К недостаткам относится громоздкость оборудования для спуска и подъема труб, так как радиус изгиба труб на барабане желательно иметь больший для меньшей остаточной деформации труб.
Достаточно широко на нефтяных промыслах применялись НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Менее распространены эмалированные трубы. Такие покрытия применяются для защиты от отложения парафина на трубах и защиты от коррозии внутренней поверхности труб. Кроме того, они снижают на 20...30% гидравлические сопротивления потоку.
Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб. На поверхности стекла не откладывается парафин. Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. Один из них -- образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у трещин. В настоящее время отрабатывается технология покрытия, уменьшающая трещинообразование. Второй недостаток -- разрушение стекла при деформации труб. Это ^ сказывается при больших глубинах подвески труб и их транспортировке, когда трубы не предохранены от изгиба.
Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защищает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не растрескивается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, обычно невысокая -- не более 60...80 °С.
В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями эмали. Технология нанесения эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой.
Покрытие труб эмалями, стеклом и эпоксидной смолой рассматривается как эффективное средство борьбы с отложением парафина. Конкретный вид покрытия необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации.
Общий недостаток покрытий в том, что внутренняя поверхность муфтового соединения труб остается незащищенной. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако применение таких мер создает дополнительные трудности
При эксплуатации скважин в основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60,73 и 89 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780-4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ - 12-15 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 168-мм - 89 мм и при 194-мм - 114 мм.
5. Методы и способы вызова притока и освоение добывающих скважин
Методы вызова притока и освоения скважин можно классифицировать следующим образом:
I. Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения).
II. Метод понижения уровня.
III. Метод «мгновенной» депрессии.
Соответственно существующим методам существуют следующие способы вызова притока и освоения.
К методу облегчения столба жидкости в скважине относятся:
1. Промывки (прямая, обратная, комбинированная) различными жидкостями.
2. Закачка газообразного агента (газлифт).
3. Закачка газированной жидкости (аэрация).
4. Закачка пенных систем.
К методу понижения уровня относятся:
1. Тартание желонкой
2. Свабирование.
3. Понижение уровня глубинным насосом.
К методу «мгновенной» депрессии относятся:
1. Способ падающей пробки.
2. Задавка жидкости глушения в пласт.
Рассмотрим основные способы вызова притока и освоения скважин.
Промывка скважины
Данный способ может быть реализован путем замены жидкости с большой плотностью на жидкость с меньшей плотностью путем промывки. Замена жидкости происходит обычно по схеме: буровой раствор-вода-нефть-конденсат. Различают несколько способов промывки.
Прямая промывка - закачка жидкости осуществляется в НКТ, а выход закачиваемой жидкости - из затрубного пространства. Обратная промывка - закачка жидкости осуществляется в затрубное пространство, а выход закачиваемой жидкости из колонны НКТ. Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость. Из скважины жидкость выходит в сборную емкость. Жидкость закачивают посредством цементировочного агрегата типа ЦА-320М, либо насосной установкой типа УН-1-160x700А.
Способ применяют для освоения скважин с большим пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Максимальное снижение давления составляет всего до 25% от давления создаваемого столбом глинистого раствора, что ограничивает применение этого способа.
Закачка газообразного агента
Суть данного способа заключается в закачке в скважину сжатого (компримированного) газа, что позволяет изменять плотность образующейся газожидкостной смеси в широких пределах, расширяя таким образом возможность вызова притока и освоения скважины. Способ является чрезвычайно эффективным, но требует наличия источников газа. Освоение нефтяных и газовых скважин с закачкой воздуха запрещено в связи с возможностью образования в скважинах взрывоопасных смесей. Однако использование инертных или взрывобезопасных (азот, выхлопные газы и т.д.) газов позволяет применять данный способ.
Для реализации способа в скважину спускаются НКТ с перепускным устройством (клапаном), установленным на определенной глубине ниже статического уровня жидкости, а устье оборудуется фонтанной арматурой. Газ закачивается с помощью передвижной компрессорной установки. Закачиваемый в затрубное пространство сжатый газ воздействует на статический уровень жидкости и жидкость через перепускное устройство перетекает в НКТ. Затем через перепускное устройство в НКТ начинает поступать газ, приводя к газированию жидкости. При этом происходит снижение плотности образующейся в НКТ газожидкостной смеси, уровень ее поднимается до устья и начинается излив. При этом забойное давление становится ниже пластового, образуется депрессия и скважина начинает работать.
Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье, поэтому этот способ наиболее безопасен. В процессе пуска быстро создается депрессия, поэтому данный способ неприменим при наличии рыхлых и неустойчивых коллекторов, подошвенной воды, верхнего газа. Увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.
Закачка газированной жидкости (аэрация)
Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа в затрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости и может достигать 300-400 кг/м3. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения.
Для освоения у скважины устанавливается передвижной компрессор, насосный агрегат, емкости для жидкости и смеситель (аэратор) для приготовления газированной жидкости. Газ от компрессора и жидкость от насосного агрегата поступает в смеситель, где и образуется газожидкостная смесь. Скорость закачки газожидкостной смеси должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ, и давление на забое не снизится. Скорость всплытия пузырьков обычно составляет 0,3-0,5 м/с, поэтому для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость порядка 0,8-1,0 м/с.
Для выноса с забоя тяжелых осадков (бурового раствора, частиц породы) обычно применяется обратная промывка.
Закачка пенных систем.
Пеной называется двухфазная система, состоящая из раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа. В нефтепромысловой практике для вызова притока и освоения скважины используются пены на основе водного раствора ПАВ и газа. Основной особенностью пены является возможность регулирования в широких пределах ее плотности. Получают пену по двум технологиям:
1. Приготовление пены на поверхности с последующей ее закачкой в скважину.
2. Приготовление пены в скважине, для этого закачивают в скважину раздельно растворы ПАВ и газ.
Для приготовления пены на поверхности используется специальное устройство, называемое аэратором, на вход которого подаются растворы ПАВ и газ, а на выходе получают пену.
Тартание желонкой
Тартание желонкой -- не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной), в нижней части которой имеется обратный клапан. Спускается в скважину на тонком (до 16мм) канате с помощью лебедки. Так как объем желонки невелик (за один спуск желонка выносит жидкость объемом не превышающим 0,06 м3), то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Работа проводится при открытом устье, что представляет определенную опасность, особенно при фонтанных проявлениях. Способ малопроизводительный и трудоемкий, однако, есть возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя.
Свабирование
Свабирование (поршневание) -- способ понижения уровня в скважине, в которую спущена колонна НКТ. Сваб представляет собой трубу небольшого диаметра (25-37,5 мм), на наружной поверхности которой укреплены эластичные уплотнительные манжеты, наружный диаметр которых соизмерим с внутренним диаметром НКТ. В нижней части сваба имеется обратный клапан. Уплотнительные манжеты имеющие чашеобразную форму при подъеме сваба распираются за счет давления столба жидкости над свабом, уплотняя зазор между наружным диаметром манжет и внутренним диаметром НКТ. Сваб спускается внутрь НКТ на лебедке, а глубина его погружения под уровень жидкости определяется прочностью каната и мощностью привода лебедки.
За один подъем сваба выносится столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75-150 м.
Свабирование -- более производительный способ (в 10-15 раз), чем тартание и может осуществляться с использованием фонтанной арматуры (т.е. скважина герметизируется и выброс невозможен) со специальным лубрикатором.
Понижение уровня глубинным насосом
На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рз < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.
Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости -- нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.
Способ падающей пробки
Способ падающей пробки -- суть его заключается в том, что колонна НКТ, спускаемая в скважину, в нижней части закрывается специальной пробкой, изготовленной из нефтерастворимого материала. Под действием собственного веса колонна НКТ спускается в скважину до определенной глубины, определяемой из равенства сил сопротивлений и собственного веса колонны. При необходимости увеличения глубины спуска колонны НКТ в нее с поверхности заливается определенное количество воды, удерживаемое в НКТ за счет пробки. При спуске колонны до расчетной глубины внутрь НКТ сбрасывается тяжелый предмет, который выбивает пробку. Так как столб воды в НКТ существенно меньше столба жидкости глушения в скважине, после падения пробки у башмака НКТ возникает достаточно большой перепад давлений, под действием которого жидкость глушения из скважины перетекает в НКТ, приводя к быстрому снижению забойного давления и притока.
Задавка жидкости глушения в пласт
Задавка жидкости глушения в пласт -- при этом вся или большая часть жидкости глушения залавливается в пласт за счет подключения компрессора, давление которого воздействует на уровень жидкости глушения.
Когда расчетный объем жидкости глушения поглощен пластом, компрессор отключается и давление в газонаполненной части скважины резко снижается (стравливание давления газа в атмосферу). При этом существенно снижается и забойное давление, провоцируя поступление флюидов из пласта в скважину.