Метод поправочного коефіцієнта ф.А.Трєбіна, г.В.Щербакова
Розглядаючи процес відновлення вибійного тиску, який базується на використанні рівняння для тиску навколо точкового джерела у нескінченному пласті і вводячи приведене відновлення тиску p*в(t) = Zpв(t), що відрізняється від pв(t) та наближує реальну криву відновлення вибійного тиску (при наявності неминучого припливу після зупинки свердловини) до теоретичної.
Використовують
емпіричний поправочний коефіцієнт
значення
якого в міру зростання часу наближується
до одиниці.
Поправочний
коефіцієнт Z
визначають за формулою
де
Q
– дебіт свердловини перед зупинкою,
м3/с.
Отже, побудувавши криву відновлення тиску в координатах Zpв(t) - ln t – для нафтового пласта або у координатах Zp2в(t) - ln t – для газового пласта отримаємо пряму, за нахилом якої до осі абсцис i та відрізку, що вона відсікає на осі ординат A, знаходимо гідродинамічні параметри:
для
нафтового пласта
для
газового пласта
58. Прилади спускають у свердловини без зупинки їхньої роботи. Оскільки доступ до вибою через НКТ(насосно-компресорні труби) можливий у фонтанних і газліфтних свердловинах, на устях яких завжди є тиск, іноді дуже значний, то вимірювальні прилади в діючу свердловину спускають через лубрикатор який складається з корпуса , що встановлюється на верхній фланець буферної засувки устьової арматури свердловини. Розміри корпуса мають бути достатніми для розміщення в ньому приладу, який спускається . На верхньому кінці корпуса є чепцевий пристрій і кронштейн , який утримує напрямний ролик . Лубрикатор має спускний краник та зрівноважувальний відвід .
Лубрикатор встановлюють при закритій засувці без порушення режиму фонтанної чи газліфтной свердловини, нафта з якої надходить безупинно в бічний відвід . Перед спуском приладу в свердловину відкручується чепцева кришка , через яку протягується кабель або дріт.
Глибинний прилад із приєднаним дротом опускають в корпус лубрикатора, після чого загвинчують чепцеву кришку . Дріт заправляється на напрямний ролик і йде до барабана піднімальної лебідки транспортованої на автомашині.
Після зарядки лубрикатора відкривається засувка , тиски зрівнюються; після чого прилад спускають у свердловину. Довжина змотаного з барабана дроту або кабелю вимірюється спеціальним вимірювальним роликом, з'єднаним з лічильником, який показує глибину спуску приладу. Після вимірів прилад витягується у зворотному порядку. Спочатку він вводиться в корпус лубрикатора, потім закривається засувка і після зрівноважування тиску за допомогою крана відкривається чепцева кришка і прилад витягується на поверхню.
Для насосної експлуатації є малогабаритні лубрикатори. Часто викликає утруднення, тому що зустрічний потік рідини через гідравлічні опори, зумовлені наявністю приладу, перешкоджає його спуску. У подібних випадках до глибинних приладів підвішують вантажну штангу. При дуже великих дебітах, перед спуском приладу, прикривають викидну засувку регульованого штуцера, при цьому зменшуючи дебіт до такого, при якому спуск приладу стає можливим. Після спуску приладу нижче башмака НКТ, де швидкість висхідного потоку мала, роботу свердловини знову переводять на колишній режим. Однак таке порушення може відбитися на вимірюваних параметрах, тому після такої операції свердловині необхідно дати можливість вийти на сталий режим.
Багато свердловинних приладів (манометри, термометри, пробовідбірники) мають автономну реєстрацію вимірюваних параметрів усередині самого приладу. Такі апарати спускаються на сталевому (з міцної тигельної сталі) дроті діаметром 1,6-2,2 мм. Дріт не повинен мати скруток і спайок, тому що має безперешкодно проходити через сальник лубрикатора. Усі прилади з дистанційною реєстрацією показань і дебітоміри з дистанційним керуванням розкриття і закриття пакера спускаються на тонкому електричному кабелі.
Свердловинні дослідження здебільшого полягають у вимірах вибійних тисків за допомогою манометрів. Існує багато типів свердловинних манометрів, але найпростішим і найрозповсюдженішим є манометр свердловинний геліксний (МГН-2) з автономною реєстрацією . Чуттєвим елементом у цьому манометрі є багатовиткова пустотіла плоска пружина-гелікс , заповнена під вакуумом легкою олією. При тискові всередині пружини кожен виток, як і в звичайному манометрі, розвертається на деякий кут навколо вертикальної осі. Останній верхній заглушений виток повертається на кут, який дорівнює сумі кутів повороту всіх витків. На верхньому витку закріплене легке дряпаюче перо, кут повороту якого пропорційний тиску. Нижній кінець геліксної пружини з’єднується із сильфоном (еластична металева гармошка), яка виконує роль роздільника рідин. Сильфон також заповнений олією. Він омивається свердловинною рідиною, тиск якої без втрат передається через сильфон рідини всередині гелікса.
Реєструюча частина складається з наступних елементів. Годинниковий механізм приводить в обертальний рух ходовий гвинт , який передає каретці рівномірний поступальний рух. Тому вертикальне переміщення каретки пропорційне часу, який пройшов з моменту пуску годинникового механізму на поверхні перед герметизацією приладу.
Усі деталі манометра, за винятком сильфона, розміщені в міцному герметичному корпусі , всередині якого зберігається атмосферний тиск. Камера, в якій розміщений сильфон, з’єднується через отвір із зовнішнім середовищем. Часто в нижній частині приладу в спеціальній камері міститься звичайний максимальний термометр для реєстрації температури на вибої свердловин і внесення температурних виправлень у показання манометра.
На внутрішній стороні каретки (стакана) закладається бланк із спеціального паперу, на якому вістря дряпаючого пера, залишає тонкий слід при надзвичайно малому терті. Перо пише дугу, пропорційну тискові. При цьому каретка безупинно переміщається. Отже, на паперовому бланку залишається запис у координатних осях р і t (тиск і час). Розшифровка запису, тобто вимір ординат (р), здійснюється на оптичних столиках з мікрометричними гвинтами.
Свердловинні манометри повинні мати невеликий діаметр і практично необмежену довжину. В той же час вони повинні мати велику точність вимірів, тому що не так важливо знати точний абсолютний тиск, як важливо точно знати зміну цього тиску при вимірі, наприклад, депресії або при знятті кривої відновлення тиску.
Є манометри так званого поршньового типу МГП , чуттєвим
елементом у яких є шток-поршень, розтягнутий пружиною Диференціальний манометр призначений для точнішого вимірювання тиску в свердловині, починаючи із заданої величини, яка залежить від тиску зарядки вимірювальної камери приладу. В принципі це той же поршневий манометр, у верхній камері якого не атмосферний тиск, а тиск зарядки.
Малогабаритні манометри. Існує велика кількість так званих малогабаритних свердловинних приладів для гідродинамічних досліджень в свердловинах. Зовнішній діаметр таких приладів 18-22 мм. Довжина від 0,7 до 2 м. Ці прилади створені для вимірювання через кільцевий простір між обсадною колоною і НКТ.
Принцип вимірювань - перетворення витрат рідини, яка протікає, в електричні імпульси, частота яких пропорційна витраті.
Реєсруючими параметрами є тиск на глибині спуску приладу, температура, витрата рідини, співвідношення нафти і води в потоці, місце розташування порушень суцільності металу труб.
59)Свердловинні дебітометричні дослідження
При видобутку нафти і газу дуже рідко приходиться експлуатувати однорідні, монолітно насичені нафтою пласти.
Для видобутку нафти і розробки нафтового родовища необхідно знати: інтервали, які віддають продукцію, частку працюючих інтервалів від загальної товщини пласта; поглинаючі інтервали в нагнітальних свердловинах; розподіл закачуваного агента по інтервалах; пайова участь пропластків у сумарній продукції свердловин; розподіл інтенсивності припливу або поглинання уздовж інтервалу розкриття; склад продукції, який надходить у свердловину з того чи іншого інтервалу; ступінь виробленості запасів нафти з окремих пропластків, розкритих загальним фільтром, ступінь компенсації закачуванням відібраної нафти; необхідність впливу на привибійну зону свердловини для стимулювання віддачі або поглинання пластів, а також результати впливу, параметри окремих пропластків; частку працюючих інтервалів від загальної товщини пласта або пропластка; поглинаючі інтервали в нагнітальних свердловинах; поглинаючу здатність кожного інтервалу; пайову участь різних інтервалів або окремих ділянок даного інтервалу в сумарній продукції свердловини; як розподіляється інтенсивність припливу чи поглинання уздовж інтервалу розкриття; склад продукції, яка надходить у свердловину з того чи іншого інтервалу (наявність обводнених чи частково обводнених пропластків); ступінь виробленості запасів нафти з окремих пропластків або пластів, розкритих загальним фільтром; ступінь компенсації закачуванням відібраної нафти з тих чи інших пропластків або пластів; інтервали, які необхідно обробити кислотою, провести навпроти них гідравлічний розрив або додаткову перфорацію для стимулювання їхньої роботи на віддачу чи на поглинання; результати впливу на привибійну зону геолого-технічних заходів щодо інтенсифікації припливу або поглинання; пластові параметри окремих пропластків, індикаторні лінії і статичні тиски в цих пропластках.
Відповіді на перераховані питання можна отримати за допомогою дебітометричних досліджень свердловини, в яку на кабелі спускається сквердловинний прилад - дебітомір для видобувних і витратомір для нагнітальних свердловин. При переміщенні такого приладу уздовж розкритого інтервалу свердловини надходить інформація про розподіл інтенсивностей припливу або поглинання уздовж перфорованої ділянки пласта.
Принципи виміру витрат рідини при припливові чи при поглинанні можуть бути різними, але можна уявити, що в приладі є вертушка (лопатеве колесо), кількість оборотів якої пропорційна витраті рідини, яка протікає через неї. Обороти вертушки можна трансформувати в електричні імпульси які по кабелю передаються на поверхню і фіксуються спеціальним приладом-лічильником імпульсів. Частота імпульсів, пропорційна розходу, може трансформуватися в струм або напругу і подаватися на стрілочний прилад, відградуйований в одиницях об'ємного розходу. Глибина спуску приладу і її зміна при переміщенні приладу також фіксується відповідним пристроєм. В результаті виходить залежність припливу або поглинання від глибини спуску приладу, тобто дебітограма.
На дебітограмах відбиваються інтервали не тільки припливу, але і поглинання, тобто за допомогою свердловинних дебітомірів можна знайти внутрішньосведловинні перетоки і визначити їхню інтенсивність.
За даними дебітометричних досліджень свердловин на декількох сталих режимах можна визначити коефіцієнти продуктивності окремих пластів, побудувати для них індикаторні лінії і визначити пластові тиски для кожного пласта. Це дозволяє глибше вивчити гідромеханіку роботи такої складної неоднорідної багатопластової системи.
З цією метою при кожному сталому режимі роботи свердловини, що характеризується стабільністю її дебіту, проводяться дебітометричні вимірювання, на підставі яких визначаються дебіти кожного пласта QІ, QІІ і Qш і так далі. Одночасно манометром виміряється вибійний тиск, який відповідає першому режиму роботи свердловини. Ці дані можна отримати і за допомогою комплексного свердловинного приладу, який вимірює одночасно розхід, тиск і інші величини, як, наприклад, температуру і вміст води в потоці. Зміною штуцера або закриванням засувки на усті свердловини встановлюється другий режим, при якому також визначаються дебітоміром профілі припливу і новий вибійний тиск.
Для правильних кількісних вимірів дебітомірами останні обладнуються спеціальними легкими пакерами зонтичного типу, які перекривають кільцевий зазор між добітоміром і обсадною колоною і управляються з поверхні по електричному кабелю. Такі пакери направляють увесь висхідний потік рідини через вертушку або інший вимірювальний елемент приладу. Тому профіль припливу знімається не безперервно, а ступінчасто при розкритті пакера на кожній ступені Сучасні свердловинні прилади є комплексними й одночасно реєструють такі параметри, як розхід, тиск, температура, вміст води в потоці, а також місце розташування порушення цілісності металу сталевих труб. Дебітометричні дослідження досить просто проводяться у фонтанних і газліфтних свердловинах, в яких внутрішній перетин НКТ відкритий і глибинний прилад безперешкодно можна спустити у фільтрову частину обсадної колони. Що стосується подібних досліджень у свердловинах, обладнаних ЗЕВН і ШСН, то в них такі дослідження майже нездійсненні. Іноді в таких випадках спускають дебітоміри на кабелі разом з насосним устаткуванням і НКТ. Після пуску свердловини і закінчення добітометричних досліджень для витягування приладу знову приходиться витягати колону НКТ і насосне устаткування, причому часто пошкоджується і навіть обривається кабель під час спуско-підйомних роботах.
60. Відомо, що коливання температури на земній поверхні викликають зміни температури на малій глибині. Добові коливання температури загасають на глибині меншій метра, а річні - на глибині приблизно 15 м. Цей рівень називають нейтральним шаром, нижче якого температура постійна і рівномірно наростає від дії теплового потоку, що йде з глибини землі. Загальний тепловий потік земної кулі становить 25,12 млрд. кДж/с. Для створення такого теплового потоку потрібно в добу спалювати 50 млрд. м метану.
Початкова термограма, заміряна до пуску свердловини в роботу, дає представлення про природне незбурене теплове поле Землі. Термограма працюючої свердловини відбиває всі теплові збурювання, викликані припливом рідини або її поглинанням, а також зміною їхньої інтенсивності. Тому основою для виділення продуктивних чи поглинаючих інтервалів, визначення їхньої товщини, інтенсивності поглинання і виявлення загального стану привибійної зони є розходження між геотермою та термограмою діючої свердловини.
Для визначення витрат, які приєднуються, Qп необхідно заміряти Q - розхід рідини в колоні вище покрівлі пласта, який приєднується; АТв - температурний стрибок у зоні змішування потоків, тобто охолодження висхідного потоку навпроти пласта, який приєднується; АТп - збільшення температури потоку пласта, який приєднується, заміряне як різниця температури в покрівлі пласта й умовної геотерми, тобто геотерми, виправленої на дросельний ефект Св і Сп - теплоємності. Очевидно, що при підвищенні чутливості свердловинного термометра і його роздільної здатності можливості термометричних досліджень свердловини розширяться. В даний час є свердловинні термометри-дебітоміри, основані на принципі охолодження нагрітої електрострумом спіралі, яка омивається потоком рідини. Охолодження спіралі тим інтенсивніше, чим інтенсивніша витрата рідини. Можна експериментально встановити залежність між температурою спіралі і витратою рідини. Таким термодебітоміром вздовж досліджуваного інтервалу знімаються дві термограми: звичайна, коли нагріта спіраль піддається впливу потоку, і геотерма в зупиненій свердловині, яка показує зміну температури нагрітої спіралі в залежності від глибини. По різниці показань цих двох термограм і за допомогою каліброваних кривих визначається зміна розходу вздовж досліджуваного інтервалу.
Цим не вичерпуються можливості термометричних досліджень свердловин. Вивчення зміни температури на вибої свердловини при зміні режиму її роботи містить у собі можливості термозондування пласта для визначення його параметрів. У цьому відношенні температурні дослідження газових свердловин, у яких ефект Джоуля-Томсона зумовлює сильніші температурні зміни, які досягають 40°С, дають надійніші результати таких досліджень.
61. Ці методи є перспективними для видобутку високов’язких нафт і нафт з нен’ютонівськими властивостями. Проте існують родовища з такими умовами залягання і властивостями нафти, при яких теплові методи впливу можуть виявитися єдиними, які допускають промислову розробку.
Якщо пластова температура рівна або близька до температури початку кристалізації парафіну в пластових умовах, то витіснення нафти холодною водою приводить до охолодження пласта, випадання парафіну і закупорки пор, що посилюється при сильній шаруватості пласта. Закачувана холодна
вода, швидко просуваючись по найпроникнішому прошарку, стане джерелом охолодження вище і нижче залягаючих менш проникних прошарків. Охолодження приведе, в кращому випадку, до загущення нафти, а в гіршому - до випадання розчинених парафінів в тверду фазу і консервацію запасів нафти в пропластках. Вказані особливості властивостей нафти і сильна пошарова неоднорідність пласта можуть привести до отримання значного ефекту при закачуванні в пласт теплоносія. В цьому випадку гаряча вода (або пара), проникаючи по добре проникному прошарку, буде прогрівати вище і нижчезалягаючі шари пласта, що приводить до зниження в’язкості нафти і сприяє повнішому видобутку запасів.
Методи теплового впливу на пласт перспективні як методи збільшення нафтовіддачі пластів і як ледве не єдиний спосіб видобутку високов’язких нафт та бітумів.
Розрізняють такі основні види теплових методів.
- Закачування в пласт гарячих теплоносіїв (вода, пара).-вплив на пласт
-Створення внутрішньопластового рухомого осередку горіння.-впл. на пласт
-Циклічна теплова обробка привибійної зони пласта. –вплив на привиб. зону
Найкращі теплоносії серед технічно можливих - вода і пара.
При рухові гарячої води по трубопроводах і пласту відбувається її охолодження. При рухові пари такого зниження температури не відбувається завдяки прихованій теплоті пароутворення і зміни її сухості. Процеси теплового впливу пов’язані з втратою теплоти в трубопроводах, свердловині
і в самому пласті на прогрівання покрівлі та підошви. К.к.д. використовуваних парогенераторів близько 80%.
При закачуванні води в пласт формується дві зони: зона з падаючою температурою і зона, не охоплена тепловим впливом, з початковою пластовою температурою.
При закачуванні пари формується три зони: перша зона з приблизно однаковою температурою, насичена парою, температура якої залежить від тиску в цій зоні. Друга зона - зона гарячого конденсату (води), в якій температура знижується від температури насиченої пари до початкової пластової. Третя зона - зона, не охоплена тепловим впливом, з пластовою температурою.
Внаслідок втрат теплоти, яка є в теплоносієві, на прогрівання пласта і навколишніх порід тепловий фронт відстає від фронту витіснення (теплоносія), причому чим менша товщина пласта, тим відставання більше при рівних умовах. Це пояснюється тим, що при малій товщині пласта частка втрат теплоти в покрівлю і підошву пласта більша і охолодження теплоносія відбувається швидше.
При закачуванні пари також відбувається відставання температурного фронту від фронту витіснення. Проте за рахунок прихованої теплоти пароутворення при конденсації пари прогріта зона пласта збільшується в 3-5 разів (залежно від сухості закачуваної пари та тиску) порівняно із закачуванням гарячої води. В цьому полягає одна із переваг використання теплоносієм пари порівняно з гарячою водою.
При закачуванні гарячої води в зоні, не охопленої тепловим впливом, відбувається витіснення нафти водою в ізотермічних умовах, а в нагрітій зоні, в якій температура змінюється від пластової до температури води на вибої свердловини, - в неізотермічних. При цьому знижується в’язкість нафти, покращується співвідношення рухливості нафти і води, відбувається теплове збільшення об’єму нафти і ослаблення молекулярно-поверхневих сил. Все приводить до збільшення нафтовилучення.
Роль кожного із перерахованих факторів залежить як від температурної обстановки в пласті, так і від фізико-хімічних властивостей пластової нафти (густина, в’язкість, наявність легких компонентів тощо).
Крім того, на практиці помічено збільшення та наступна стабілізація прийомистості нагнітальних свердловин при закачуванні гарячої води. Проте при закачуванні пари в результаті впливу прісного конденсату на глинисті компоненти пористого середовища, який приводить до набрякання глин, може спостерігатися і зниження прийомистості. На кожній установці передбачені системи підготовки і подачі палива (газ, нафта) і повітря, а також необхідна автоматика і контрольно- вимірювальна апаратура для автоматичного або напівавтоматичного регулювання підготовки пари. До обов’язкових елементів процесу підготовки пари в парогенераторній установці відносяться:
-Попередня фільтрац води через освітлювальний фільтр для видалення механічних домішок.
-Фільтрація живильної води через натрій-катіонітові фільтри для пом’ягчення води, тобто для видалення з неї солей жорсткості.
-Деаерація для видалення з води агресивних газів і кисню. Деаерація може бути гарячою і холодною, високого і низького тиску. Для зв’язування залишкового кисню у воду вводять хімічні реагенти
-Подача підготовленої води насосом високого тиску в прямоточний паровий котел для генерації пари потрібної температури і тиску із сухістю близько 80%. Це дозволяє знизити вимоги до процесу пом’ягчення води, тому що розчинені солі, які залишилися, утримуються в крапельній волозі котлової води і виносяться разом з парою.
Закачування теплоносія може бути ефективним при невеликих глибинах залягання пластів (сотні метрів) і незначних віддалях між нагнітальними і видобувними свердловинами (десятки метрів).
В зв’язку з цим циклічне закачування пари у видобувні свердловини для очищення привибійної зони, розплавлення в ній смол і парафінів з наступним переводом таких свердловин на режим відбору знайшли широке розповсюдження.
Внутрішньопластове горіння
Створення рухомого фронту горіння безпосередньо в пласті скорочує втрати теплоти і підвищує ефективність теплового впливу. В пористому середовищі, насиченому частково коксоподібними залишками нафти, можливе безперервне горіння при подачі в пласт повітря в необхідних кількостях.
62. 8.4. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення
Фізико-хімічні методи забезпечують збільшення коефіцієнтів витіснення та охоплення одночасно або одного з них. Серед них виділяють дві групи: методи, які покращують заводнення, основані на зниженні міжфазного поверхневого натягу та зміні співвідношень рухомостей фаз і збільшують коефіцієнти витіснення та охоплення; методи вилучення залишкової нафти із заводнених пластів, основані на повній або частковій змішуваності робочих агентів з нафтою і водою.
Методи, які покращують заводнення
До них відносяться методи, в яких робочими агентами використовують поверхнево-активні речовини (ПАР), полімери, луги і сірчану кислоту.
Метод закачування водних розчинів ПАР. Неіоногенні ПАР типу ОП- 10 при оптимальному масовому вмісті 0,05-0,1% забезпечують зниження поверхневого натягу від 35-45 до 7-8 мН/м, збільшення кута змочування від 18 до 27° і зменшення натягу змочування у 8-10 разів. Проте такі розчини здатні забезпечити підвищення нафтовилучення не більше, ніж на 2-5%.
Об’єми закачуваних розчинів ПАР мають бути дуже великими (не менше 2-3 об’ємів пор).
Методи вилучення залишкової нафти із заводнених пластів
Після застосування звичайного заводнення, фізико-гідродинамічних і газових методів та методів, які покращують заводнення, в покладах залишається до 30-70% запасів нафти. Цю залишкову нафту здатні витіснити лише ті робочі агенти, які змішуються з нафтою і водою або мають низький міжфазний натяг.
Витіснення нафти діоксидом вуглецю. Метод оснований на добрій розчинності діоксиду вуглецю в пластових флюїдах, що забезпечує об’ ємне розширення нафти в 1,5-1,7 разів, підвищення змішуваності його з нафтою (усунення капілярних сил), зниження в’ язкість нафти і як наслідок, підвищення коефіцієнта витіснення (до 0,95).
Джерелами надходження СО2 можуть бути поклади вуглекислого газу, теплові електростанції, заводи, на яких отримують штучний газ з вугілля і сланців, та інші хімічні заводи.
Діоксид вуглецю закачують у внутрішньоконтурні нагнітальні свердловини.
Міцелярний розчин - це тонкодисперсна колоїдна система з вуглеводневої рідини (від скрапленого нафтового газу до сирої легкої нафти), води та водонафторозчинної ПАР, стабілізованої спиртом (ізопропиловим, бутиловим). Міцелярне заводнення знижує міжфазний натяг у пласті при оптимальному складі практично до нуля (не більше 0,001 мН/м). За лабораторними даними коефіцієнт нафтовилучення при міцелярному заводненні становить 80-98%.
Форсований відбір рідини. Форсований відбір рідини із сильно обводнених покладів розглядається як завершальний процес експлуатації.
Форсують відбір поступово: спочатку збільшують дебіти окремих свердловин на 30-50%, потім доводять відбір до дво-, чотирикратного. Отже, залишкові накопичення нафти, які обминула вода при просуванні її по пласту, при підвищенні швидкостей фільтрації рідини поступово вимиваються із застійних зон, і загальний коефіцієнт нафтовилучення при цьому збільшується. Практика показує, що найкращі результати при форсованих відборах рідини можна отримати в тому випадку, якщо продукція свердловин обводнена на 75-85%. Крім того, умовами, які забезпечують найбільшу ефективність методу, є висока проникність порід і високі рівні рідини в свердловинах.
Засобами форсованого відбору можуть бути будь-які технічні пристосування, здатні переміщувати великі кількості рідини: глибинні насоси великих діаметрів, заглибні насоси, газоповітряні підйомники.
63. Причини пов’язані з виходом з ладу підземного або наземного обладнання, зі зміною пластових умов, з припиненням подачі електроенергії або газу для газліфтних свердловин з припиненням відкачування та транспортування рідини на поверхні тощо. Підземний ремонт свердловин в більшості випадків носить характер планово-попереджувального ремонту.
Підземний ремонт свердловини умовно поділяють на поточний і капітальний. При поточному ремонті проводять такі роботи: заміну насоса, ліквідацію обриву або відгвинчування насосних штанг, заміну насосно- компресорних труб або штанг, змінюють рівень занурення підйомних труб, очищають або замінюють піщаний якір, очищають свердловини від піщаних корків желонкою або промиванням, очищають свердловини від відкладень парафіну або солей тощо. Ці роботи виконують бригади по підземному ремонту свердловин.
При капітальному ремонті проводять роботи, пов’язані з ізоляцією води, ліквідацією аварії з обсадними колонами (злам, зминання), переходом на інший продуктивний горизонт, виловлюванням обірваних труб, кабелю, тартального канату або якого-небудь інструменту, розбурюванням щільних злежаних корків тощо.
Скорочення строків підземного ремонту - головна задача ремонтної бригади.
Для виконання підземних ремонтів свердловин використовують різноманітні комплекси обладнання та інструментів у поєднанні з
технологічними установками.
До основного обладнання, за допомогою якого проводять спускопідйомні операції, відносять підйомні лебідки та установки, які монтуються на самохідних транспортних базах (гусеничних або колісних). Підйомні установки на відміну від лебідок оснащені вишкою з талевою системою та ключами для згвинчування і розгвинчування насосно- компресорних труб та насосних штанг. При виконанні капітальних ремонтів підйомні установки комплектують насосним блоком, ротором, вертлюгом, циркуляційною системою та іншим обладнанням.
Основні вузли підйомної лебідки - силова передача, електропневматична лебідка і пневматична система керування.
На правому кінці барабанного вала по ходу встановлена безпечна шпильова котушка, на лівому - ланцюгове колесо привода ротора.
Існують і інші підйомні установки, які застосовуються при підземному ремонті нафтових, газових та нагнітальних свердловин. Вони призначені для проведення спускопідйомних робіт з насосними штангами, насосно- компресорними і бурильними трубами в процесі поточного і капітального ремонтів свердловин з різною глибиною, обладнаних і не обладнаних стаціонарними вишками і щоглами, а також суміщають спуско-підйомні операції та згвинчування-розгвинчування, при вертикальному встановленні труб і підвішуванні штанг.
Противикидне обладнання призначене для герметизації устя нафтових та газових свердловин в процесі буріння, з метою попередження відкритих викидів і дії на свердловину при проявах під час структурно-пошукового буріння і капітального ремонту свердловин.
За допомогою цього обладнання можна швидко і надійно герметизувати устя свердловини при наявності і відсутності в ній колони труб; здійснити розходжування і провертання колони труб при герметизованому усті для попередження прихвачування; створити циркуляцію розчину з протитиском на пласт; закачати розчин в пласт буровими насосами або насосними агрегатами і здійснити термінову розрядку свердловини.
При капітальному ремонті свердловин рекомендується застосовувати противикидне обладнання. В той же час для більшості свердловин достатньо мати на усті один превентор з ручним керуванням, який забезпечує безпечне проведення ремонтних робіт.
Допоміжне обладнання
При поточному та капітальному ремонтах свердловин, пов’язаних із спуско- підйомними операціями використовується таке допоміжне обладнання:
маніфольди - призначені для обв'язки стовбурної частини противикидного обладнання з метою керування нафтовими і газовими свердловинами при газонафтоводопроявах;
регулюючі дроселі - призначені для встановлення у маніфольдах противикидного обладнання з метою безступінчатого регулювання тиску на усті свердловини;
установка гідравлічного керування - призначена для оперативного дистанційного керування превенторами і основними засувками маніфольда;
ротор, який обертає бурильний інструмент та утримує колони бурильних або обсадних труб при їхньому згвинчуванні і розгвинчуванні в процесі спускопідйомних операцій при бурінні свердловин невеликого діаметра і капітальному ремонті свердловин;
гвинтові вибійні двигуни, які застосовують в процесі капітального ремонту для розбурювання цементних мостів, піщаних корків, відкладання солей в обсадних колонах, а також для забурювання других стовбурів через вікна в колоні, буріння геологорозвідувальних свердловин і проведення інших робіт;
вертлюг, який підвішується на підйомному гаку. Він служить з'єднувальною ланкою між талевою системою і внутрішньосвердловинним інструментом, під'єднуваним до стовбура вертлюга, що обертається;
талева система, яка складається із системи нерухомих роликів - кронблока, рухомих роликів - талевого блока, гака і талевого каната.
Трубні і штангові механічні ключі
В комплексі основних робіт пов'язаних з підземним ремонтом свердловин, найважчі і найтрудомісткіші - це операції по спуску і підйому насосно- компресорних труб і штанг.Застосування автоматів для роботи з трубами і штангами дозволяє в 2-3 рази збільшити темп спускопідйому і підвищити якість кріплення різьб.