Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава X
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА. РЕМОНТ СКВАЖИН
Призабойная зона скважин (ПЗС)—наиболее уязвимое место системы пласт—скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, смолистых веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.
Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и газовых залежей. Различия могут быть лишь в некоторых деталях технологии осуществления процессов воздействия, вытекающих из специфики строения и свойств пластов газовых и газоконденсатных месторождений и различия условий в скважинах нефтяных и газовых залежей. В основе всех методов воздействия на призабойную зону скважин лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми средствами.
К химическим методам относятся различные виды кислотных обработок. Механическое воздействие осуществляется для формирования в породах трещин и каналов высокой проницаемости путем гидравлического разрыва пластов и с помощью им-пульсно-ударного воздействия и взрывов. Тепловые обработки применяют для удаления из поровых каналов отложений парафина и смол.
§ 1 КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПЛАСТА
Для обработки скважин применяют соляную НС1, серную H2SO4 и фтористоводородную HF и др. Основная задача кислотной обработки — образование глубоко проникающих в пласт каналов разъедания, соединяющих забой скважин с насыщенными нефтью и газом участками пласта.
234
Солянокислотное воздействие на призабойную зону пласта используют при содержании в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с кислотой. Иногда в процессе кислотного воздействия очищается поверхность забоя от глинистой корки {кислотные ванны) или в при-забойной зоне образуются камеры-полости для накопления нефти. 1 кг чистого НС1 растворяет 0,73 кг известняка (СаСОз).
Для борьбы с коррозией и во избежание образования в по-ровых каналах высококонцентрированных продуктов реакции (CaCla в смеси с СО2) повышенной вязкости применяют соляную кислоту концентрацией, равной 10—15 %. Поэтому для растворения значительных по объему полостей необходимо использовать десятки кубометров кислоты. Во время обычных кислотных обработок нагнетается на каждый 1 м толщины обрабатываемого пласта от 0,4 до 1,5 м3 раствора кислоты в зависимости от проницаемости пород, строения пласта и очередности обработок. При повторном процессе объем закачиваемой кислоты увеличивается. В малопроницаемые пласты с низким давлением нагнетают меньшие объемы кислоты с концентрацией НС1 8—10%, чтобы облегчить удаление продуктов реакции из пор.
Соляная кислота даже незначительной концентрации агрессивна по отношению к металлу. Для борьбы с коррозией в нее добавляют ингибиторы (до 1 %), защищающие металл от воздействия кислоты (уникол, формалин, реагент И-1-А, ПБ-5, катапин А и др.). При концентрации до 0,1 % по объему ка-тапин А способен снижать коррозионную активность кислоты в несколько десятков раз. Для удаления вредных примесей, ухудшающих результаты обработок (хлорное железо, серная кислота), в кислоту добавляют 2—3 % стабилизаторов (хлористый барий, уксусная кислота), которые переводят эти вещества в растворимые соли. Иначе серная кислота, реагируя с известняком, образует нерастворимый в воде гипс CaSO4X Х2Н2О, забивающий поры, а соли железа в результате гидролиза дают гидраты окиси железа (Fe(OH3), выпадающие в виде объемистого осадка.
Для борьбы с образованием осадков геля из соединений кремния при взаимодействии НС1 с глинами в соляную вводят 1—2 %-ной фтористоводородной (плавиковой) кислоты. Удаление из пор пласта продуктов реакции в значительной степени облегчается после введения интенсификаторов, в качестве которых используют различные поверхностно-активные вещества, снижающие капиллярные силы и способствующие улучшению фильтрационных свойств пород (ОП-10, 44-11 и др.).
Кислоту хранят на базах в специальных резервуарах с защитной пленкой. Перевозят ее в кислотовозах с гуммированными автоцистернами.
235
В зависимости от назначения технология кислотных обработок может быть различной. Если необходимо очистить поверхность открытого (не закрепленного обсадными трубами) забоя от глинистой корки, цемента и буровой грязи, применяют кислотную ванну. Для этого ствол скважины в зоне пласта от подошвы до кровли заполняется кислотой повышенной концентрации (15—20 %), которую закачивают по НКТ. Продавоч-ной жидкостью обычно служит нефть или водные растворы ПАВ (для нагнетательных скважин). Кислоту выдерживают (обычно сутки) для осуществления реакции, а затем скважину пускают в работу. В большинстве же случаев кислотный раствор задавливается в пласт насосами. Для борьбы с проникновением кислоты в пласт по хорошо проницаемым пропласт^ кам используют различные приемы. При значительной толщине пласта проводят поинтервальные обработки путем отделения обрабатываемого участка от других зон пласта пакерами. Чтобы снизить поглотительную способность высокопроницаемых пластов, в них предварительно нагнетают водонефтяную эмульсию с повышенной вязкостью. В результате во время последующей обработки кислота проникает в малопроницаемые пропластки (кислотные обработки под давлением).
В газовых карбонатных пластах поверхность породы непосредственно контактирует с нагнетаемой кислотой, что увеличивает скорость ее нейтрализации. Поэтому для увеличения глубины ее проникновения в пласт вначале перед кислотой нагнетают углеводородную жидкость или же кислоту в виде керосинокислотных и конденсатокислотных эмульсий, время реагирования которых с карбонатами значительно больше, чем у чистых растворов кислот. Кислотную обработку газовых скважин можно проводить как с глушением газового фонтана жидкостью, так и без глушения.
В нефтяных пластах глубину проникновения активных кислот также увеличивают, применяя нефтекислотные эмульсии и кислотные пены (аэрированные кислотные системы с добавками пенообразователей ПАВ). Иногда для этой цели используют менее активные кислоты (уксусная, муравьиная и др.), которые реагируют с карбонатами медленно и поэтому проникают в более удаленные зоны даже в условиях горячих пластов.
В ряде случаев некоторые плотные карбонатные породы (например, доломиты) плохо растворяются в холодной соляной кислоте. Для ускорения скорости реакции применяют термокислотные обработки пласта, в процессе которых в пласт задавливается горячая (80—90 °С) соляная кислота. Разогревается она обычно на забое в результате экзотермической реакции взаимодействия стержней магния, помещенных в реакционный наконечник у забоя, с частью кислоты, прокачиваемой по НКТ и через наконечник. Скорость ее нагнетания подбирают опытным путем так, чтобы при концентрации 15—16%
после прохождения наконечника на реагирование с магнием израсходовалось 3—4 % НС1 и при этом кислота нагрелась до 80—90 °С. При растворении 1 кг магния в кислоте выделяется около 19 МДж тепла. На одну термохимическую обработку расходуется несколько десятков килограмм магния.
Терригенные коллекторы, содержащие небольшое количество карбонатов (3—5%), обрабатываются смесью соляной и плавиковой кислот (8—10% НС1 и 3—5% HF), которую принято называть глинокислотой. При этом происходит растворение карбонатного цемента и глинистых веществ, заполняющих поры призабойной зоны пласта.
Результативность кислотных обработок определяется по изменению коэффициента продуктивности скважины или же по дебиту (при тех же забойных давлениях, что и до обработки).
§ 2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТОВ
Сущность гидравлического разрыва заключается в образовании высокопроницаемых трещин большой протяженности под воздействием давления нагнетаемой в скважину плохо фильтрующейся жидкости. Этот процесс состоит из следующих последовательных этапов: 1) закачки в пласт жидкости разрыва для образования трещин, заполняемых крупнозернистым песком; 2) нагнетания жидкости-песконосителя; 3) закачки жидкости для продавливания песка в скважину. Момент разрыва пласта отмечается резким увеличением расхода жидкости разрыва.
В качестве жидкостей разрыва и песконосителей используют: для нефтяных скважин —высоковязкие нефти, эмульсии, загущенные мылами углеводородные жидкости, для нагнетательных — растворы сульфит-спиртовой барды (ССБ) или воду, загущенную полимерами.
Если пласты газоносны, во избежание проникновения жидкостей разрыва вглубь, рекомендуется перед началом работ в скважину закачивать меловые растворы, растворы хлористого кальция или рассолы. При пластовом давлении ниже гидростатического используют водоконденсатные эмульсии, водные растворы ПАВ с добавками мела, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и другие понизители фильтрационных свойств среды. Водорастворимые препараты КМЦ применяют также для загущения водных растворов — продавочных жидкостей и жидкос-тей-песконосителей. Меловые добавки после гидроразрыва удаляются из пор последующей кислотной обработкой.
При разрыве карбонатных пластов в качестве жидкости разрыва используют кислотные эмульсии углеводородных жидкостей. Для этого заготавливают 20—50 м3 жидкости разрыва. С помощью насосных агрегатов высокого давления 4АН-700 нагнетают ее в скважину по насосно-компрессорным трубам. Обсадную колонну от воздействия высокого давления
237
защищают пакером, устанавливаемым выше кровли пласта. Чтобы достичь необходимых темпов нагнетания (не менее 2 м3/мин), одновременно используют несколько агрегатов. Песок смешивается с жидкостью-песконосителем в специальном агрегате. Пескоудерживающая способность эмульсий и загущенных жидкостей достигает 1,2 кг/л. В трещины вводятся 5 — 6 ма крупнозернистого кварцевого песка, а при усиленных гидроразрывах — до 500 т песка.
В зависимости от свойств пласта различают следующие технологии разрыва — однократный, многократный, поинтерваль-ный. При многократном разрыве трещины образуются последовательно в нескольких местах продуктивных пластов, которые разобщаются (блокируются) в процессе разрыва паке-рами или специальными отсекателями. Ожидаемое устьевое давление ру, необходимое для разрыва пласта, можно приближенно оценить по формуле
где рг и рпл — давление соответственно горное и пластовое; ртр — потери давления на трение в трубах:
. ifiH
Ртр — А. - . Р
Здесь X — коэффициент сопротивлений (Х,= 0, 0 16—0,02); v — скорость движения жидкости в трубах; Я — глубина залегания пласта; g — ускорение свободного падения; d — диаметр труб.
Разрыв пласта при давлениях на забое ниже горного (0,8 рг) объясняется частичной разгрузкой пород и снижением напряжения по вертикали вследствие пластической деформации некоторых глинистых вышележащих пород в процессе их вскрытия во время бурения скважины (см. § 4 гл. I).
Гидравлический разрыв пласта — эффективное средство повышения дебитов скважин, но этот процесс трудоемок и требует затрат значительных средств и материалов. Целесообразность его осуществления (как, впрочем, и других средств и методов воздействия на пласт) определяют с учетом ожидаемых экономических показателей.
§3. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
В ряде случаев в связи с загрязнением призабойной части пористой среды метод перфорации с помощью пулевых и кумулятивных зарядов недостаточно эффективен. Со снижением пластового давления возможны необратимые механические изменения в строении пород в результате ухудшения их фильтрационных свойств под влиянием возрастающего эффективного вертикального напряжения [см. формулу (1.6) гл. I, § 2]. Эти изменения наиболее интенсивны в зоне повышенных касательных напряжений, действующих вокруг ствола на расстояниях
238
до 2—3 радиусов скважины от ее центра и возрастающих в соответствии с ростом эффективного горного давления. Касательные напряжения особенно велики на стенке скважины и вблизи ее. Они могут достигать двойного значения горного давления.
Зону уплотненных пород можно преодолеть, создавая пескоструйным аппаратом каналы, глубина которых достигает 50 см при диаметре 20—50 мм. Поверхность каналов в десятки раз превышает площадь фильтрации каналов, создаваемых кумулятивными снарядами. Пескоструйные агрегаты позволяют создавать как точечные (глубиной 150—200 мм), так и щелевые каналы (глубиной до 500 мм) и надрезать пласт по вертикали, обеспечивая разгрузку пород от воздействия касательных напряжений в скважинах с открытым забоем и перекрытым обсадными трубами.
Перфорация осуществляется гидропескоструйным перфоратором, спускаемым в скважину на трубах (НКТ). Перфоратор со сменными насадками с диаметром отверстий 3, 4, 5 и 6 мм создает направленную высоконапорную струю песчано-жидко-стной смеси, которая прорезает обсадные трубы и породу в течение 15—20 мин (при точечном воздействии). Наземное оборудование состоит из устройства для приготовления смеси и насосов, нагнетающих ее в скважину под высоким давлением. В качестве рабочей жидкости в зависимости от назначения работ применяют дегазированную нефть, растворы соляной кислоты и ПАВ, воду и т. д., в качестве абразива — песок с диаметром частиц от 0,2 до 2 мм. Для успешной работы агрегата перепад давления в насадках должен быть не менее 10— 12 МПа (в насадках с диаметром отверстий 6 мм), а в твердых породах — 25—30 МПа. Во избежание оседания песка в кольцевом пространстве скорость поднимающейся рабочей смеси должна быть не менее 0,5 м/с.
Кроме перфорации гидропескоструйный метод используют для вырезки старых обсадных колонн, расширения забоев (закрепленных обсадными трубами), для установки водоизоля-ционных экранов и т. д. Все эти операции осуществляют путем соответствующих перемещений перфоратора в скважине. Для перфорации нескольких пластов применяют блоки перфораторов, которые включаются последовательно снизу вверх без подъема труб и прекращения подачи песчано-жидкостной смеси. Чтобы надрезать пласт по кругу (например, при инициировании горизонтальных трещин в процессе ГРП), используют специальные глубинные вращатели, которые приводят в движение перфоратор. Предложены также специальные глубинные гидравлические двигатели, позволяющие надрезать вертикальные щели.
Для увеличения глубины образующегося канала используют гидропескоструйные перфораторы специальных конструкций— шланговые и зондовые гидромониторные. В процессе их
239
работы насадка движется в глубь пласта по каналу. Сопротивление во время движения рабочей смеси по НКТ можно снизить за счет проявления эффекта Томса добавлением в нее полимеров (0,15%). Механизм проявления этого эффекта связан с воздействием длинных и гибких молекул полимеров на пульсирующий поток, изменяющий характер и интенсивность турбулентного течения. Считается также, что, адсорбируясь на поверхности труб, полимерные добавки сглаживают их шероховатость.
§ 4. ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ
Теплофизические методы воздействия на иризабойную зону (циклический и стационарный электропрогрев, термоакустические и электромагнитные обработки, циклическое паротепловое воздействие) применяют для улучшения фильтрационных свойств пород. Их назначение —удаление парафина, смол и солей; периодический прогрев пород пласта вокруг скважины для сохранения фильтрационных свойств пород; ликвидация последствий проникновения в пласт фильтрата бурового раствора. Размер зоны с ухудшенной проницаемостью пород и причину снижения фильтрационных свойств устанавливают по результатам термогидродинамических исследований состояния и свойств прискважинной части пласта, а также по данным пробных обработок забоев контрольных скважин.
Стационарный электропрогрев1 осуществляется в процессе разработки месторождений, содержащих нефть вязкостью более 50 мПа-с с помощью электрических нагревателей, спускаемых в призабойную зону скважины на кабеле. Электронагреватель устанавливают под глубинным насосом, а кабель крепят к насосно-компрессорным трубам.
Циклический электропрогрев. В этом случае ирп-забойная зона прогревается периодически. До охлаждения пород потоком нефти проводимость их в прогретой зоне значительно возрастает. Затем следует повторный цикл прогрева пород и т. д. Продолжительность и периодичность обработок определяют с учетом задаваемого радиуса, свойств пластовой системы, мощности электронагревателя, температуры в скважине, которая на забое поддерживается терморегуляторами, расположенными в корпусе электронагревателя. По расчетным данным при температуре в скважине 140 °С, мощности электронагревателя 25 кВт и начальной температуре пласта 40 °С для прогрева песчаника на глубину 0,45—0,5 м до 60 °С требуется 4—5 сут [6]. В этом случае эффект от термообработки может продолжаться несколько месяцев.
1 Теория II практика метода электропрогрева разработана в ИГиРГИ АН СССР под руководством А. Б. Шейнмана и Э. М. Симкина.
2-10
Термоакустическая обработка. Для сокращения времени, необходимого на прогрев пласта до заданной температуры, и увеличения эффективности воздействия тепловую обработку совмещают с акустической1. Волновое поле, создаваемое акустическим излучателем, способствует увеличению температуропроводности пласта, глубины обработки, выносу из пористой среды частиц парафина, бурового раствора и его фильтрата, твердых отложений солей. Глубина зоны воздействия при этом достигает 8 м. Применяемая аппаратура состоит из ультразвукового генератора и секционного термоакустического излучателя, который спускают в скважину на колонне НКТ или кабеле.
Циклическое паротепловое воздействие— периодическое нагнетание в пласт по насосно-компрессорным трубам сухого пара (до 3000 т). Этот способ используют при глубине скважины до 1000 м и вязкости нефти более 50 мПа-с. Пласт удается прогреть на расстояние до 30 м. После возобновления эксплуатации повышенная температура в пласте сохраняется в течение 2—3 мес за счет накопленных запасов тепла во время нагнетания пара.
§ 5. ИМПУЛЬСНО-УДАРНОЕ
И ВИБРАЦИОННОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
Проводимость пласта в призабойной зоне можно повысить путем воздействия на породы мощными ударными волнами, генерируемыми во время взрыва на забое глубинных бомб и зарядов взрывчатых веществ (ВВ) специального назначения. Образующаяся при этом сеть трещин в твердых породах наряду с сопутствующими взрыву тепловыми эффектами и физико-химическими изменениями свойств нефти под влиянием продуктов взрыва, проникающих в поры пласта, создают условия, способствующие улучшению притока нефти и газа в скважины. Один из вариантов импульсно-ударного воздействия на пласт — разрыв его пороховыми газами, осуществляемый специальными снарядами АДС и генераторами давления ПГД-БК, предложенными советскими инженерами.
Элементы снаряда АДС, соединенные в виде гирлянды, приводятся в действие с помощью спиралей накаливания, вмонтированных в тело элементов-шашек. Время сгорания заряда составляет около 200 с. При этом давление на забое возрастает до 100 МПа. Кроме того, выделяется значительное количество тепла. Температура у стенки скважины достигает 180—250 °С. Чтобы увеличить интенсивность ударного импульса, необходимого для разрыва пласта, применяют заряды с меньшим временем сгорания.
1 Теория н практика метода акустической обработки разработана во ВНИИ и ВНИИЯГе под руководством О. Л. Кузнецова н Э. М. Снмкина.
16 Заказ № 3597 241
Продукты сгорания, содержащие двуокись углерода, соляную кислоту, воду, хлор, окислы азота, проникая в пласт под давлением пороховых газов, снижают вязкость нефти, растворяют карбонатные составляющие породы, разрушают адсорбционные слои на границах раздела. Все это в совокупности оказывает комплексное термогазохимическое и импульсное воздействие на пласт, способствующее увеличению дебитов скважин.
Заряды генераторов давления типа ПГД-БК. состоят из нескольких шашек с массой до 10 кг каждая. Во время взрыва в связи с небольшим временем сгорания заряда давление на забое может возрастать вследствие проявления инерции жидкости в скважине до 250 МПа даже в том случае, если пласты не разобщены пакером. Под влиянием импульса давления столб жидкости в скважине после взрыва колеблется с затухающей амплитудой, создавая на призабойную зону пласта переменные нагрузки, способствующие образованию и раскрытию трещин и выносу в скважину загрязняющих поры частиц. Перенос взвешенного вещества в трещинах под влиянием волновых процессов и некоторый сдвиг образовавшихся блоков относительно друг друга в результате воздействия импульса давления предотвращают полное смыкани трещин после снижения давления.
Мощное воздействие на пласт может быть осуществлено при внутрипластовых взрывах жидких ВВ, предварительно введенных в пласт.
Интенсивные колебательные процессы в призабойной зоне могут происходить вследствие электрогидравлического эффекта, сущность которого заключается в том, что на паре электродов, находящихся в жидкости, создается высокое электрическое напряжение, в результате происходит «пробой» жидкой среды. Образовавшийся газовый пузырь под влиянием гидростатического давления жидкости исчезает (захлопывается) с эффектом гидравлического удара и переменной нагрузки на пласт. Далее следует новый «пробой» с образованием новой волны колебательных процессов. В результате электрогидравлического эффекта на пласт оказывает воздействие комплекс ударных, тепловых, электромагнитных и других видов излучений. По опытным данным, в связи с образованием трещин и очисткой пор пласта от воды и взвешенных частиц продуктивность скважин после электрогидравлического воздействия может возрасти до двух раз.
Простейший метод импульсно-ударного воздействия на пласт — метод имплозии. Сущность его заключается в том, что на забой скважины на трубах спускают устройство с камерой низкого давления. На забое вход в камеру внезапно открывается, и в нее под влиянием гидростатического давления устремляется скважинная жидкость. Давление на забое при этом вначале быстро снижается, а затем вновь возрастает, создавая
242
ударный импульс. Разработаны устройства, позволяющие многократно осуществлять процесс имплозии без подъема оборудования на поверхность.
Непрерывные колебательные процессы можно генерировать в лризабойной зоне пласта и с помощью гидравлических вибраторов, спускаемых на трубах и приводимых в действие прокачкой через них рабочей жидкости (нефти)1. В гидравлических вибраторах типа ГВЗ импульсы давления на забое возникают вследствие того, что турбина, вращающаяся под влиянием потока жидкости, попеременно перекрывает и открывает выход ее из корпуса вибратора. В зависимости от расхода жидкости и параметров вибратора импульсы давления на забое могут достигать нескольких мегапаскалей. Вибратор генерирует волновые процессы, сопровождающиеся «дыханием» трещин, выносом в скважину загрязняющих частиц и воды из пор пласта, снижением вязкости пластовой нефти.
Методы воздействия на призабойную зону скважин постоянно совершенствуются, развиваются новые их виды. Некоторые перспективные методы связаны с использованием кислых, щелочных и других отходов различных химических производств, новых составов поверхностно-активных веществ и т. д.
§6. РЕМОНТ СКВАЖИН
Подземный ремонт скважин в зависимости от работ разделяют на текущий и капитальный.
Рассмотренные работы по воздействию на призабойную зону пласта относятся к группе капитальных ремонтов скважин. К этому виду работ причисляют также изоляцию пластовых вод, ликвидацию негерметичности обсадных труб, возврат на другие горизонты, разбуривание плотных соляных и песчаных пробок, ликвидацию аварий с падением в скважину труб и штанг и некоторые другие сложные работы.
К текущим ремонтам относят менее сложные виды работ, связанные с заменой изношенного оборудования скважин или проверкой его состояния, с поддержанием нормальных условий эксплуатации скважин и оборудования (очистка труб от парафина и солей, изменение глубины подвески насоса и параметров насосной установки в соответствии с текущими пластовыми условиями притока жидкостей и газов, очистка от конденсата и воды ствола и призабойной зоны газовых скважин). Наряду с заменой подземного оборудования часто встречающимся видом текущих ремонтов являются работы по ликвидации обрыва штанг, заклинивания плунжеров насоса, обрыва кабеля.
1 Теория и практика метода разработана в МИНГ им. И. М. Губкина под руководством докт. техн. наук С, М. Гадиева.
16* 243
Все работы по ремонту скважин выполняют бригады по капитальному и текущему ремонтам скважин. Капитальный ремонт проводят крупные специализированные организации производственных объединений (или НГДУ). Оперативность персонала промыслов и бригад по капитальному и текущему ремонтам определяется коэффициентом эксплуатации Кэ и коэффициентом межремонтного периода работы скважин /См.
Коэффициент эксплуатации — отношение суммарного времени эксплуатации скважины в сутках к общему календарному времени, в течение которого оценивается этот коэффициент (например, месяц, год). К о э ф ф ициент межремонтного периода определяется временем эксплуатации скважины между ремонтами.
Коэффициент эксплуатации механизированного фонда скважин достигает 0,97—0,98. Он, как правило, выше у скважин, оборудованных центробежными электронасосами. При правильном выборе оборудования и режима его эксплуатации межремонтный период работы скважин может достигать 1,5—2 лет. Скважины, эксплуатирующиеся штанговыми насосами, обычно имеют меньшие коэффициенты эксплуатации (0,95—0,96) и межремонтного периода. Если в продукции содержится песок, межремонтный период может снижаться до 1—2 недель.
Оборудование, применяемое при подземном ремонте
Практически все виды подземного ремонта скважин связаны с проведением спуско-подъемных операций скважинного оборудования (спуск и подъем труб, насосов, штанг, ловителей штанг и труб и т. д.). Поэтому одним из основных видов оборудования при ремонте скважин являются подъемные сооружения (стационарные вышки, двуногие мачты и эклипсы, закрепленные над устьем стальными тросами-растяжками) и механизмы, а также специальный инструмент (механические ключи для свинчивания и развинчивания труб и штанг, элеваторы, вертлюги и другие приспособления).
Для ремонтных работ широко используют передвижные подъемные агрегаты и комплексы подъемного оборудования, смонтированные со складной вышкой на тяжелых автомашинах высокой проходимости и тракторах. В промысловой практике принято называть подъемной установкой (или агрегатом) оборудование, состоящее из вышки, подъемника, талевой системы и других вспомогательных элементов. Это оборудование предназначено для выполнения текущих ремонтных работ, не требующих разбуривания цемента и пробок, интенсивных npos-мывок под высоким давлением и других сложных операций. При сложных работах используют подъемное оборудование, которое включает кроме упомянутых подъемных агрегатов насосные установки, ротор, вертлюг и другие приспособления.
244
В качестве подъемных устройств для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки применяют агрегаты Азинмаш-37А, Азинмаш-43А, «Бакинец-ЗЛЬ и др. Агрегат Азинмаш-37А смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ, имеет лебедку, вышку высотой 18 м с талевой системой грузоподъемностью до 32 т. Он снабжен автоматами АПР-ГП и АШК.-Т для свинчивания и развинчивания труб и штанг. Привод оборудования агрегата — от тягового двигателя автомобиля. Агрегат Азинмаш-43А представляет собой тракторную модификацию подъемного устройства Азинмаш-37А. Сложные виды работ с насосно-компрессорными и бурильными трубами при освоении, капитальном и текущем ремонте скважин с разбу-риванием цементных пробок выполняют с помощью агрегатов А-50-У, комплекса оборудования КОРО-80 и других устройств.
Агрегат А-50 У предназначен для спуско-подъемных операций с бурильными и насосно-компрессорными трубами при текущем и капитальном ремонте скважин, в процессе буровых работ с промывкой скважин. Собран он на шасси автомобиля КраЗ-257. Максимальная грузоподъемность на крюке 50 т. Наибольшее давление на выкиде насоса — 16 МПа. Производительность его при давлении 6 МПа около 10 л/с. Комплекс КОРО-80 состоит из подъемной установки УПА-80 (грузоподъемность на крюке 80 т), смонтированной на автомобиле МАЗ-537, насосного блока на прицепе, передвижных мостков с рабочей площадкой и инструментальной тележкой, ротора и вертлюга. Установка снабжена автоматом АПР-ГП для развинчивания и свинчивания насосно-компрессорных труб и ключом КГП для операций с бурильными трубами. Подъемная установка УПА-80 приводится в действие от двигателя автомобиля, а насос — от трансмиссионного вала лебедки через карданный вал.
Для механизации текущих, профилактических и капитальных ремонтов оборудования и скважин создан большой комплекс устройств — агрегаты АРОК для технического обслуживания и ремонта станков-качалок, штанговозы для транспортировки штанг АПШ и труб 2ТЭМ, агрегаты Азинмаш-48 для смазки станков-качалок, агрегаты АНР-1 для наземного ремонта оборудования, установки для перевозки и перемотки кабеля, агрегаты ПАРС для подготовительных работ при ремонте скважин и др.
На промыслах широко распространен ремонт скважин с применением инструмента, спускаемого на- тросе, позволяющего проводить некоторые виды ремонта без извлечения насосно-компрессорных труб (ловильные работы, удаление парафиновых корок и солей со стенок НКТ, регулирование и извлечение пусковых и рабочих клапанов).
Рассмотрим технологию некоторых видов ремонтных работ.
245
Ловильные работы при обрыве и падении в скважину труб и штанг осуществляются с помощью ловильного инструмента— комбинированного ловителя ЛКШ-114, предназначенного для ловли в эксплуатационной колонне штанг и недеформированных труб диаметром до 48 мм или ловителя ЛК.ШТ-168, который может захватывать трубы диаметром 73 мм. Ловитель спускают в скважину на колонне бурильных труб с левой резьбой. Конец трубы или штанг через воронку входит внутрь ловителя, составные захватные плашки при движении вверх по конусной поверхности раздвигаются, пропускают конец трубы вверх. При подъеме ловителя эти плашки под влиянием пружины скользят вниз по конусной поверхности и захватывают трубу. Аналогично может быть поймана и штанга с помощью плашек, соединенных плашкодержателем и перемещаемых в корпусе ловителя синхронно. Нижние плашки используют также для ловли штанг за муфту (если упавшая в скважину колонна штанг оканчивается муфтой). Для определения положения и вида верхнего конца труб и штанг в скважину до ловильных работ спускается печать с резиновым наконечником на конце, закрытым алюминиевой оболочкой. По оттиску упавшего в скважину объекта на этой оболочке определяют его состояние и положение в скважине. Для подъема труб используются также метчики, колокола и труболовки различных конструкций. Метчик применяют для захвата трубы с помощью резьбы, нарезаемой с его помощью внутри трубы, а колокол позволяет нарезать резьбу на внешней поверхности ее конца.
Очистка скважин от песчаных пробок. Такие пробки образуются на забое при разработке песчаных пластов и слабосцементированных песчаников. Высота пробок может достигать десятков и сотен метров, что затрудняет эксплуатацию скважины и сокращает ее дебит. Для удаления пробок применяют поршневые и автоматические желонки, струйные аппараты и гидробуры. Рыхлые пробки удаляют прямой или обратной промывкой скважины нефтью, аэрированными жидкостями и пеной. При прямой промывке (рис. Х.1) жидкость нагнетается в НКТ, а смесь ее с песком поднимается по кольцевому пространству. Иногда скорость подъема смеси недостаточна для быстрого выноса песка вследствие значительного превышения площади кольцевого сечения по сравнению с сечением труб. В этом случае применяют обратную промывку — жидкость нагнетается в кольцевое пространство, а размытая смесь песка и жидкости поднимается по НКТ, что значительно увеличивает скорость ее движения и снижает время промывки. Однако нагнетаемая в кольцевое пространство жидкость в значительной степени теряет способность размывать пробку, в то же время не удается использовать насадки для усиления размывающего действия струи, что просто осуществляется при
246
вход
тиЬкаети
Рис. Х.1. Схема прямой промывки скважины:
/ — стояк; 2 — гибкий шланг; 3 — вертлюг; 4 — предохранительная задвижка; 5 — устьевой тройник; 6 — промывочные трубы (НКТ); 7 — насадка для увеличения скорости выходящей струи рабочей жидкости
прямой промывке. Поэтому в некоторых случаях используют комбинированную промывку — периодически меняют направление циркуляции жидкости. Чтобы не останавливать процесс промывки скважины в тех случаях, когда наращивают очередную трубу, длина которой обычно не превышает 8—9 м, предложены различные устройства.
Спуск и подъем центробежных электронасосов. Перед тем как скважину оборудуют насосной установкой, ее промывают, очищают от грязи, осадков и солевых отложений и проверяют обсадную колонну на проходимость специальным шаблоном до глубины спуска ЭЦН, чтобы избежать аварий с кабелем и агрегатами насоса при спуско-подъемных операциях. Проверяют качество соединения кабельного ввода с электродвигателем, наполненность его маслом. На протекторе и насосе закрепляют с помощью поясов плоский кабель, а в зоне труб — круглый. При спуске труб кабель постепенно сматывается с барабана. Перед спуском насоса трубы заполняют нефтью, а для его подъема нефть сливается через клапан, который вскрывается дротиком, сбрасываемым с поверхности. Кабель при подъеме труб снимается и наматывается на барабан.
Методы анализа факторов, влияющих на межремонтный период эксплуатации оборудования
На межремонтный период эксплуатации скважин влияет чрезвычайно большое число факторов, охватывающих геолого-физические, технические и технологические условия их эксплуатации. Поэтому для прогнозирования причин выхода скважин из строя и определения ожидаемых сроков и видов ремонтных работ применяют методы анализа работоспособности оборудования скважин, основанные на использовании математической статистики, теории надежности и теории массового обслуживания.
247
Надежной работой (или надежностью) принято называть свойство технических устройств выполнять свои функции в течение заданного промежутка времени при сохранении эксплуатационных показателей в допустимых пределах. В качестве количественной меры надежности принимают среднее время безотказной работы, интенсивность отказов, плотность распределения безотказной работы и др. Эти показатели можно установить по результатам анализа имеющейся статистической информации о фактических данных по межремонтному периоду работы скважин, о причинах выхода их из строя, о работоспособности и причинах отказов различных элементов нефтепромыслового оборудования. При этом закономерности появления отказов во времени характеризуются вероятностными показателями, которые устанавливают по закону (функции) распределения времени безотказной работы скважин и оборудования. Функцию распределения по накопленным наблюдениям определяют путем выравнивания статистических рядов времени безотказной работы и выбора по ним теоретического закона распределения отказов. Согласно статистическим данным функции распределения отказов штанговых насосных установок и УЭЦН на промыслах Башкирии описываются формулой нормального закона, если коэффициент вариации V<0,3, и распределением Вейбулла, если V>0,5.
V=tf/f. (X.I)
где а — среднее квадратическое отклонение времени безотказной работы; / — среднее время безотказной работы. Функция распределения Вейбулла
(Х.2) а плотность распределения
Вероятность безотказной работы
(Х.4)
Здесь а и Ъ — параметры распределения Вейбулла, которые определяют по коэффициенту вариации и данным статистического распределения фактического времени наработки на отказ. Используя упомянутую методику анализа статистических данных, можно определить вероятность безотказной работы оборудования или отдельных ее узлов (например, штанг) в зависимости от различных факторов (угла искривления и интенсивности искривления ствола скважины, степени обводненности
248
продукции скважины, типа применяемых насосов, режима откачки и т. д.).
Оборудование насосных скважин состоит из ряда последовательно соединенных элементов (наземная установка, колонна штанг, насос с защитными приспособлениями), и отказ одного из них вызывает остановку всей системы, а надежность ее уменьшается с увеличением числа соединенных элементов. Поэтому вероятность безотказной работы штанговой насосной установки оценивают с учетом работоспособности всех элементов последовательности. Вероятность безотказной работы всей системы находят как произведение вероятностей безотказного состояния каждого из ее элементов:
Р(0-Pi(9Pe(0,. - ..Рп(9- (Х.5)
Статистическая обработка информации об эксплуатационной надежности основных видов оборудования скважин (ШСН и УЭЦН) позволяет решать кроме упомянутых и другие задачи— определение надежности работы оборудования в зависимости от технологических параметров процесса, прогнозирование планово-предупредительных ремонтов, оценка экономической эффективности повышения надежности оборудования скважин и др.

На главную страницу