Как рассчитать депрессию при работе гидрожелонкой

Расчет темпов отбора жидкости и депрессии на пласт

Разработка балансовых и извлекаемых запасов нефти. Геолого-физические характеристики объекта. Оценка количества скважин, их суммарной продуктивности, темпов отбора на участке; расчет необходимых режимов работы (депрессии на пласт); подсчет запасов нефти.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	11.05.2012
Размер файла	140,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

по дисциплине: «Подземная гидродинамика»

Расчет темпов отбора жидкости и депрессии на пласт

Студент Политаев М.А.

Консультант: Токарев М.А

На основе конкретных геолого-физических характеристик объекта разработки оценить балансовые и извлекаемые запасы (таблица 1).

При расстановке скважин по сетке 300х400, 400х400, 400х500, оценить проектное количество добывающих скважин на объект разработки. Используя данные по распределению удельной продуктивности скважин (таблица 2) оценить возможные темпы отбора жидкости по объекту при

по каждой добывающей скважине.

Рассчитать необходимые режимы работы скважин (депрессии на пласт) для темпов отбора жидкости в 1, 2, 3, 4, 5, 6 % от величины балансовых запасов.

Геолого-физические характеристики объекта разработки

Вязкость нефти в пластовых условиях

Соотношение вязкости нефти и воды

Плотность нефти в пластовых условиях

Площадь залежи, м 2

Проницаемость 10 -15 м 2

Распределение величин удельной продуктивности т/сут. МПа в % от количества добывающих скважин.

Предел изменения вличин удельной продуктивности

балансовый нефть депрессия скважина

1. Подсчет запасов нефти объемным методом:

— балансовые запасы нефти

— извлекаемые запасы нефти

2. Оцениваем количество скважин на участке:

— при сетке 300х400

— при сетке 400х400

— при сетке 400х500

3. Оцениваем суммарную продуктивность скважин

Рассчитываем количество скважин в каждой группе распределения продуктивности.

Умножаем среднюю продуктивность по группе на количество скважин в группе.

Суммируя продуктивность групп определяем суммарную продуктивность по залежи при данных вариантах разработки.

Например, для сетки 300х400 (700 скважин)

В группу 0,1-0,5 т/сут*МПа входит 5% скважин.

Среднее значение продуктивности:

Количество скважин в группе:

Аналогично рассчитываем продуктивность скважин в группах и суммируем.

4. Оцениваем темпы отбора при заданной депрессии

— годовая добыча нефти.

При депрессии 5 МПа максимальный темп отбора достигается при боле частой сетке скважин 300х400 м.

5. Оцениваем депрессию при заданных темпах отбора — 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 % от балансовых запасов нефти.

— годовая добыча нефти при заданном темпе отбора 1%.

Аналогично рассчитываем депрессию при других темпах отбора.

При сетке 300х400

При сетке 400х400

При сетке 400х500

6. Рассчитываем максимальную депрессию на пласт, принимая забойное давление равным давлению насыщения:

— т.е. депрессия на пласт не должна превышать 7,4 МПа

7. Выбираем оптимальный вариант разработки

По значениям темпов отбора для каждой сетке и условию максимальной депрессии оптимальные варианты:

— для сетки 300х400 депрессия 5,3 МПа с темпом отбора 2% от балансовых запасов нефти;

— для сетки 400х400 депрессия 7,0 МПа с темпом отбора 2% от балансовых запасов нефти.

— для сетки 400х500 депрессия 4,4 МПа с темпом отбора 1% от балансовых запасов нефти.

При сетках 300х400 и 400х400 достигается темп отбора 2% от балансовых запасов нефти.

При сетке 300х400 бурится 700 скважин, при сетке 400х400 бурится 525 скважин.

Оптимальным является вариант разработки при сетке 400х400 с депрессией 7,0 МПа с годовой добычей 3,54 млн. т в год и темпом отбора 2% от балансовых запасов нефти.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.

курсовая работа [264,4 K], добавлен 21.01.2014

Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.

дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015

Расчет показателей процесса одномерной установившейся фильтрации несжимаемой жидкости в однородной пористой среде. Схема плоскорадиального потока, основные характеристики: давление по пласту, объемная скорость фильтрации, запасы нефти в элементе пласта.

курсовая работа [708,4 K], добавлен 25.04.2014

Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.

дипломная работа [3,0 M], добавлен 19.09.2014

Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении «Самотлор». Выбор способа и интервала зарезки. Характеристика и анализ фонда скважин месторождения. Устьевое и скважинное оборудование. Состав и свойства нефти и газа.

дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.06.2013

Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск».

курсовая работа [2,9 M], добавлен 14.04.2011

Характеристика оборудования и инструментов для ремонта скважин. Работа оборудования для воздействия на пласт и поддержания его давления. Оборудование механического и химического воздействия на пласт. Механизация работ при обслуживание нефтепромыслов.

дипломная работа [3,6 M], добавлен 10.02.2013

Источник

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

20 ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСЧАНЫХ, ШЛАМОВЫХ

20.1.ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСЧАНЫХ И ШЛАМОВыХ ПРОБОК

Песок (частицы породы) выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения пород, обычно рыхлых, слабосцементированных, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или градиенте давления. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает текущий дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования. Существующие методы борьбы с пробкообразованием можно разделить на три группы:

— предотвращение поступления песка в скважину;

— вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах;

— ликвидация песчаных пробок (удаление пробки при помощи желонки или промывкой скважины).

Промывка песчаных пробок возможна прямая, обратная, комбинированная и непрерывная. В скважину до пробки спускают колонну промывочных труб. Через эти трубы или по затрубному пространству прокачивают под давлением жидкость. Под действием струи пробка размывается. Размытая порода вместе со струей жидкости поднимается по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб или непосредственно по трубам.

Прямая промывка — способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а смесь размытой породы и жидкости выходит по межтрубному пространству между обсадной колонной и промывочными трубами. При таком методе по мере вымывания пробки промывочные трубы опускают все ниже с таким расчетом, чтобы их башмак все время находился непосредственно над пробкой. Жидкость прокачивают насосом через промывочную линию, стояк, гибкий шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток жидкости вместе с размытой породой поднимается по межтрубному пространству и выливается в ёмкость, установленную у устья скважины, откуда течет по желобам до приемного чана. По мере размывания пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг или фланец на трубах не дойдет до устья скважины. После этого продолжают откачку, пока из затрубного пространства не будет выходить сравнительно чистая жидкость. Тогда наращивают новую трубу или двухтрубку в зависимости от высоты вышки. Существенным недостатком прямой промывки, значительно снижающим ее эффективность, является сравнительно низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх. При большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока жидкости может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка.

Обратная промывка – способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в кольцевое пространство меду эксплуатационной колонной и промывочными трубами, а размытая порода поднимается по подъемным трубам. Обратная промывка по сравнению с прямой имеет ряд преимуществ:

— при одинаковой производительности промывочного насоса скорость восходящего потока при обратной промывке в несколько раз больше скорости при прямой промывке, а от этого в значительной степени зависит срок ликвидации песчаной пробки;

— почти полностью предотвращается прихват труб, так как в данном случае выносимая порода проходит через промывочные трубы, а в межтрубном пространстве движется чистая жидкость4

— обратную промывку можно производить при меньших давлениях на выкиде насоса, так как потребная для выноса песка скорость струи может быть достигнута при сравнительно небольших расходах жидкости.

Наряду с этими преимуществами обратная промывка имеет свои недостатки:

— необходимо применять специальное оборудование для герметизации устья скважины; скорость нисходящей струи в кольцевом пространстве мала и не всегда может обеспечить размыв породы;

— способ обратной промывки нельзя применять для ликвидации очень плотных пробок, когда требуется сильное размывающее действие струи. В таких случаях надо применять комбинированную промывку.

Комбинированная промывка — способ промывки заключающийся в том, что струю промывочной жидкости от насоса попеременно направляют то в промывочные трубы, то в затрубное пространство. Для размыва пробки промывочную жидкость нагнетают в трубы, т. е. осуществляют прямую промывку. После размыва некоторой порции песка для быстрейшего выноса его на поверхность направление движения промывочной жидкости меняется на противоположное, т. е. происходит обратная промывка.

Комбинированная промывка несколько сложнее обратной, но она значительно эффективнее при удалении плотных пробок. В качестве промывочной жидкости применяют воду, нефть и реже глинистый раствор.

Наиболее удобным и дешевым промывочным агентом является вода; воду легче подать к скважине, она безопасна в пожарном отношении, при использовании воды не требуется специальной желобной системы и отстойников, так как отработанную воду можно выпускать из скважины прямо в промысловую канализацию. Однако применение воды в большинстве случаев осложняет дальнейшее освоение и эксплуатацию скважин и приводит к частым повторным образовании песчаных пробок. Поэтому выбор промывочной жидкости, прежде всего, зависит от характера скважины.

Глинистый раствор для промывки применяется в исключительных случаях, когда промываются фонтанные скважины с большим пластовым давлением и в скважине требуется держать жидкость повышенной плотности во избежание выбросов и фонтанирования.В качестве промывочных труб при промывке используются обычные насосно-компрессорные трубы.

Промывка фильтровой зоны скважины часто сопровождается сильным поглощением промывочной жидкости, так что циркуляция прекращается и не восстанавливается. Тогда для ликвидации песчаных пробок применяют промывку скважины аэрированной жидкостью по способу обратной промывки с подкачкой в затрубное пространство сжатого воздуха, продувку скважины сжатым воздухом или механически удаляют пробку при помощи желонки.

Многоцикличная гидравлическая желонка применяется при текущем и капитальном ремонте скважин для решения комплекса задач и достижения следующих целей:

— очистка ствола и забоя скважины от выносимой породы пласта, (песка, шлама, проппанта и др.);

— о чистка ствола и забоя скважины от посторонних металлических предметов,(клямцы, шарошки долота и пр.);

— о чистка головы аварийного оборудования при ловильно-аварийных работах (ЛАР) для создания условий захвата ловильным инструментом;

— обработка призабойной зоны пласта (ПЗП)

Комплекс решаемых задач:

— предотвращение отрицательное воздействие жидкости глушения при работе на скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями и на скважинах после ГРП.;

— очистка забоя скважины без создания циркуляции;

— и звлечение продуктов реакции при кислотных обработках призабойной зоны скважины;

— о чистка призабойной зоны пласта путем создания депрессий (в т.ч.
многократных) на пласт за счет удаления из нее частиц твердой фазы
промывочной жидкости, шлама, фильтрата, глинистого раствора, нерастворимых осадков, асфальто-смолистых веществ, продуктов коррозии обсадных труб и других закупоривающих материалов.

В зависимости от целей и решаемых задач гидравлическая желонка комплектуется соответствующим инструментом и оборудованием.

На месторождениях ОАО «ЮНГ» применяется:

1. Гидравлические желонки, изготовленные компанией «ГОТКО». Изготовление, ремонт, изготовление запасных частей производятся силами ООО «ЮНПБС» и применяются НФ ЗАО «ССК», ООО «ПКРС».
2. Гидравлические желонки, изготовляемые ООО «ПытьЯХ НО», применяются ООО «МКРС», ООО «РУСРС».
3. Г Гидравлические желонки, изготовляются и применяются в ООО «СибКОРС».

Все виды применяемых в настоящее время гидравлических желонок зарекомендовали себя удовлетворительно при очистки забоя скважин. Преимущество желонок ООО «СибКОРС» в том, что они могут применяться при ОПЗ пласта.

Гидравлические желонки завода «Измерон» г. Ленинград зарекомендовали
себя с отрицательной стороны и не рекомендуются к применению.

Устройство и принцип действия желонки конструкции ООО «ПытьЯХ НО». Принцип работы многоцикличной гидравлической желонки основан на энергии гидростатического столба жидкости и конструктивной особенностью, которая позволяет энергию столба жидкости затрубного пространства использовать на забое скважины многократно.

Гидрожелонка состоит из неподвижной и подвижной частей (рис.20.1.) Подвижная часть состоит из корпуса, собранного из переводников поз. 4, 5 и 9, а так же муфты поз.7. Неподвижная часть состоит из: переводника поз. 1, штока верхнего поз.2, штока нижнего поз.6, обтекателя поз.8. Клапанный узел состоит: нижний полушток поз.6, обтекатель поз.8 манжета поз. 11. Клапанный узел уплотняют два сальника поз. 12. К нижнему переводнику для сбора шлама присоединяется контейнер из труб. При опускании в скважину нижняя труба контейнера упирается в забой и подвижная часть гидрожелонки перемещается по шпонке поз.З относительно верхнего полу штока поз.2 и клапанный узел открывает 4 отверстия нижнего полуштока поз.6. Под действием гидростатического давления столба жидкости, шлам заполняет контейнер, который, в дальнейшем вместе с гидрожелонкой извлекается из скважины.

Рис.20.1.Устройство гидрожелонки конструкции ООО «ПытьЯХ НО».

Принцип действия всех применяемых гидрожелонок одинаковый.

Порядок работы и комплектация многоцикличной гидравлической желонки для различных целей.

Очистка забоя скважины. При планировании работ с целью очистки забоя скважин следует отдавать преимущество технологии с применением гидрожелонки на скважинах:

• с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД);
• н а скважинах после ГРП при частичном или полным отсутствием
  циркуляции;
• н а обычном фонде скважин, при условии достижения результата по
  очистке забоя, одной спускоподъемной операцией инструмента.

Сбор компоновки производится с замером и зарисовкой эскиза спускаемого инструмента в следующей последовательности:

— низ НКТ оборудуется пером, или пером-воронкой, или «коронкой» или др. ( в зависимости от состояния забоя);

— ш аровой клапан или спаренная хлопушка предотвращающий выпадение шлама при подъеме инструмента;

— к онтейнер для сбора шлама из НКТ 73 (89) мм, длина обосновывается
расчетом;

— б езопасный переводник (безопасный переводник является обязательным элементом компоновки);

— с ливной клапан (через 10-15 труб НКТ);

— колонна НКТ 73мм (при спуске шаблонируется).

Расчет длинны (веса) контейнера (хвостовика) основывается на заданную депрессию, допустимую нагрузку на низ гидравлической желонки и предупреждение преждевременного срабатывания клапана гидрожелонки при спуске. Нагрузка на низ гидрожелонки рассчитывается с запасом прочности на случай расхаживания при прихвате компоновки и должна выдерживать нагрузку не менее 10 тонн. При расчете длинны контейнера рекомендуется отдавать приоритет меньшей длине при соблюдении вышеперечисленных условий. Так как большая длинна контейнера (хвостовика) повышает риск аварийности (ч ем больше вес контейнера, тем менее контролируем процесс открытия, закрытие клапанов гидрожелонки, тем больше провалы в очищаемый забой; с нижается депрессия на забой). При расчете объема очищаемого интервала забоя ориентироваться на объем контейнера не следует так, как проходные отверстия гидравлической желонки позволяют выносить шлам через себя.

Очистка головы аварийного оборудования скважины при ловильно- аварийных работах . Работы выполняется аналогично очистке забоя скважины, при этом низ компоновки оборудуется металлоуловителем.

Обработка призабойной зоны скважины с применением гидрожелонки.

Обработка призабойной зоны скважины или дренирование пласта осуществляется при комплектации компоновки пакером. С помощью пакера отсекается затрубное пространство и депрессия создаваемая полой колонной НКТ направлена на призабойную зону. В данной технологии рекомендуется использование пакера с упором на забой. Важными условиями данной технологии являются: п акер должен встать в рабочее положение прежде, чем откроется клапан многоцикличной гидравлической желонки; возможность проверки герметичности установки пакера путем долива или опрессовкой эксплутационной колонны на давление, не превышающее давление на смятия НКТ. В связи с заданными условиями гидравлическая желонка должна обладать конструктивной особенностью, при которой выполняются заданные условия. Это достигается удлинением подвижного штока гидрожелонки и весом промежуточной колонны НКТ, между пакером и гидрожелонкой. Данными конструктивными требованиями обладают гидравлические желонки ООО «СибКОРС». Сбор компоновки производится с замером и зарисовкой эскиза спускаемого инструмента в следующей последовательности:

— Низ НКТ оборудуется хлопушка, шаровой кран;

— фильтр, размещение которого рассчитано в интервале нижних отверстий перфорации обрабатываемого пласта и указывается в плане
работ;

— ш аровой клапан, хлопушка предотвращающий выпадение шлама при
подъеме инструмента;

— б езопасный переводник;

— трубы НКТ с расчетным весом 1-1,8 тонн;

— трубы НКТ около 100 метров;

— колонна НКТ 73мм ( (при спуске шаблонируется ).

20.2.ЛИКВИДАЦИЯ ГИДРАТНО-ПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК

Месторождения севера Тюменской области расположены в районах распространения в верхней части геологического разреза многолетнемёрзлых пород (на глубинах до 500 м), характеризующихся отрицательными температурами верхних пластов. Это способствует охлаждению потока продукции скважины, движущейся по НКТ. При длительных простоях в скважинах на глубинах до 600…800 м могут образоваться парафиновые, парафиногидратные и гидратные пробки. На первой стадии образования парафина происходит зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов, на второй стадии — осаждение мелких кристаллов на поверхности оборудования, на третьей — осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов. При снижении температуры нефти до величины температуры насыщения нефти парафином и менее начинается процесс формирования микрокристаллов парафина. Если температура насыщения нефти парафином близка к пластовой температуре, то создаются условия для выпадения парафина в призабойной зоне пласта и нижней части ствола скважины. В стволах нефтяных скважин формированию гидратов способствуют: наличие в газожидкостном потоке мехпримесей и взвешенных кристаллов парафина, играющих роль центров кристаллизации, а также отложения парафина на стенках лифтовых труб, создающие местные сужения, что приводит к повышению перепада давления, снижению температуры и интенсификации процесса гидратообразования.

Борьба с гидрато — пробкообразованиями при добыче нефти может осуществляться:

— выбором безгидратного режима работы скважины, если пластовая температура и продуктивность достаточно высоки;

— ингибированием процесса гидратообразования при постоянной или периодической подаче антигидратного ингибитора через затрубное пространство к башмаку НКТ,

— применением специальных технологических операций или их сочетаний.

При непрерывной работе скважины возможно проведение:

— периодической промывке лифтовых труб горячей нефтью;

— регулярной очистке НКТ механическими скребками;

— периодической закачки в затрубное пространство хлористого кальция (или другого антигидратного ингибитора плотностью не менее 1,2 г/см 2 ) с добавкой 0,2 % МЛ — 72 или МЛ – 80;

— кратковременной работы скважины через затрубное пространство (при этом необходим контроль давления и температуры и в случае их снижения немедленно переключить скважину на работу по НКТ, а в затрубное пространство закачать два объёма горячей нефти).

При остановке скважины следует осуществлять:

— понижение уровня жидкости в лифтовых трубах;

— закачку в НКТ половины их объёма безводной нефти;

— заливку в трубы 300 — 500 л водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1,2 г/см 3 при 20 о С) с добавкой 0,2% МЛ — 72 или МЛ — 80.

СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ гидратопарафиновых пробок

При ликвидации гидратопарафиновых пробок в нефтяных скважинах необходимо предварительное изучение их состава, поскольку они обуславливают выбор способа и продолжительности работ. Местоположение пробки устанавливается спуском шаблона или другого груза в лифтовые трубы. Для отбора вещества пробки применяют специальный инструмент, состоящий из груза, механического ясса и пробоотборного устройства.

Проталкивание пробки в нижнюю часть НКТ штангой — скребком.

Способ применим для ликвидации рыхлых пробок небольшой мощности и гидратных отложений на стенках НКТ при наличии циркуляции. Через специальный лубрикатор при помощи лебёдки спускается штанга — скребок, который пробивает пробку и проталкивает её в зону с высокой температурой, где гидратная фаза пробки разлагается. Достоинство этого способа состоит в простоте операций, их безопасности. При этом не применяются подъёмные механизмы и другое наземное оборудование. Недостатком способа является слабость механического воздействия, поэтому он не применим для ликвидации пробок большой мощности.

Разложение пробки прогревом паром или горячей водой.

Способ применяется для ликвидации сплошных гидратных образований большой мощности. Горячая вода или пар подаются непосредственно на пробку паропередвижной установкой ( ППУ ) через тонкие трубы со скошенным концом, спущенные в НКТ через превентор. Эти работы выполняются с применением специального оборудования. На центральную задвижку фонтанной арматуры устанавливается плашечный превентор под трубы соответствующего размера, на трубах монтируется противовыбросовый клапан. Спущенные в НКТ трубки на устье соединяются через вертлюг с установками ППУ или ЦА — 320. По мере ликвидации пробки трубы опускаются. Этот способ сложен, длителен, его реализация требует специальной подготовки персонала и при этом, возможны осложнения после ликвидации пробки из — за накопления в скважине кондинционной воды.

Термохимическое воздействие на пробку.

В НКТ подаётся 15% — й раствор соляной кислоты и металлический магний. В результате реакции кислоты с магнием выделяется большое количество теплоты и образуется раствор хлористого магния — высокоэффективного антигидратного ингибитора. На центральную задвижку фонтанной арматуры устанавливается плашечный превентор под 41мм трубы, спускаемые в НКТ. На трубах устанавливается обратный клапан, они при помощи вертлюга соединяются с агрегатом ЦА — 320. Затем закачивается 150 — 200 л 15% — го раствора соляной кислоты и подаётся порциями порошок магния по 2 — 3 кг с интервалом в 40 — 50 мин. Операция производится несколько раз с допуском труб. После ликвидации пробки скважина задавливается, трубы извлекаются и скважина осваивается. Способ сложен трудоёмок, низкоэффективен, сопровождается коррозией оборудования и требует значительных затрат.

Разрушение пробки с помощью гидроперфоратора .

Перфоратор спускается в НКТ на 41 — мм трубах. Состав оборудования тот же, что и при способе термохимического воздействия. Разрушается пробка высокоскоростными струями жидкости, подаваемой под давлением 10 — 15 Мпа к насадкам перфоратора. В работе участвуют агрегаты ЦА — 320 и 4ЦР,жидкость циркулирует по замкнутому кругу. Разновидностью этого способа является разрушение пробки с помощью забойного двигателя Д — 54. В этом случае разрушение пробки ускоряется дополнительным механическим воздействием.

Подъём насосно — компрессорных труб.

Производится после задавки скважины через затрубное пространство. Извлеченные трубы пропаривают, очищают, спускают в скважину, осваивают её и пускают в работу. Недостатками способа является его высокая опасность и возможность возникновения открытого фонтанирования, при задавке скважины резко ухудшаются её продуктивные характеристики, что негативно влияет на её добываемые возможности и требует дополнительного регулирования давления зарядки клапанов в газлифтных скважинах.

Подогрев пробки теплоэлектронагревателем ( ТЭН ).

ТЭН спускается на кабель — тросе в лифтовые трубы непосредственно на пробку. При этом необходимы следующие оборудование и приборы: малогабаритный электронагреватель мощностью 10 кВа длиной 1м и диаметром 40мм, устьевое оборудование, позволяющее осуществлять спуско — подъёмные операции на бронированном кабеле — тросе без глушения скважины, источник электроэнергии, смонтированный на тракторе и приводимый им в действие, автотрансформатор, обеспечивающий снижение потерь энергии в кабель — тросе, лебёдка для наматывания кабель — троса с электроприводом, редуктором и системой охлаждения, средства контроля и управления.

Ликвидация гидратной пробки с помощью электронагревателя осуществляется следующим образом. Передвижная установка с поверхностным вспомогательным оборудованием устанавливается на расстоянии не менее 25м от устья скважины с наветренной стороны. При помощи специальной ручной лебёдки ТЭН с лубрикатором устанавливается на фонтанную арматуру, затем спускается до касания с гидратной пробкой. Во избежании гидравлических ударов НКТ над пробкой заполняются жидкостью и затем подаётся электрический ток. По мере разложения пробки производится допуск ТЭН для поддержания его контакта с гидратом. При наличии в отложениях мехпримесей или парафина эффективность разложения пробки с помощью ТЭН резко снижается. Причина этого в том, что в процессе разложения гидрата мехпримеси оседают и накапливаются на поверхности пробки, контакт ТЭН с пробкой ухудшается и процесс разложения резко замедляется. Возможно также повторное отложение парафина в НКТ выше местоположения ТЭН и прихват кабеля в верхней части лифтовых труб. Таким образом, этот способ, как и любой другой, основанный на принципе локального нагрева, технологически непригоден для ликвидации пробок большой мощности и тем более для разложения сложных пробок, он применим лишь для разложения маломощных гидратных отложений.

Прогрев колонны НКТ при работе скважины через затрубное пространство.

Основан на повышении температуры и разложении слоя гидрата, непосредственно прилегающего к стенкам труб. Неразложившаяся часть пробки удаляется из скважины переключением потока пластовой жидкости из затрубного пространства в лифтовые трубы. Аналогичная операция применяется при ликвидации маломощных и недавно образовавшихся гидратных пробок.

Продавка пробки на забой горячей нефтью.

Аналогична проталкиванию пробки штангой — скребком, но более эффективна, поскольку за счёт давления создаётся большее воздействие на пробку. Влияет также температура нефти, при повышении которой разрушаются пристенные слои пробки за счёт теплопередачи по металлу НКТ. Способ можно применять для ликвидации пробок небольшой мощности, недавно образовавшихся и рыхлых по структуре, и требуют применения специальной техники для нагрева и закачки нефти в лифтовые трубыпод высоким давлением.

Установка тепловой ванны.

Если нет сообщения между НКТ и затрубным пространством, то ликвидация гидратных пробок большой длины в лифтовых трубах газовых и нефтяных скважин сопряжена со значительными трудностями. При этом эффективным способом является тепловое воздействие на гидратную пробку с подачей теплоносителя в затрубное пространство. В качестве источников тепла используют широко применяемые в промысловой практике ППУ и агрегат депарафинизации скважин (АДП). Агрегат ППУ является универсальным источником тепла для разложения гидратных пробок в нефтяных скважинах различных конструкций. Основным преимуществом ППУ, как средства ликвидации гидратных пробок, является возможность прогрева колонны НКТ на всей длине пробки, что обеспечивает разложение пристеночных слоёв гидрата и её продавливание на забой в зону повышенной температуры, где гидраты окончательно разлагаются за счёт тепла пород нижнего интервала скважины. Для продавливания гидратной пробки на забой скважины необходимо предварительно разложить 30% гидратной фазы.

Промывка горячим раствором хлористого кальция.

Является эффективным и наиболее отработанным методом ликвидации гидратных и льдопарафино — гидратных пробок. Раствор горячего (80 о С) хлористого кальция с плотностью не менее 1,2 г/см 3 подаётся непосредственно на пробку по спускаемым через специальное противовыбросовое устройство полым штангам. Для реализации этого способа необходимо следующее оборудование: подъёмник, агрегаты ЦА — 320 и ППУ, автоцистерна для доставки раствора CaCl ₂ ,ёмкость (10 м 3 ) для приготовления и сбора раствора CaCl ₂ ,теплообменник для подогрева раствора паром от ППУ, полые шланги общей длинной до 800м, превентор, обеспечивающий пропуск штанг в НКТ, вертлюг А — 40, противовыбросовое оборудование. На верхнюю центральную задвижку фонтанной арматуры монтируется противовыбросовое устройство, которое состоит из двух головок с плашками и лубрикатора, обеспечивающего герметизацию НКТ. На нижней головке установлены конусные плашки под диаметр спускаемых штанг, которые удерживаются в верхнем положении специальной пружиной и находится в постоянном контакте со штангой. На нижнюю головку устанавливается верхняя, устройство которой отличается наличием фиксатора, удерживаемого плашки в нижнем положении, при котором они разобщены и не касаются поверхности спускаемой штанги. Плашки предназначены для предупреждения выброса штанг из скважины при повышении давления после разрушения пробок, при этом нижняя головка — основная, а верхняя — дублирующая. Скважина промывается через штанги, спускаемые через противовыбросовую арматуру по мере разрушения гидратной пробки. Штанги соединяются с вертлюгом А — 40 переходником, внутри которого устанавливается обратный клапан тарельчатого типа. Вертлюг штангой соединяется со стояком и манифольдом, к которому подключается агрегат ЦА — 320, обеспечивающий закачку горячего раствора CaCl ₂ в скважину. Для создания в штангах и НКТ противодавления при, промывке пробки на верхней струне фонтанной арматуры устанавливается регулируемый штуцер, через который отработанная жидкость подаётся по 60 мм трубам на подогрев и приём агрегата ЦА — 320. Для подогрева промывочной жидкости в бункере агрегата монтируется паровой змеевик батарейного типа, обеспечивающий подогрев раствора до 80оС. В качестве источника тепла используется агрегат ППУ. Чтобы избежать открытого фонтанирования при наращивании штанг, на первой снизу свече устанавливается шариковый обратный клапан.

Принцип работы которого заключается в следующем: на скважине, где образовалась парафиновая или гидратная пробка, устанавливается подъемник Аз — 37 и специальное оборудование, включающее в себя емкость с регистрами, устьевое герметизирующее устройство, изготовленное из СУЗГ, промывочный шланг, НКТ 1 » необходимой дины, ЦА — 320 и ППУ. Проход в НКТ обеспечивается циркуляцией горячей водой через трубки 1 » спускаемые через устьевое герметизирующее устройство, подъемником Аз — 37. На буфер устанавливается превентор и промывочное оборудование. Завозится раствор в расчётном объеме, раствор нагревают до 70 0 С. Спускают перо — 33 мм, длиной 8 м, обратный клапан, НКТ до глубины пробки. Ликвидация ГПП с промывкой горячим раствором через малый затруб на емкость. Промывка горячим раствором на циркуляцию в течении 2 -х часов.

Источник