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

А.Г.МОЛЧАНОВ
ПОДЗЕМНЫЙ
РЕМОНТ
СКВАЖИН
Одобрено Ученым советом Государственного комитета СССР по профессионально-техническому образованию в качестве учебного пособия для средних профессионально-технических училищ
МОСКВА „НЕДРА" 1986
УДК 622.248.3 + 622.276.5
Молчанов А. Г Подземный ремонт скважин. Учебное пособие для
учащихся профтехобразования и рабочих на производстве — М Недра 1986 — 208 с
Описано наземное и скважинное оборудование добывающих и нагнетательных скважин, приведена классификация операций, выполняемых при их подземных ремонтах Определны цели, рассмотрены технология и порядок проведения ремонтных работ различных видов Описаны агрегаты, оборудование и инструмент для про ведения подземных ремонтов и их обслуживание Большое внимание уделено охране труда и окружающей среды, экономике производства и организации труда бригад подземного ремонта
Для учащихся профессионально-технических училищ, а также подготовки и повышения квалификации операторов по подземно му ремонту скважин
Ил 91
Рецензенты В Ф Лесничий (НГДУ «Лениногорскнефть»), Ю Г Аб-дуллаев, канд тех наук (Всесоюзный нефтегазовый научно исследовательский институт)
АЛЕКСАНДР ГЕОРГИЕВИЧ МОЛЧАНОВ ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
Редактор издательства Я Е Игнатьева
Технические редакторы А В Трофимов, Е Л Закашанская
Корректор М Е Лукина
ИБ № 6553
Сдано в набор 121185 Подписано в печать 170186 Т 06319 Формат 60x90/16 Бумага книжно журнальная ими Гарнитура Литературная Печать высокая Уел печ л 13,0 Уел кр отт 13 38 Уч изд л 15 0 Тираж 9000 экз Заказ 840/702 6 Цена 35 коп
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра» 103633 Москва Третьяковский проезд 1/19
Московская типография № 6 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли 109088 Москва Ж 88, Южнопортовая ул 24
.. 2504030300—133 337—86 _ „ „ ,„„
"1 • —----------- © Издательство «Недра», 1986
043(01)—86
Глава I
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
§ 1. НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ
Нефть и газ наиболее часто встречаются в осадочных породах, хотя известны отдельные случаи их добычи и из пород другого происхождения. Осадочные горные породы образовались за счет осаждения в водной среде минеральных и органических веществ с последующим уплотнением и изменением их свойств. В этих породах заключено 75 % полезных ископаемых, в том числе уголь, нефть и газ.
Горные породы, которые могут содержать нефть или газ, называются коллекторами. Коллекторы делятся на карбонатные и тер-ригенные, лучшими из которых являются рыхлые пески, песчаники, а также кавернозные и трещиноватые известняки.
Коллекторские свойства пород определяют следующие параметры.
Гранулометрический состав — процентное содержание зерен и песчинок определенного размера. Чем однородней гранулометрический состав, т. е. чем меньше отличаются песчинки друг от друга по размеру, тем выше фильтрационные свойства породы, тем легче перемещаться в ней жидкости или газу.
Пористость характеризует объем пустот: пор, каверн или трещин в породе Отношение их объема ко всему объему породы называют коэффициентом пористости.
Проницаемость — свойство породы пропускать через себя жидкость или газ. Фильтрация нефти или газа через пористую породу возможна не во всех случаях.
В настоящее время у ученых нет единой точки зрения в вопросах, касающихся процесса происхождения нефти. Не рассматривая подробно эту проблему, можно сказать, что нефть и газ после своего возникновения в глубине земли мигрируют и в конце концов попадают в ловушки — проницаемые пласты пород, окруженные сверху и снизу мало- или непроницаемыми породами. В таких природных резервуарах газ, нефть и вода распределены в соответствии с законом гравитации — сверху газ, потом слой нефти и подпирающая его вода (рис. 1.1). Глубина залегания продуктивных пластов изменяется от десятков метров до нескольких километров, а толщина пластов от долей до сотен метров. Продуктивный пласт может быть сплошным или состоять из не-ольших пластов, разделенных тонкими малопроницаемыми поро-
Под термином «месторождение нефти или газа» обычно подра-УМевают одну или несколько ловушек, в которых в настоящее
Рис. 1.1. Схема месторождения
/ — пласт содержащий нефть 2 —
пласт, содержащий газ 3 — пласт со
держащий воду
время находятся нефть и газ Месторождение, как правило, содержит несколько залежей с однотипными структурами
Перемещению нефти, газа в пластах препятствуют внутреннее трение жидкости и газа, обусловленное их вязкостью, тре ние о стенки пор и каналов пласта, в котором происходит дви жение, капиллярные и поверхно стные силы, удерживающие нефть в порах в результате сма чивания ею стенок
Нефть и газ находятся в пласте под давлением, которое, как правило, зависит от глубины за легания пласта Это давление, в частности, обусловлено весом пород, располагающихся над пластом Под действием горного давления порода уплотняется, объем пор уменьшается и давление передается жидкости В зависимости от условий залегания давление жидкости или газа, на ходящихся в пласте, — пластовое давление — может быть больше меньше или равно горному давлению
По виду пластовой энергии, точнее, по источнику, используемо му при эксплуатации нефтяной или газовой залежи, различают несколько режимов дренирования (или несколько режимов зале жи)
Водонапорный режим — это режим, при котором движе ние нефти к скважинам обусловлено давлением краевой (контур ной) воды При этом объем вытесненной нефти компенсир>егся объемом воды, поступающей из поверхностных источников Еслч нефтяная залежь не сообщается с поверхностными источниками или воды из них поступает меньше, чем отбирается нефти, то де-биты скважин будут постепенно снижаться При водонапорном режиме залежи эксплуатируют до тех пор, пока контурная вода не достигнет скважины.
Упруговодонапорный (упругий) режим эксплуата нии развивается в том случае, если содержимое пласта вытесняет ся в скважину в результате упругого расширения пластовой жид кости и вмещающей ее породы
Газонапорный режим работы наблюдается при нали чии газовой шапки, т е при использовании энергии свободно го газа.
Режим растворенного газа обусловлен выделением в пласте растворенного ранее в нефти газа, пузырьки которого рас
щряются и выталкивают нефть из области более высокого в об-часть низкого давления, т. е. в скважину.
При гравитационном режиме нефть передша-ггся к скважинам под действием силы тяжести, т. е. по суще, ley cic с> л-
Б скважину.
Нефтяную залежь разрабатывают при различных режимах, причем переход от одного режима эксплуатации к другому происходит плавно. Отдельные части залежи мог^т разрабатываться на разных режимах. Так, в скважинах, близко расположенных к газовой шапке, нефть может вытесняться за счет ее энергии и энер-1ии выделяющегося растворенного газа, а в скважинах, находящихся на внешнем контуре,— за счет напора контурных вод.
В месторождениях газа отбор его из пласта производят за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. При эксплуатации месторождений пластовое давление снижается пропорционально отбору газа вследствие отсутствия внешних источников его поддержания. Добычу газа продолжают до тех пор, пока его давление не становится близким к атмосферному.
При разработке месторождения стараются извлечь из пласта максимум нефти или газа в кратчайшие сроки при минимальных затратах и соблюдении норм по охране недр. Соотношение извлеченной из пласта нефти и первоначально имеющейся характеризуется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи зависит как от особенностей месторождения (проницаемости породы вязкости нефти и т. п.), так и от технологии его эксплуатации.
Повышение нефтеотдачи — одна из основных проблем нефтедобывающей промышленности в настоящее время. Решение этой задачи достигается как использованием рациональной системы разработки месторождения в целом, так и воздействием на пласт и его призабойную зону.
Естественная пластовая энергия не обеспечивает требуемый отбор нефти в течение всего срока эксплуатации месторождения, а также не позволяет извлечь из пласта всей содержащейся в нем нефти.
Для повышения отбора нефти и увеличения коэффициента нефтеотдачи применяют искусственное поддержание пластовой энергии на основной стадии разработки месторождения, а также ряд втоои«ных методов.
К методам поддержания пластового давления относятся прежде всего закачка воды в пласт или газа в газовую шапку. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, Размещенные, например, за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи, в результате чего создается искусственный кон-ТУР питания залежи водой. По мере перемещения контура нефтеносности эксплуатационные скважины переводят в нагнетательные АЛЯ закачки в них воды. Поддержание пластового давления на Данном уровне возможно при превышении объема закачиваемой АЫ над объемом извлекаемой жидкости и газа, поскольку часть
5
нагнетаемой воды уходит в периферийные области пласта Закачиваемая вода должна проходить специальную обработку фильтроваться, очищаться от микроорганизмов и бактерии, смягчаться, стабилизироваться, а в ряде случаев и нагреваться
Помимо закачки в пласт простой технической воды применяют и ряд других методов, например закачку воды, обработанной по верхностно-активными веществами (ПАВ), способствующими вы мыванию нефти, остающейся в порах пласта Концентрация ПАВ в воде составляет доли процента, однако при значительных объемах закачки требуемое количество ПАВ велико
Нефть из пласта можно вытеснять также оторочкой загущенной воды Повышение вязкости воды достигается добавлением в нее специальных химикатов, после чего она закачивается в пласт, образуя буферную зону — оторочку, которую продавливают обыч ной водой
В ряде случаев в пласт закачивается также сжиженный углекислый газ с его продавкой специально обработанной водой
Для уменьшения вязкости нефти в пласт закачивают горячат воду или пар Для определенных месторождений, например с вяз кими нефтями, закачка холодной воды не допускается вообще, по скольку это приводит к уменьшению температуры продуктивного пласта и резкому ухудшению его проницаемости Температуру пласта можно повысить путем поджога в нем нефти и создания в пласте фронта горения, перемещающегося по мере выгорания ос татков нефти и закачки в пласт воздуха Теплота, выделяющаяся в результате горения, а точнее, окисления нефти, приводит к сии жению ее вязкости, а образующийся пар способствует вытеснению нефти
Наиболее эффективным, но и самым дорогнм способом является вытеснение нефти растворителем, который растворяет и нефть, и воду При этом исчезает граница раздела зтих жидкостей и обес печивается наиболее полный вынос нефти из пласта § 2. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
Скважиной называют вертикальную или наклонную горную выработку с круглым поперечным сечением диаметром порядка нескольких сантиметров и глубиной до нескольких километров Дно скважины называют забоем, боковую поверхность — стволом, а выход на поверхность — устьем
При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно укреплены для исключения их обвалов Все пласты, че рез которые пробурена скважина, должны быть разобщены друг от друга Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и юрнои породой затопнчют жидким цементным раствором, который, застывая, образует коль цо цементного камня
В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб и цементном камне создают ряд отверстии, соединяющих пласт с внутренней полостью обсадных труб Полученный после
выполнения всех этих работ вертикальный или наклонный канал, соединяющий продуктивный пласт с трубопроводами, расположенными на поверхности земли, и является скважиной.
В зависимости от геологического разреза, способов бурения и вскрытия эксплуатационного пласта, ожидаемого пластового давления и т. д. используют различные конструкции скважин, отличающиеся числом рядов концентрически расположенных обсадных труб различных диаметров, спускаемых на различные глубины. Совокупность колонн обсадных труб различного диаметра и длины спущенных в скважину, называется конструкцией скважины.
'в зависимости от расположения и назначения каждого ряда труб различают:
направление — первый ряд труб, спускаемых на глубину до 40 м для предохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и исключения межпластовых перетоков и загрязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эксплуатации скважины;
кондуктор — второй ряд труб с максимальной гЛубиной спуска до 500—600 м, предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале. В процессе бурения эта колонна труб препятствует проникновению бурового раствора и других технологических жидкостей, используемых при бурении скважины, в водоносные горизонты;
технические (или промежуточные) колонны — один или несколько концентрически расположенных рядов труб, спускаемых в скважину в процессе бурения для изоляции водоносных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения или зон с неустойчивыми, плохо сцементированными породами. В зависимости от конкретных условий их число и глубина спуска меняются. При благоприятных условиях бурения они могут вообще не использоваться.
эксплуатационная колонна — последний ряд труб, спускаемых в скважину. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления прекращается. В эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное оборудование для подъема продукции пласта на поверхность или закачки в него жидкости или газа. В отдельных случаях подъем или закачку жидкости или газа осуществляют с использованием только эксплуатационной колонны.
Техническая и эксплуатационная колонны могут спускаться на всю глубину — от забоя до устья скважины или перекрывать необсаженный интервал ствола скважины от забоя до предшествующей колонны. Такие колонны называют хвостовиками.
Если конструкция скважины включает помимо направления и
ондуктора только эксплуатационную колонну, то ее называют од-
околонной, при наличии одной или нескольких промежуточных
/ПЛ°Н? ее называют соответственно двух- или многоколонной
Г> ' '
чае настоящее время при бурении скважин в большинстве слу-стремятся ограничиваться эксплуатационной колонной диа-
S 6 273'ЮБ г
273x101/ 168x101} 426*10П/1Б8*8Б
/N; 270 Mk #394 ^ &394 | ; ^ -^ 0490
270м (^ 72#м>: ; ^ $
* & 243 *< 0243 ; 780 м^ ^ ^ &394
2
900м * •^ -"' 800м ' 168*8Б ? 850м ^ 0243
^
1400м / 1400м s 1400м ^
Рис. 1.2. Схема конструкций скважин:
а, б — с двумя обсадными колоннами, s — с тремя обсадными колоннами, / — кондукто( 2 — эксплуатационная колонна 3 — техническая колонна, г — схема колонной головки / фланец катушки, 2 — пробка, 3 — корпус головки, 4 — уплотнение, 5 — корпус уплотнениз 6 — клинья, 7 — патрубок, 8 — фланец; 9 — эксплуатационная колонна, 10 — фланец KOI
дуктора
метром 146 или 168 мм, позволяющими спускать в них оборудование, обеспечивающее при механизированной добыче нефти дебиты порядка 700 м3/сут (а при фонтанном способе и выше), а газа — до 500 тыс. м3/сут. Спущенные в скважину обсадные колонны цементируют путем закачки цемента в кольцевое пространство между стенками скважины и колонны. После затвердевания це^ ментный камень разобщает нефте- и газоносные пласты, исключает перетоки между ними, защищает обсадные трубы от корродирующего воздействия минерализованных пластовых вод.
У устья скважины все спущенные в нее колонны обвязываются с помощью колонной головки. В дальнейшем на ее верхнем фланце монтируют оборудование для эксплуатации скважины.
К завершающему этапу бурения относится вскрытие продуктивного пласта. Способ вскрытия зависит от пластового давления, устойчивости пород продуктивного пласта, его проницаемости я т. п. При вскрытии пласта должны быть приняты меры для предот-
вращения открытого фонтанирования, сохранения природных фильтрационных свойств пласта, исключения попадания в его поры бурового или там-понажного раствора. Техноло- s гйя вскрытия пласта должна обеспечивать длительную его эксплуатацию и максимальный приток нефти и газа в скважину.
Применяемый способ вскрытия предопределяет форму и размеры отверстий (рис. 1.3), соединяющих внутреннюю полость эксплуатационной колонны с продуктивным пластом. Для этого используются пулевые, торпедные, кумулятивные и гидропескоструйные перфораторы.
Пулевые перфора-
торы опускают в скважину на специальном электрическом кабеле. При подаче электрического импульса происходит залп и в радиальном направлении выстреливаются пули диаметром 12,5 мм, которые, пробивая обсадную колонну и цементное кольцо, внедряются в продуктивный пласт. В результате образуются каналы, длина которых в зависимости от прочности породы и типа перфоратора составляет 65—150 мм.
Более эффективны торпедные перфораторы, стреляющие разрывными снарядами диаметром 22—32 мм замедленного действия, при взрыве которых образуются каверны глубиной до 100—160 мм. Недостатком и тех и других является возможность образования трещин в обсадной колонне и цементном кольце.
При использовании кумулятивных перфораторов отверстие в колонне, цементном кольце и продуктивном пласте образуется за счет прожигания их сфокусированной струей газов, возникающих при взрыве кумулятивных зарядов и движущихся со скоростью 6000—8000 м/с. При этом давление струи газа на стенку скважины составляет до 30 ГПа. Кумулятивный эффект достигается за счет создания на поверхности заряда выемки особой формы. В породе образуется сужающийся канал глубиной Д° ооО мм с максимальным диаметром 8—14 мм. К недостаткам этого способа вскрытия относится то, ч го в процессе перфорации струя газов увлекает за собой жидкость, которой заполнена сква-ина, и под большим давлением внедряет ее в породу пласта. При
Рис. 1.3. Форма отверстий при вскрытии с использованием различных способов перфорации:
а — пулевая, б — торпедная; в — кумулятивная, г — гидропескоструйная; / — колонна обсадных труб, 2 — цементное кольцо, 3 — пласт
этом происходит засорение пор пласта — кольматация, затрудняющая в дальнейшем приток нефти в скважину.
От недостатков пулевой и кумулятивной перфорации свободна гидропескоструйная перфорация. При использовании этого метода перфоратор спускают на колонне труб и с помощью специальных насосов нагнетают под давлением 15—30 МПа жидкость с песком, которая, вытекая из насадок перфоратора, постепенно разрушает колонну, цементное кольцо и породу пласта. В результате образуется коническая полость с увеличивающимся диаметром (от 30 до 60 мм) и глубиной до 1000 мм При этом колонна не разрушается в местах, не подвергаемых воздействию потока жидкости, и не появляются трещины в цементном кольце
После опробования скважины и испытания продуктивного пласта скважина сдается в эксплуатацию и в нее спускают подъемные трубы для подъема пластовой жидкости, закачки жидкости или газа в пласт.
Как и любое другое сооружение, скважина нуждается в уходе и ремонте, поскольку и оборудование, находящееся в ней и на устье, и стволовая часть, и фильтр рано или поздно разрушаются, изнашиваются и перестают выполнять свои функции.
В процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость перехода на новый продуктивный горизонт (т. е другой пласт), лежащий выше или ниже уже освоенного, углубления скважины или забуривания нового ствола, идущего в бок от уже имеющегося. Помимо этого, могут возникнуть повреждения цементного кольца, смятие колонны обсадных труб, что усложняет или вообще делает невозможным дальнейшую эксплуатацию скважины
§ 3. СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Скважина может использоваться для различных целей, соот ветственно и называют ее: д о б ы в а юще и—если она служит для извлечения нефти или газа из пласта, нагнетательной—для закачки в пласт жидкости или газа, контрольной — для наблюдения за пластом Одна и та же скважина в различный период эксплуатации месторождения может последовательно выпо \-нять функции добывающей, нагнетательной или контрольной.
Способ эксплуатации скважин определяет ряд факторов, к которым прежде всего относятся геологическое строение участка месторождения, на котором она расположена, особенность поверхности, где располагается устье скважины, материальные возможности организации, обслуживающей промысел, и т и
Особенности геологического строения и режима работы пласта находят отражение в двух основных показателях — пластовом давлении и дебите скважины Причем важны не только их первоначальные значения, но и предполагаемый характер их изменения, поскольку именно они, в первую очередь, предопределяют оборудование, которое должно быть спущено и смонтировано на поверхности для эксплуатации скважины.
10
=ФО=
соба эксплуатации скважин:
1 — эксплуатационная колонна; 2 — колонна подъемных труб; 3 — фонтанная арматура
Помимо дебита и пластового давления существенное значение имеют физико-химические свойства пластовой жидкости — ее вязкость, содержание воды, песка, агрессивных веществ (сероводорода и углекислого газа) и др. Эти характеристики непрерывно меняются в процессе эксплуатации.
В настоящее время для эксплуатации скважин применяют две группы способов — фонтанный и механизированные.
Фонтанный способ (рис. 1,4) эксплуатации может применяться в тех случаях, когда энергия пласта достаточно для подъема пластовой жидкости от забоя до поверхности. Фонтанирование скважи- Рис->4- Схема фонтанного спо-ны может происходить как за счет гидростатического давления пласта, так и за счет энергии газа, растворенного в нефти. Гидростатическое
давление может быть природным, или искусственным, создаваемым за счет нагнетания в пласт жидкости или газа.
Фонтанный способ эксплуатации наиболее выгодный, поскольку не требует ни сложного специального оборудования, спускаемого в скважину, ни затрат энергии на приведение его в действие. Поэтому одной из важнейших задач является обеспечение длительного и бесперебойного фонтанирования скважины при рациональном расходовании пластовой энергии. Работу скважины регулируют за счет изменения ее дебита специальными штуцерами, установленными на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые и нерегулируемые. Первые представляют собой, по существу, игольчатый вентиль, величину проходного сечения которого можно изменять, вторые •— втулки или диски с отверстиями диаметром 3 15 мм. Детали, взаимодействующие с потоком пластовой жидкости, выполняются из износостойких материалов, твердость которых обеспечивает постоянство величин поперечных сечений.
Все остальные способы эксплуатации скважин — механизированные. Они имеют один общий признак: энергия для подъема пластовой жидкости на поверхность подводится извне и с помощью оборудования, расположенного в скважине, передается жидкости, ак как высота всасывания насоса не превышает 5—8 м, то для одъема жидкости из скважины глубиной в несколько сотен или ьгсяч метров насос приходится опускать в скважину и для обес-ечения его надежной работы погружать под vnoBeHb пластовой жидкости.
ta
Рис. 1.5. Схема газлифтного способа эксплуатации:
а — двухрядный подъемник, б — полуторарядный подъемник, в — однорядный подъем
ник; г — однорядный подъемник с рабочим отверстием, / — первый ряд труб, 2 — BTOPOJ
ряд труб; 3 — хвостовая часть первого ряда труб
Существует несколько способов механизированной эксплуатации скважин.
Газлифтный способ обеспечивает подъем пластовой жидкости на поверхность за счет рабочего агента — газа, нагнетаемого специальным компрессором в колонну подъемных труб. В качестве рабочего агента может использоваться газ — в этом случае способ эксплуатации называется газлифтом — или воздух — эрлифтом. В подавляющем большинстве случаев газ подается в скважину с помощью специальных компрессоров. В тех случаях, когда используют газ, находящийся под давлением в газосодер-жащем пласте, система называется бескомпрессорным газлифтом.
В зависимости от числа рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и назначения различают несколько основных типов конструкций.
Принцип работы газлифта заключается в следующем (рис. 1.5). Если в кольцевое пространство между колонной подъемных труб и эксплуатационной колонной нагнетать газ, то после вытеснения жидкости из кольцевого пространства газ в виде пузырьков начнет поступать в центральную колонну и двигаться по ней вверх. При этом удельный вес смеси жидкости и газа будет уменьшаться, в результате чего уровень ее начнет подниматься вверх. Изменяя глубину спуска подъемных труб, давление подаваемого газа и его расход, можно обеспечить подъем пластовой жидкости пузырьками газа на поверхность. Поднятию жидкости способствуют также и движущиеся вверх пузырьки газа.
Газ может подаваться не только по кольцевому пространству,
12
-но и по центральной трубе. В этом случае газожидкостная смесь будет подниматься по кольцевому пространству.
Применяют также двухрядные подъемники, в которых газ нагнетается в кольцевое пространство между двумя рядами колонн подъемных труб, а газожидкостная смесь поднимается по центральной колонне. В зависимости от глубины динамического уровня длина наружного, второго, ряда труб может быть больше внутреннего в этом случае подъемник называют полуторарядньш.
Для пуска газлифтной скважины необходимо создать давление газа, обеспечивающее снижение уровня жидкости до башмака подъемной колонны. При этом газ будет попадать в колонну, по которой поднимается смесь. Это давление (пусковое) значительно лревышает давление, необходимое для установившегося режима работы газлифта. Так, при эксплуатации скважины оно уравновешивает столб газированной жидкости с небольшой средней плотностью, а при пуске — столб пластовой жидкости большей плот-тюстн.
Раньше для пуска применяли специальные пусковые компрессоры высокого давления, которые соединялись со скважинами специальными трубопроводами; в настоящее время используют пусковые клапаны, устанавливаемые на колонне подъемных труб для ступенчатого аэрирования столба жидкости.
Клапаны в зависимости от места их установки должны иметь различную настройку. В процессе эксплуатации они нуждаются в периодической регулировке и осмотре, для чего их необходимо извлекать на поверхность.
Часто скважину перед пуском в эксплуатацию фонтанным способом оснащают газлифтным оборудованием, а вместо пусковых клапанов устанавливают их макеты — детали, имеющие размеры клапанов и обеспечивающие герметизацию отверстий, соединяющих внутреннюю и наружные полости подъемных труб. После истощения энергии пласта и прекращения фонтанирования макеты заменяют клапанами, а скважину переводят на газлифтную эксплуатацию.
Один из самых массовых механизированных способов эксплуатации связан с использованием штанговых скважинных насосов (ШСН). При его применении плунжерный насос опускают на колонне подъемных труб под уровень пластовой жидкости и соединяют с приводящим его станком-качалкой колонной штанг (рис. 1.6). Насосная установка включает скважинный насос, цилиндр которого закреплен на колонне подъемных труб, а плунжер колонной штанг соединен с приводом •— балансирным станком-качалкой. Насос снабжен нагнетательным и всасывающим клапанами.
Колонна штанг соединена устьевым штоком, проходящим через Устьевой сальник с балансиром станка-качалки. Приводной двигатель посредством редуктора и кривошипно-шатунного механизма обеспечивает возвратно-качательное движение балансира, а он в свою очередь перемещает колонну штанг и плунжер скважинного асоса. Пластовая жидкость поднимается по внутренней полости
13
Рис. 1.6. Схема штанговой сква-жинной насосной установки:
/ — эксплуатационная колонна; 2 — сква-жинный насос; 3 — колонна насосно-компрессорных труб; 4 — колонна штанг, 5 — тройник; 6 — устьевой сальник; 7 —
устьевой шток, 8—балансирный станок качалка
колонны подъемных труб и через боковой отвод направляется в промысловую сеть.
Принцип работы скважинного насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это же время нагнетательный клапан закрыт и жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх по трубам. Таким образом, происходит одновременный подъем жидкости, находящейся над плунжером, и заполнение полости цилиндра под плунжером. При ходе плунжера вниз нагнетательный клапан открывается, а всасывающий закрывается и происходит вытеснение пластовой жидкости из пространства под плунжером через нагнетательный клапан в пространство над ним
В зависимости от способа монтажа различаются два основных типа насоса — трубные (невставные) и вставные.
В невставных насосах цилиндр и плунжер опускают в
14
ажину раздельно: сначала цилиндр на колонне подъемных с g a Потом плунжер с клапанами на колонне штанг.
В ставные насосы спускают в скважину в собранном виде
колонне штанг и закрепляют на колонне труб с помощью специального замка.
Существует множество конструкции штанговых скважинных насосов, отличающихся выполнениями плунжера, цилиндра, числом и типами клапанов, способами их извлечения и т. п.
Привод скважинного насоса — балансирный станок-качалку монтируют на специальном массивном фундаменте. Он состоит из следующих основных узлов: рамы со стойкой, балансира с головкой, редуктора с двумя кривошипами, шатунами и траверсой. Для обеспечения равномерной загрузки двигателя и уменьшения его мощности станок-качалку уравновешивают грузами, устанавливаемыми на балансире, кривошипах или и одновременно тут и там. Необходимость уравновешивания установки обусловлена тем, что при ходе вверх двигатель должен обеспечить подъем колонны штанг и столба жидкости, находящейся над плунжером скважинного насоса, т. е. совершить полезную работу и передать колонне штанг значительную потенциальную энергию при ее подъеме. Если не уравновесить установку грузами, то при ходе штанг вниз накопленная ими потенциальная энергия перейдет в теплоту и пропадет безвозвратно. Массу грузов подбирают таким образом, чтобы, например, работа, затрачиваемая двигателем при ходе штанг вверх и вниз, была постоянной.
При работе штанговой скважинкой насосной установки в особо сложных условиях находятся элементы внутрискважинного оборудования — штанги, насос и подъемные трубы. Колонна штанг, передающая усилие от станка-качалки к плунжеру скважинного насоса, подвергается переменным по величине растягивающим усилиям в верхней части, а в нижней — то растягивающим, то сжимающим. В процессе работы на нее воздействуют агрессивные вещества (сероводород, углекислый газ), вызывающие ее коррозию, песок, выносимый пластовой жидкостью.
Особенностью работы металлических деталей, подвергаемых изменяющимся во времени нагрузкам, является их разрушение при определенном числе циклов нагружения. В том случае, если детали находятся в пластовой жидкости, предельное число циклов нагружения резко уменьшается по сравнению с аналогичным при работе на воздухе. Учитывая эту особенность, целесообразно эксплуатировать скважинные насосы при возможно большей длине хода штанг, так как это позволяет пропорционально уменьшить число нагружений и тем самым продлить срок их службы при условии сохранения необходимой подачи скважинного насоса. Так, напри-еР, увеличение длины хода штанг в 2 раза позволяет увеличить РОК службы колонны штанг примерно в 2 раза.
Подъемные трубы подвергаются воздействию пластовой жидко-и, находящейся в них, там же располагается колонна штанг, прикасающихся с трубами в местах, где ствол скважины невер-
15
тикален. Наружная поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) соприкасается с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны. Так как в процессе работы скважинного насоса усилие, обусловленное весом столба пластовой жидкости, расположенной над плунжером, действует то на штанги (при ходе плунжера вверх), то на трубы (при ходе его вниз), то и колонны штанг и труб в течение двойного хода то сокращаются, то удлиняются. Эти удлинения в зависимости от диаметра плунжера насоса, поперечных сечений штанг и труб могут изменяться в широких пределах. Для скважин глубиной 1000—1500 м они составляют для штанг десятки сантиметров, для труб — единицы. Удлинения максимальны для нижнего конца труб и убывают по мере приближения к его верхнему, неподвижно закрепленному концу.
Таким образом, несмотря на то, что колонна подъемных труб неподвижно закреплена в зоне устья, ее нижняя часть при каждом двойном ходе плунжера перемещается вверх и вниз на несколько сантиметров. При этом в местах соприкосновения истирается и наружная поверхность колонны подъемных труб, и внутренняя поверхность эксплуатационной колонны.
В скважинном насосе к наиболее изнашивающимся деталям относятся плунжер и иилиндр. Они истираются в результате трения и попадания в зазор между ними песчинок. Иногда в результате попадания песка в зазор может произойти заклинивание и для возобновления работы насос необходимо поднять ка поверхность. Для предотвращения попадания песка в насос применяют песочные якори, устанавливаемые перед всасывающим клапаном.
Нагнетательные и всасывающие клапаны в процессе работы насоса изнашиваются в результате соударения шарика с его седлом и промывания пластовой жидкостью. Увеличению их долговечности, так же как и штанг, способствует уменьшение числа двойных ходов штанг путем увеличения длины хода.
Таким образом, правильный выбор параметров работы оборудования, прежде всего длины хода штанг, может увеличить межремонтный период работы установки.
Для приведения в действие бесштанговых скважин-ных насосов используют электрические или гидравлические двигатели, располагаемые в скважине в непосредственной близости от них. В нашей стране широко используют установки, в которых погруженный в пластовую жидкость электродвигатель приводит в действие многоступенчатый центробежный или винтовой насос.
Установка погружного центробежного электронасоса (УЭЦН) (рис. 1.7) состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвигатель, протектор и многоступенчатый насос, спущенный в скважину на колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродвигатель соединен кабелем со станцией управления и автотрансформатором, расположенными на поверхности у устья скважины. Часть неиспользованного кабеля наматывают на барабан, установленный у устья скважины.
16
J
Рис. 1.8. Схема нагнетательной скважины: 1 — эксплуатационная колонна, 2 — пакер, 3 — колонна труб, 4 — оборудование устья
Рис.
1.7. Схема установки погружного электроцентробежного насоса:
1 — электродвигатель с гидрозащитой; 2 — насос; 3 — кабельная линия; 4 — колонна насосно-компрессорных труб, 5 —пояса, 6 — оборудование устья скважины; 7 — станция управления, 8 — трансформатор
Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплуатацион-
УК> колонну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход
ступает в насос, из которого по подъемным трубам поднимается
поверхность и через устьевую арматуру отводится в промысло-
вую сеть.
в а выходе насоса устанавливают обратный клапан для предог-оста 6Ния °братного течения жидкости в подъемных трубах при Трубновке Двигателя и спускной клапан для слива жидкости из перед подъемом их из скважины.
Электродвигатель установки изготавливают в специальном ис-полнении, предотвращающем попадание пластовой жидкости в его внутреннюю полость. Для этого ее заполняют маловязким маслом. В электродвигателе предусмотрены устройства для обеспечения фильтрации масла и циркуляции его внутри корпуса.
Протектор для защиты двигателя от воздействия окружающей его пластовой жидкости имеет запас масла для смазки подшипников двигателя и насоса.
Погружной насос состоит из большого числа ступеней — рабочих колес и направляющих аппаратов,— расположенных внутри корпуса. Подобная конструкция обусловлена тем, что одна ступень центробежного насоса создает небольшой напор, а последовательное их соединение позволяет получить необходимое давление.
Нагнетательные скважины (рис. 1.8) служат для закачки в продуктивный пласт жидкости или газа для поддержания пластового давления на необходимом уровне. Наиболее часто закачивают воду. Существует несколько вариантов компоновки внутрискважинного оборудования, определяемых в основном расположением источника закачиваемой воды.
Нагнетаемую в пласт воду, откачивают из специальных неглубоких скважин, пробуриваемых под руслами рек, непосредственно из рек, озер или морей. В этих случаях ее предварительно очищают, после чего специальными многоступенчатыми центробежными насосами по трубопроводам направляют в нагнетательные скважины. В скважины спускают колонну труб, нижний торец которых — башмак располагают чуть выше пласта, куда закачивают воду. Для предохранения эксплуатационной колонны от действия давления закачиваемой жидкости в нижней части колонны устанавливают специальное уплотнение — пакер.
Если геологическое строение таково, что на территории промысла имеются мощные водоносные горизонты, то воду берут из расположенных поблизости скважин, а иногда и из выше- или нижележащих водоносных пластов той же нагнетательной скважины.
В таком случае для закачивания жидкости в пласт в скважину спускают центробежный электронасос, устанавливают пакеры и другое необходимое оборудование.
§ 4. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
Каждый из перечисленных выше способов эксплуатации $ обеспечивает непрерывного функционирования скважины в тече' ние всего периода его применения. Это обусловлено следующий причинами. /Во-первых, внутрискважинное оборудование, преднаЗ' наченное для подъема продукции пласта, закачки в него жидкое?'1 или газа нуждается в периодическом ремонте.-Для его выполИ6' ния необходимо прекратить эксплуатацию скважины, поднять Я поверхность оборудование и спустить в скважину новое или отре
18
нтированное. Во-вторых, в процессе вытеснения пластовой жид М сти или газа из пласта изменяются его свойства; размеры пор и К ещин, по которым течет пластовая жидкость, уменьшаются из-
отложения на стенках различных веществ, выделяющихся из %(Ьти или даже совсем закупориваются./Для дальнейшей экгплу-Нтации скважины в таких случаях необходимо воздействовать на часть пласта, прилегающую к забою скважины, для его очистки
отложений и улучшения притока пластовой жидкости, увеличения размера пор и трещин^В-третьих, технология разработки месторождения может потребовать прекращения эксплуатации какого-либо пласта или группы пластов, ввести в эксплуатацию новые и т n.i Для этого бывает необходимо изолировать отдельные пласты обеспечить приток из неэксплуатировавшихся ранее пластов или же углубить скважину, забурить второй ствол./
* Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилежащие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважинД Его принято подразделять на текущий и капитальный.
В зависимости от причин, предопределяющих проведение текущего ремонта, его подразделяют на:
предупредительный (или профилактический)—ремонт, который проводится в соответствии с заранее составленным графиком. Его основная цель — поддержание режима эксплуатации скважины на заданном уровне — прежде всего это обеспечение требуемого дебита;
вынужденный (или восстановительный)-—• ремонт, вызванный непредвиденными изменениями режима или вообще прекращением эксплуатации скважины;
технологические работы выполняют при введении в эксплуатацию новых скважин после бурения или капитального ремонта, необходимости изменения режима их работы и т. п.
Текущий подземный ремонт — комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержания скважины в работоспособном состоянии. К нему, в частности, относятся работы по устранению нарушений или замене оборудования, расположенного в скважине.
Капитальный ремонт скважины — комплекс работ по восстановлению ее работоспособного состояния. К нему относятся ремонт обсадной колонны и воздействия на призабойную зону и прилегающие к скважине участки пластов.
•Характер операций, выполняемых при подземном ремонте, за-
сит от способа эксплуатации, поскольку он определяет приме-
,Мое внутрискважинное оборудование. Последовательность спо-
тап°В эксплУатаЦии, как правило, следующая: фонтанная эксплуа-
гоо Я>, пеРевод на какой-либо механизированный способ добычи —
газлифт, ШСН, ЭЦН.
д ассмотрим основные причины, вызывающие текущий подзем-Ремонт, при различных способах эксплуатации скважин.
19
Фонтанная эксплуатация
После окончания бурения скважину оборудуют фонтанной арматурой для удержания колонны подъемных труб и соединения •ее внутренней полости и кольцевого пространства с выкидными линиями. На колонне подъемных труб при необходимости устанавливают пакер, якорь и клапан-отсекатель.
Пуск в эксплуатацию проводят заменой глинистого раствора или воды, заполняющих скважину, на более легкую жидкость — воду или нефть. Удельный вес жидкости уменьшают также ее аэрацией — продувкой скважины сжатым воздухом — или заменой ее на газожидкостную смесь.
При фонтанной эксплуатации пластовая жидкость, как правило, поднимается не по всему сечению эксплуатационной колонны, а по колонне подъемных труб. Применение специальной колонны, обусловлено:
1) облегчением работ по освоению скважины;
2) более эффективным использованием энергии газа, растворенного в пластовой жидкости и выделяющегося в виде пузырьков лри ее подъеме по колонне;
3) стремлением увеличить скорость движения продукции скважины по подъемным трубам и обеспечить вынос песка, поступающего из пласта на поверхность;
4) необходимостью обеспечения такого режима течения, при котором осаждение парафина на стенках труб минимальное.
Необходимость выполнения этих требований обусловлена особенностями процесса подъема пластовой жидкости на поверхность— она содержит в себе нефть, минерализованную воду, парафин, песок и газ. При высокой температуре в пластовых условиях парафин растворен в нефти. По мере подъема пластовой жидкости гидростатическое давление уменьшается, растворенный газ начинает выделяться в виде пузырьков, которые постепенно расширяются. При расширении газа его температура уменьшается, что приводит к охлаждению всей смеси. В результате понижения температуры растворенный парафин начинает кристаллизоваться — из жидкого состояния он переходит в твердое. Мельчайшие кристаллики парафина находятся во взвешенном состоянии и по пути движения жидкости осаждаются на внутренней поверхности колонны подъемных труб. На слое парафина закрепляются песчинки, и постепенно толщина слоя увеличивается.
Понижение температуры пластовой жидкости тем больше, чем выше она поднимается. В основном отложения парафина наблюдаются в верхней части подъемных труб на расстоянии до 400 м от устья скважины; как правило, толщина отложений достигает максимума на глубине 50—200 м.
Через некоторое время после пуска в эксплуатацию фонтанной скважины в результате отложения парафина и песка в колон^ подъемных труб могут образоваться пробки, а течение жидкост*1 может прекратиться.
20
Пробки представляют собой смесь песка, выносимого из противного пласта7 окалины, образующейся при взаимодействии аг-сивных составляющих пластовой жидкости с металлом труб, Репафина, смол и других веществ, находящихся в пластовой жид-"ости. Пробки бывают забойные или патронные. Забойные — пред-К являют собой сплошной столб песка, патронные — перемежаю-с ся столбы песка, жидкости и газа. Пробка, находящаяся в ко-онне труб длительное время, может уплотняться, образовать прочную корку. Ликвидировать ее достаточно сложно.
Помимо профилактических мер по предотвращению образования пробок — использования труб со специальным внутренним покрытием, применения специальных химических добавок и т. п.— приходится периодически прекращать эксплуатацию скважины и проводить подземный ремонт. Удаление пробок проводят несколькими способами; не извлекая труб из скважины (и не прекращая ее эксплуатации), с помощью специальных приспособлений — скребков-желонок, промывкой различными жидкостями, продувкой воздухом и т. п. Пробки можно удалить и на поверхности после извлечения колонны труб и ее пропаривания.
Газлифтная эксплуатация
При газлифтном способе эксплуатации скважин к работам, связанным с поддержанием в работоспособном состоянии колонны подъемных труб, добавляются еще и операции по замене или ус-- тановке пусковых клапанов. Их можно проводить, либо подняв всю колонну труб, на которой они смонтированы, либо без подъема труб с помощью специального инструмента, опускаемого на канате и позволяющего устанавливать клапаны в эксцентрично расположенные гнезда. Второй способ более прогрессивный, поскольку снижает трудоемкость работ и ускоряет их проведение.
Эксплуатация штанговыми насосами
Увеличение количества внутрискважинного оборудования и усложнение его конструкции по сравнению с используемым при фонтанной или газлифтной эксплуатации предопределяют появление новых причин, вызывающих необходимость в текущем подземном ремонте. К ним относятся прежде всего работы, связанные со сменой скважинного насоса или его отдельных узлов, устранением неполадок с колонной штанг.
о процессе работы скважинного насоса его детали изнашива-ся увеличивается зазор между плунжером и цилиндром, те-' т герметичность клапаны, в результате чего производительность насоса уменьшается.
кол смены трубных насосов необходимо сначала поднять на нне штанг плунжер вместе со всасывающим и нагнетательным
21
клапаном, а потом колонну подъемных труб вместе с цилиндром, При использовании вставного насоса отпадает необходимость в подъеме колонны труб — насос извлекают на колонне штанг. Если же посадочное гнездо насоса нуждается в ремонте, то извлекают и колонну труб.
Для защиты деталей скважинного насоса от действия песка применяются песочные якори — устройства, устанавливаемые на приеме насоса и служащие для отделения от пластовой жидкости песчинок, выносимых ею из пласта. Принцип действия песочных якорей основан на снижении скорости потока пластовой жидкости до такой величины, при которой песчинки не поднимаются струей вверх, а падают вниз и скапливаются в корпусе якоря. Периодически якорь (вместе с насосом) необходимо поднимать для очистки от накопившегося песка.
Для борьбы с песком можно также создавать искусственный фильтр в призабойной зоне скважины. При этом призабойную зону крепят полимерным тампонажным составом. В ряде случаев применяются специальные фильтры, спускаемые на колонне обсадных труб и препятствующие попаданию во внутреннюю полость эксплуатационной колонны частиц породы, из которой сложен продуктивный пласт.
Прекращение подачи насоса может происходить также в результате заклинивания плунжера в цилиндре из-за попадания в зазор между ними песка, окалины или кусочков внутреннего покрытия колонны подъемных труб — стекла или эмали. Для устранения заклинивания проводят расхаживание — стремятся переместить плунжер вверх, поднимая штанги специальным агрегатом, либо извлекают насос на поверхность.
В процессе работы ШСН достаточно часто происходят обрывы или самопроизвольные отвороты колонны штанг. В наклонных скважинах частым явлением бывает разрушение целостности колонны вследствие протиров в зонах искривлений, где трение штанг о внутреннюю поверхность труб сопровождается значительными давлениями. При обрыве или отвороте штанг необходим текущий подземный ремонт, при котором ловят нижнюю оборванную часть колонны штанг и извлекают ее на поверхность.
Помимо всех перечисленных неполадок подземный ремонт производят для удаления пробок, которые, как и при фонтанном и газлифтном способах, образуются во внутренней полости подъемных труб.
Для предупреждения отложений парафина при штанговой эксплуатации используют методы, описанные ранее, а также применяют механические скребки, устанавливаемые на колонне штант-В этом случае колонну штанг соединяют со станком-качалкой через штанговращатель — механизм, обеспечивающий поворот кО-лонны на небольшой угол при каждом двойном ходе. При использовании штанговращателя происходит также постоянное подтягЛ' вание резьбовых соединений колонны штанг, в результате чего сокращается число случаев самоотвинчивания.
22
Эксплуатация УЭЦН
При использовании центробежных электронасосов текущий под-
емный ремонт может быть обусловлен необходимостью псправле-
3йЯ и извлечения внутрискважинного оборудования из-за электри-
еского пробоя изоляции кабеля, ее механического повреждения,
обходимостью ПОдЪема погружного агрегата для профилактиче-
кого пополнения маслом, заклиниванием центробежного насоса
результате отложения солей или износа опор, необходимостью
очистки и замены газовых или песочных якорей.
Подземный ремонт проводят с выполнением таких операций, как спуск или подъем колонны труб совместно с кабелем, извлечение кусков оборванного или перетертого кабеля и т. п.
Газовые скважины
В процессе эксплуатации газовых скважин вместе с газом из пласта выносится жидкость — вода, нефть, а также материал, из которого сложен продуктивный пласт. В зависимости от режима работы скважины все эти вещества могут либо выноситься потоком газа по колонне подъемных труб, либо постепенно накапливаться на забое.
В процессе эксплуатации может происходить уменьшение дебита в результате образования песчаных или гидратных пробок, накопления конденсата в призабойной зоне, закупорки части перфорационных отверстий и других причин. При выносе песка потоком газа на поверхность происходит абразивное изнашивание колонны подъемных труб, устьевого оборудования, что может привести, например, к обрыву колонны эксплуатационных труб, прихвату их образовавшейся пробкой и т. п.
Специфической особенностью газовых скважин является обра-чование гидратных пробок. Гидраты — это твердые вещества, которые образуются в результате взаимодействия газа и воды, содержащихся в пласте при определенных давлениях и температурах. В подобных случаях молекулы воды образуют каркас, заполненный молекулами газа. Образование гидратов в зоне фильтра или во внутренней полости подъемных труб приводит к уменьшению дебита газа и необходимости проведения подземного ремонта.
Для уменьшения выноса песка на поверхность в газовых скважинах устанавливают специальные гравийные фильтры; укрепля-Ют призабойную зону цементными растворами или химическими соединениями. В случае образования песчаных пробок их удаля-т- Все эти работы являются составляющими подземных ремон-Ов, проводимых на газовых скважинах.
Нагнетательные скважины
зи КВЭЖИНЫ для закачки жидкости или газа в пласт для поддер-ия пластового давления бурят специально либо для этих це-
23
лей используют эксплуатационные скважины, когда контур заводнения достигает их забоя.
Перед началом эксплуатации нагнетательной скважины или при переводе эксплуатационной на новый режим работы забой ее тщательно промывают и обрабатывают зону фильтра для обеспечения его хорошей приемистости. В процессе работы, несмотря на предварительную очистку закачиваемых газа или жидкости, зона фильтра постепенно засоряется. Для очистки и поддержания приемистости скважины на необходимом уровне ее периодически промывают или увеличивают пористость призабойной зоны скважины искусственным путем.
Выполнение всех этих работ, связанных со спуском или подъемом колонн труб, установкой пакеров и другого внутрискважинно-го оборудования, осуществляется при подземном ремонте.
Таким образом, основная цель выполняемых работ с внутри-скважинным оборудованием — поддержание режимов его работы на определенном уровне, прежде всего обеспечение требуемого дебита пластовой жидкости или газа при добыче и определенного расхода при закачке в скважину жидкости или газа.
Однако ухудшение этих показателей может объясняться не только какими-либо неисправностями во внутрискважинном оборудовании, а изменением физических свойств продуктивного пласта или дефектами в самой скважине.
К первой группе причин уменьшения дебита относится ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны, происходящее в результате отложения на стенках капилляров и пор пласта различных смолистых веществ, содержащихся в пластовой жидкости, закупорки их парафином, засорения песком.
Ко второй группе причин относятся появление дефектов в эксплуатационной колонне и цементном кольце, в результате чего происходят перетоки жидкости — как правило, воды — из ранее изолированных пластов во внутреннюю полость скважины или же увеличение содержания воды в пластовой жидкости, обусловленное особенностями течения жидкостей в пласте. Помимо перечисленных существует еще ряд причин, вызывающих необходимость проведения подземного ремонта.
Улучшение фильтрационных свойств призабойной зоны скважины достигается за счет ее промывки, прогрева, закачки кислот, увеличения проницаемости созданием новых трещин и т. д. Подобные работы, хотя и преследуют своей целью воздействовать на фильтр скважины, призабойную зону и даже на часть пласта, примыкающую к скважине, относят к капитальному ремонту.
Исправление дефектов колонны связано, как правило, с проведением операций, выполняемых при бурении,— цементированием, углублением скважины или забуриванием второго ствола. Их тоже относят к капитальному ремонту скважины. Сюда же входят работы, связанные с переходом на новый горизонт, перфорацией колонны и т. п.
Работы по подземному ремонту скважин выполняют бригады
; пего и капитального ремонта. Задачей службы подземного ре-еКУ является сохранение действующего фонда скважин в состоя-
М° пригодном для длительной эксплуатации. Решение этой за-НИИ' по мере развития нефтяной промышленности становится все даЧднее> поскольку увеличение фонда скважин приводит к возрас-нию доли старых скважин, дебит которых падает, обводненность ТЯ личивается. а число ремонтов возрастает. Одновременно про-Ув Х0дит увеличение глубин скважин, вновь вводимых в эксплуата-HHK> рост числа наклонно-направленных скважин. Старение сква-Ц ин' и ухудшение геолого-технических условий их эксплуатации приводят к потерям в добыче нефти, обусловленным простоем скважин в ожидании ремонта и в период ею проведения.
Б настоящее время из каждых 100 подземных ремонтов на долю фонтанных скважин приходится 2, на долю скважин, оборудованных ШСН, — 58 (из них по причине обрыва колонны штанг — 30 из-за выхода из строя скважинного насоса — 25), на долю скважин, оборудованных УЭЦН, — 36, на остальных — 4.
Средняя продолжительность ремонтов (ч) составляет: при смене ЭЦН — около 45, ШСН — 40, при устранении обрыва или отвинчивания штанг — 24, обрыва труб — 86, при переводе на другой способ эксплуатации — 48 (не включая времени выполнения работ с наземным оборудованием). Средняя продолжительность подземного ремонта составляет около 21 ч.
Характерным процессом для нефтегазодобывающей промышленности является увеличение абсолютного числа и доли в общем балансе скважин с механизированной добычей пластовой жидкости. Это приводит, в свою очередь, к дальнейшему росту числа подземных ремонтов, что влечет за собой необходимость увеличения числа бригад подземного ремонта и количества оборудования, используемого при его проведении. Уже в настоящее время численность рабочих, занятых подземным ремонтом скважин, превышает численность рабочих, участвующих непосредственно в добыче нефти. Подводя итог, можно сказать, что подземный ремонт скважин — один из обязательных элементов комплекса работ, проводимых в течение всего периода эксплуатации месторождения. Его назначение — обеспечение бесперебойной работы скважины и внутри-скважинного оборудования. Несмотря на то что выполнение подземного ремонта не приводит непосредственно к извлечению содержимого пласта, успешное его проведение позволяет более эффективно использовать сооружения и оборудование в межремонт-НЬ1И период, т. е. в конечном счете определяет количество добы-аемой нефти или газа, а также интенсивность их извлечения.
Контрольные вопросы
• Что представляет собой нефтяная или газовая скважина? 3 "аз°вите ее основные элементы. Ванным осУЩествляется эксплуатация скважины фонтанным и механизиро-
25
4. От чего зависит выбор механизированного способа эксплуатации сква жины?
5. Для чего необходим подземный ремонт скважины?
6. Какие наиболее характерные причины проведения подземного ремонта при фонтанном и механизированном способах эксплуатации?
7 Как влияет длина хода колонны штанг на межремонтный период?
8. Какой способ вскрытия продуктивного пласта является наиболее эффективным?
9. Почему образуются пробки в колонне подъемных труб при различных способах эксплуатации?
10. Как удаляют пробки, образующиеся в колонне подъемных труб?

На главную страницу