vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
3.5.2. Тартание
Способ заключается в многократном спуске в скважину желонки. Желонка– это длинный цилиндр ограниченного диаметра с тарельчатым клапаномв нижней донной части и скобой сверху. К скобе крепится канат. Спускоподъёмные операции осуществляются с помощью лебёдки или какого-либо другого оборудования. Длина желонки может достигать 15 метров, а наружный диаметр не должен превышать 70% внутреннего диаметра обсадной колонны. Дальнейшее увеличение диаметра желонки приводит к резкому увеличению гидравлических сопротивлений при спускоподъёмных операциях. Тартание следует применять в скважинах, из которых не ожидается фонтанирования, поскольку скважины не имеют колонны НКТ и устьевой арматуры.
Назначение тартания – понижение уровня столба раствора в скважине с одновременным очищением скважины от загрязняющего материала (осевшая порода, глинистый и цементный растворы и т.п.). Пустая желонка на канате опускается на забой. При упоре штока клапана о дно скважины, где скопился загрязняющий материал, клапан открывается, и происходит интенсивное всасывание в желонку раствора (жидкости) вместе с загрязняющим материалом. Возможность удаления из скважины загрязняющего материала – основное достоинство тартания. Тартанием можно не только осваивать скважины, но и эксплуатировать их механизированным способом. На протяжении десятков лет этим способом добывалась нефть из скважин в XIX и XX веках.
Тартание является малопроизводительным трудоёмким способом, характеризующимся низким коэффициентом полезного действия и относительно высокими энергетическими затратами. Интенсивному износу подвергаются канат, обсадная колонна и собственно желонка. У устья скважины должна находиться специальная ёмкость, в которую при каждом подъёме сливается содержимое поднятой из скважины желонки. Применяться тартание может в неглубоких скважинах, когда пластовое давление существенно меньше гидростатического. В скважинах с наличием сероводорода применение желонки не допускается.
3.5.3. Поршневание
Способ заключается в понижении уровня жидкости в скважине при помощи сваба. Сваб – это поршень, снабжённый уплотнительными элементами, спускаемый и извлекаемый из скважины на стальном канате или стальной ленте. Сваб может иметь перепускной или обратный клапан. В качестве уплотнительных элементов могут использоваться, например, резиновые,
51
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
полимерные манжеты или металлические пластины (плашки). Уплотняющий эффект должен возникать только при движении сваба вверх, чтобы свести к минимуму утечки поднимаемого столба жидкости.
Суть свабирования состоит в периодическом подъёме определённых порций жидкости из скважины при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и ступенчатом изменении глубины спуска сваба или желонки со свабом при каждой последующей спуско-подъёмной операции. Варианты извлечения жидкости из скважины поршневанием показаны на рисунке 3.7.
Рисунок 3.7 – Варианты подъёма жидкости из скважины поршневанием:
а – свабирование по колонне насосно-компрессорных труб; б – свабирование без колонны НКТ (по эксплуатационной колонне); в – свабирование с помощью желонки
в эксплуатационной колонне; 1 – обсадная эксплуатационная колонна; 2 – колонна НКТ; 3 – гибкий тяговый орган; 4 – грузы; 5, 6 – свабы; 7 – желонка
52
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Технология вызова притока поршневанием при освоении скважин, вышедших из бурения или ремонта, должна обеспечивать:
сохранение от разрушения породы в призабойной зоне;
сохранение герметичности цементного кольца за колонной;
сохранение обсадной эксплуатационной колонны от деформации;
исключение прорывов в скважину воды или газа (из газовой шапки);
сохранность, восстановление или повышение проницаемости породы призабойной зоны;
охранунедр и окружающей среды, безопасностьпроведения всех работ. Достоинствами вызова притока поршневанием являются:
простота технологии;
возможность плавного приложения и широкий диапазон регулирования депрессии на пласт;
отсутствие продавливания в пласт технологических жидкостей из ствола скважины;
совместимость с различными методами интенсификации притока;
сравнительная эффективность при высокой вязкости нефти, повышенном газосодержании, низком пластовом давлении, слабосцементированными породами в призабойной зоне;
пожаробезопасность и экологическая чистота.
Скважинное оборудование комплексов для свабирования может в себя включать: свабы, грузы, якоря, клапаны, седла, яссы, ловители, узлы соединения, подъёмные трубы, контейнеры для приборов, пакеры.
Устьевое оборудование предназначено для герметизации устья скважины при поршневании. Состав устьевого оборудования может включать: устьевую арматуру, превенторы, спайдер, лубрикатор, датчик входа сваба, устройство для герметизации тяговых органов, устройства управления, систему для подачи смазки тягового органа, систему отвода утечки из устройств герметизации, блоки канатные.
В Бугульминском филиале ВНИИнефти создан специальный агрегат для свабирования скважин КСС-1. Комплекс оборудования КСС-1 включает передвижной агрегат с рабочей площадкой, комплекты устьевого и скважинного оборудования. Передвижной агрегат обеспечивает размещение оборудования и транспортировку его к месту применения (к скважине), монтаж и демонтаж устьевого оборудования, спуск в скважину и подъём из неё грузов, шаблонов, спуск в скважину и приведение в возвратно-поступательное движение с заданной скоростью и длиной хода свабов, контроль за положением и скоростью движения
53
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
сваба, извлечение сваба из скважины, управление рабочим превентором и сальником, сбор утечек жидкости через сальник и жидкости из полостей устьевого оборудования перед его демонтажем, обеспечивает приведение оборудования в транспортное положение. Рабочая площадка служит для обеспечения безопасных условий труда при выполнении работ на устье скважины (монтаж и демонтаж устьевого оборудования, спуск в скважину и извлечение свабов, грузов, шаблона).
3.5.4.Последовательная замена
Впринципе последовательную замену можно назвать промывкой скважин, но с той особенностью, что закачиваемый рабочий агент для промывки должен иметь плотность меньшую, чем среда, заполняющая скважину. Последовательная замена является самым распространённым способом вызова притока благодаря своей универсальности и возможности применения в случае, когда пласт сложен плохо сцементированными породами. Технология способа заключается в следующем.
Операция по вызову притока осуществляется или в скважинах, завершённых бурением, или в скважинах, завершённых ремонтом. В первом случае скважины, как правило, заполнены буровым раствором с плотностью, значение которой регламентируется правилами безопасности. Во втором случае скважина, как правило, заполнена или буровым раствором, или специально приготовленным раствором. Это обычно водный раствор определённой минерализации с добавками поверхностно-активных веществ. В обоих случаях пласт должен находиться под репрессией, значение которой регламентируется правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
При применении способа последовательной замены приток флюида из пласта в скважину вызывается путём создания необходимых депрессий за счёт,
восновном, следующих двух подходов:
замены в скважине бурового или другого специально приготовленного раствора, которые обеспечивали задавку пласта, на раствор меньшей плотности, на техническую воду (с поверхностно-активными веществами или без них), на дегазированную нефть;
использования пенных систем.
По правилам безопасности разница в плотностях последовательно закачиваемых агентов не должна превышать 600 кг/м3. Такая большая разница допустима только в случае хорошо сцементированных пород и очень высокого качества крепления обсадной колонны.
Закачку жидких агентов при вызове притока следует вести через затрубное пространство с помощью насосных агрегатов. Можно также
54
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
использовать цементировочные агрегаты и буровые насосы. Жидкие агенты обычно доставляются на скважину автоцистернами. То, что вытесняется из скважины, необходимо собирать в ёмкости с целью или повторного использования, или захоронения, или обезвреживания.
В случае низких пластовых давлений вызов притока из пласта в скважину может быть осуществлён, если использовать пенные системы. Технологически можно создать пенные системы с очень широким диапазоном изменения плотности – от 900 до 100 кг/м3.
Пены – это структурированные дисперсные системы, в которых дисперсной фазой являются пузырьки газа, разделённые тонкими прослойками жидкой дисперсионной среды.
Пены делятся на двухфазные и трёхфазные, на однокомпонентные и многокомпонентные. Двухфазная однокомпонентная пена, например, образуется всего тремя составляющими: жидкостью, газом и каким-либо поверхностноактивным веществом (рис. 3.8). Массовая доля ПАВ в пенах обычно составляет не более 2%. Поверхностно-активные вещества служат пенообразователями.
Рисунок 3.8 – Схема строения пузырька двухфазной пены:
1 – газ; 2 – жидкость; 3 – молекулы поверхностно-активного вещества
55