свердловин
- •2.5.4 Особливості освоєння морських свердловин
- •2.5.5 Особливості освоєння нагнітальних свердловин
- •2.5.6 Вибирання допустимої величини депресії тиску під час викликання припливу
- •2.6 Вимоги з техніки безпеки під час виконання підготовчих і завершальних робіт
- •2.6.1 Вимоги з техніки безпеки під час виконання вантажно-розвантажувальних робіт і транспортування обладнання
- •2.6.2 Вимоги з техніки безпеки під час здійснення підготовчих робіт біля свердловин та експлуатації обладнання
- •2.6.3 Вимоги з техніки безпеки в процесі здійснення промислово-геофізичних і вибухових робіт
- •2.6.4 Техніка безпеки в процесі освоєння свердловин
- •Контрольні питання
- •Глава 3 обладнання та iнструмент для пiдземного ремонту свердловин
- •3.1 Класифiкацiя комплексу ремонтного обладнання та iнструменту I схема його розмiщення в робочiй зонi
- •8. Агрегати для механiзацiї ремонтних I промислових робiт.
- •3.2 Пiднімальне обладнання
- •3.2.1 Вежi I щогли
- •3.2.2 Пiднімальнi механiзми
- •3.2.3 Талева система
- •3.2.4 Вибiр та експлуатацiйнi розрахунки пiднімального обладнання
- •3.3 Обладнання, яке використовується для обертання iнструменту
- •3.4 Противикидне обладнання
- •3.5 Обладнання для здiйснення технологiчних процесiв та операцiй
- •3.5.1 Насоснi устатковання
- •3.5.2 Обладнання для цементування та змішування компонентів
- •3.5.3 Автоцистерни
- •3.5.4 Пересувнi компресорнi устатковання
- •3.6 Обладнання для здiйснення допомiжних операцiй
- •3.6.1 Труби
- •3.6.1.1 Насосно-компресорнi труби
- •3.6.1.2 Бурильнi труби
- •3.6.1.3 Обсаднi труби
- •3.6.1.4 Розрахунки труб
- •3.6.2 Пакери, якори і роз’єднувачі колон
- •3.7 Агрегати для механiзацiї ремонтних I промислових робiт
- •3.7.1 Пересувний агрегат для пiдготовчих робiт з ремонту свердловин
- •3.7.2 Агрегати для встановлення анкерiв
- •3.7.3 Промисловi самонавантужувачi
- •3.7.4 Трубовози I штанговоз
- •3.7.5 Агрегат обслуговування пiднімальних устатковань
- •3.7.6 Механiзацiя під час роботи з обладнанням устатковань електровiдцентрових насосiв
- •3.7.7 Інші агрегати й устатковання
- •3.8 Засоби малої механiзацiї ремонтних робiт
- •Контрольні питання
2.3.3.3 Регулювання фільтраційних властивостей водних рідин глушіння
Фільтраційні властивості рідин глушіння на водній основі (в першу чергу чистих розсолів) регулюють шляхом зменшення густини рідини глушіння (для зменшення гідростатичного тиску на пласт); підвищення в’язкості рідини додаванням полімерних загущувачів; введенням твердих частинок-кольматантів (для тимчасового закупорювання пор продуктивного пласта). Основним способом запобігання надходження водної фази в пласти є використання полімерних систем на основі розчинів солей з регульованими фільтраційними та реологічними властивостями.
Додатки, які регулюють в’язкість розсолів, не повинні втрачати своїх властивостей у присутності електролітів або через забруднення рідини; повинні легко розчинятися в порах пласта і на вибої свердловини з застосуванням традиційних методів (кислотне оброблення і т. д.); повинні забезпечити стабільну в’язкість розчину при зміні температури. За рахунок підвищення в’язкості надходження рідини до пласта-колектора значно зменшене, а за певної концентрації реагентів майже повністю усунено.
Підвищення в’язкості розсолів забезпечують такі додатки природних і синтетичних органічних колоїдів:
крохмалі-полісахариди, виділені із харчових продуктів (картоплі, рису, пшениці, кукурудзи), частково розчинні у воді, але недостатньо термотривкі;
карбоксилметилцелюлоза (КМЦ) – похідні целюлози, що розрізняються за ступенем полімеризації, концентрації і чистоти, менш чутливі до температури, не піддаються ферментації; її ефективність знижується з підвищенням мінералізації рідини;
карбоксиметилгідроксиетилцелюлоза (КМГЕЦ) і гідроксиетилцелюлоза (ГЕЦ) – похідні целюлози, які розчинні в 15% соляній кислоті;
біополімери – утворюються під час бактеріальної ферментації гідрату вуглецю; розчинні в прісній і соленій водах; дають завислі колоїди;
гуми – полімери натуральної гуми; практично не застосовуються через необхідність просіювання і значний негативний вплив на пласт;
синтетичні полімери – поліакриламід (ПАА), поліоксиетилен (ПОЕ); мають добру загущувальну здатність.
Рослинна смола (гуар) підвищує в’язкість розчину хлориду натрію NaCl, але при цьому має місце погіршення фільтраційних властивостей порід внаслідок гідролізу гуарової смоли під дією ферментів чи кислоти з утворенням до 3% нерозчинного осаду.
Ксантогенова смола забезпечує низьку фільтрацію рідини в пласт і добру носійну здатність розчинів з низьким вмістом іонів кальцію і є кислоторозчинним полімером.
Ксантанова гума (високомолекулярний полімер ХС), яка виробляється бактеріями, є загущувачем і стабілізувальним агентом для більшості рідин глушіння, в т.ч. систем з твердими кольматантами, термостабільна при температурах до 120-135°С (з використанням спеціальних додатків – до 150°С).
Синтетичні аніонні полімери (натрієвий ПАА, ПОЕ) не впливають негативно на пласт, але в присутності кислоти переходять у водонерозчинну форму.
Найчастіше в полімерних системах на основі розчинів солей використовуються гідроксиетилцелюлоза (ГЕЦ), деякі форми модифікованого крохмалю, полімери. Якраз ці реагенти забезпечують необхідні властивості рідин в умовах високої концентрації полівалентних іонів, але в Україні подібні реагенти поки що не виробляються. Можна регулювати фільтраційні та реологічні властивості рідин на основі броміду кальцію модифікованим крохмалем, оксиетилцелюлозою (ОЕЦ), а також їх комбінацією з КССБ. Застосування лужного крохмалевого реагенту в таких системах неможливо через неминуче зменшення густини розчинів.
Вимогам, що ставляться до загущувачів розсолів, найбільшою мірою відповідають ГЕЦ та її модифікації. ГЕЦ у товарній формі – незлежуваний, дрібно диспергований, нетоксичний продукт білого кольору, повністю розчинний у воді. Водні розчини ГЕЦ псевдопластичні, але не тиксотропні. Найбільша в’язкість з найменшими витратами отримується при використанні ГЕЦ високої молекулярної маси під назвою “Селлосайз”QP-100 M, хімічна модифікація якого робить його тимчасово нерозчинним у воді. В цьому випадку не відбувається злипання частинок полімера, утворення труднорозчинних грудок, немає потреби в застосуванні спеціальних технологічних прийомів розчинення. Розчини з додатками ГЕЦ термотривкі до 120-135°С, а з використанням спеціальних реагентів – до 150°С. Для кращого розчинення ГЕЦ величини показника рН рідини повинні бути в межах 6,5-8, бо при рН < 3 в розчині відбувається зниження в’язкості через гідроліз полімера. Швидкість гідратації ГЕЦ залежить від вхідної густини розсолу. Так, загущення розсолів густиною до 1620 кг/м3 відбувається за кімнатної температури, але для загущення розсолів більшої густини, що містять броміди кальцію і цинку, необхідні нагрівання і безперервне перемішування.
ГЕЦ діє в розсолах як ПАР, викликаючи спінювання рідин, що вимагає використання піногасних або пінопопереджувальних агентів. Наприклад, суміш полімер-вуглекислий кальцій треба обробити піногасником на спиртовій основі в кількості 0,07-0,14 кг/м3. ГЕЦ, як і всі полімери на основі целюлози, піддається ферментативному розкладанню. Якщо проводяться короткотривалі ремонтні роботи, то не потрібні які-небудь додаткові заходи, а під час капітального ремонту в розчин необхідно вводити біоциди: формальдегід, хлорований фенол або фенілоцтову ртуть. Ефективним засобом боротьби з усіма видами бактерій, в т.ч. і з сульфатвідновлювальними, є параформальдегід.
Гідролізатором ГЕЦ можуть бути ферменти целюлози і соляна кислота. Перевага віддається кислоті, оскільки наявність ферментів може призвести до подальшого забруднення розчинів. Розкладання ГЕЦ у важких розсолах досягається введенням речовин, які містять окислювачі або генератори вільних радикалів (гіпохлоріти, персульфати), але при цьому не повинен утворюватися вільний бром.
Разом з тим на основі лабораторних та промислових досліджень доведено, що полімери можуть зменшувати проникність привибійної зони. Причиною погіршення продуктивних характеристик є адсорбція полімерів на стінках каналів фільтрації флюїдів і зменшення внаслідок цього їх ефективного діаметра. Зокрема, виявлено негативний вплив ПАА, закупорювальну роль КМЦ, зменшення проникності пласта желатиноподібними або крохмалевими реагентами, негативний вплив на проникність кернів навіть таких розповсюджених у закордонній практиці закінчування свердловин реагентів, як гуарова смола та ГЕЦ. Тобто майже всі реагенти в тій чи іншій мірі зменшують проникність порід. У той же час світовий досвід переконує, що погіршення колекторських властивостей внаслідок діяння полімерів не може зрівнятися з тими перевагами, які одержуються внаслідок їх застосування. Навіть за умови проникнення сольового розчину, який стабілізовано полімерами, у поровий простір пласта, коефіцієнт відновлення проникності для нафти становить 80-85%, в той час, коли при застосуванні води він сягає лише 50-60%. Саме тому полімерні сольові розчини сьогодні найбільше застосовуються провідними нафтогазовидобувними компаніями. Разом з цим вживаються певні заходи щодо зменшення їх негативного впливу.
Для регулювання фільтраційних властивостей чистих розсолів густиною 1090-2300 кг/м3 можна застосувати як загущувач також низькомолекулярну азотисту сполуку, яка, на відміну від полімерів, зумовлює граничне підвищення в’язкості розсолів без утворення грудок протягом 3-5 хв., а розчини, що її містять, дають незначне і короткотривале зниження проникності пласта, яке значно менше порівняно з ГЕЦ.
Застосування крохмалю як реагента-стабілізатора під час проведення робіт з ремонту свердловин забезпечується його високими інгібувальними властивостями та здатністю загущувати і стабілізувати висококонцентровані розсоли полівалентних солей. Прикладом позитивного впливу крохмалю на колекторські властивості порід можуть бути результати розкриття продуктивних пластів Надвірнянського нафтопромислового району. Найбільш ефективною для оброблення розчинів в аспекті збереження ємнісно-фільтраційних властивостей колекторів є комбінація КМЦ з крохмалем. Оброблення розчинів вугільно-лужним реагентом (ВЛР), КССБ та комбінацією КССБ з КМЦ не забезпечують збереження ємнісно-фільтраційних властивостей пластів і не рекомендуються для застосування.
Звідси можна зробити висновок, що найдоцільніше регулювати фільтраційні властивості водних рідин глушіння шляхом:
використання нетиксотропних рідин з псевдопластичними властивостями, що сприяє їх вилученню з пластів;
уникання застосування реагентів, які утворюють нерозчинні сполуки з пластовою водою або породою;
використання полімерів, схильних до хімічного або біологічного розкладання.