В.С. Бойко — Підземний ремонт свердловин









В.С. Бойко


Підземний ремонт свердловин

Підручник





















В.С. Бойко


Підземний ремонт свердловин

Підручник














Івано-Франківськ
2002
Бойко В. С. Підземний ремонт свердловин: Підручник для вищих навчальних закладів. У 4-х частинах. Частина І. – Івано-Франківськ: Факел, 2002. – 465с.

Викладено основи процесів підземного (поточного і капітального) ремонту нафтових і газових свердловин. Розглянуто причини і фізичну суть явищ, що зумовлюють необхідність здійснення ремонтних робіт, планування і організацію підземного ремонту, фізичну і технологічну суть процесів ремонту, їх аналітичний опис і аналіз. Висвітлено технічне забезпечення і технологічні матеріали, що застосовуються під час підземного ремонту.
Подано перспективи і напрямки вдосконалення існуючих та розробки нових технологій і технічних засобів ремонту свердловин. Теоретичні та практичні положення доповнено прикладами розв’язування основних інженерних задач.
У першій частині підручника висвітлено планування і організацію підземного ремонту свердловин, розглянуто причини і класифікацію ремонтів. Подано розгляд питань підготовчих і завершальних робіт, пов’язаних з ремонтом свердловин. Надано увагу питанням техніки безпеки в процесі здійснення розглянутих робіт.
Для студентів вищих навчальних закладів, що навчаються за спеціальністю "Видобування нафти і газу".
Рекомендовано до друку Вченою Радою Івано-Франківського Національного технічного університету нафти і газу.
Рецензент: Я.С. Коцкулич, д-р техн. наук, проф. (Івано-Франківський Національний технічний університет нафти і газу)


















ISBN 966-7327-84-1 © В. С. Бойко, 2002 ЗМІСТ
Вступ 7
Глава 1 Планування й організація підземного ремонту свердловин 11
1.1 Класифікація фонду свердловин та показники ефективності його використання 11
1.1.1 Класифікація фонду свердловин 11
1.1.2 Показники ефективності використання фонду свердловин 13
1.1.3 Шляхи зменшення втрат видобутку нафти і газу із-за ремонтів свердловин 19
1.2 Причини та класифікація ремонтів свердловин 22
1.2.1 Причини і види зношування свердловин та експлуатаційного устаткування 22
1.2.2 Причини ремонту свердловин 25
1.2.3 Класифікація ремонтних робіт у свердловинах 30
1.3 Система управління підземним ремонтом свердловин 33
1.3.1 Служби ремонту свердловин 33
1.3.2 Джерела фінансування підземного ремонту 40
1.3.3 Планування ремонтних робіт 41
1.3.4 Організація виконання робіт з ремонту свердловин 43
1.3.5 Оцінка якості виконання ремонту 51
1.3.5.1 Методика оцінки і показники якості 51
1.3.5.2 Методика підрахунку технологічної ефективності від впровадження організаційно-технічних заходів 53
1.3.5.3 Методика підрахунку прибутку від впровадження робіт з інтенсифікації видобування 58
1.3.5.4 Методика підрахунку прибутку від впровадження технології і техніки капітального ремонту свердловин 60
1.3.6 Аналіз і коректування виконання ремонтних робіт 62
1.3.7 Стимулювання якості і кількості ремонтів 62
1.3.8 Контроль і облік у процесі ремонту свердловин 63
1.4 Планування обємів робіт з поточного ремонту нафтових і газових свердловин 64
1.4.1 Методика визначення обємів ремонтних робіт за коефіцієнтом частоти ремонтів 64
1.4.2 Методика визначення обєму ремонтних робіт за міжремонтним періодом 67
1.5 Визначення оптимальної кількості ремонтних бригад 68
1.5.1 Методика на основі аналізу балансу використання календарного фонду часу ремонтних бригад 68
1.5.2 Методика на основі аналізу балансу сумарних економічних витрат 70
1.5.3 Методика на основі застосування теорії масового обслуговування 75
1.6 Методика оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин 79
1.6.1 Мета оперативного планування 79
1.6.2 Зміна дебіту свердловини в часі 79
1.6.3 Розподіл свердловин за групами ремонтів 81
1.6.4 Визначення економічно доцільних термінів проведення планово-попереджувальних ремонтів 82
1.6.5 Встановлення черговості проведення поточних ремонтів 83
1.6.6 Порядок оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин 85
Контрольні питання 85
Глава 2. Підготовка свердловин до ремонту. Завершальний комплекс робіт 87
2.1 Послідовність робіт з ремонту свердловин та їх регламентація 87
2.1.1 Послідовність робіт з поточного ремонту свердловин 87
2.1.2 Послідовність робіт з капітального ремонту свердловин 90
2.1.3 Регламентація робіт з капітального ремонту свердловин 94
2.2 Підготовчий та завершальний комплекси робіт з підземного ремонту свердловин 95
2.2.1 Підготовчий комплекс робіт з підземного ремонту 95
2.2.2 Завершальний комплекс робіт 100
2.2.3 Усунення негерметичності обладнання гирла свердловини 100
2.3 Глушіння свердловин 101
2.3.1 Мета і способи глушіння свердловин 101
2.3.2 Вимоги до рідин глушіння 103
2.3.3 Рідини глушіння на водній основі 124
2.3.3.1 Водні рідини глушіння без твердої фази 124
2.3.3.2 Водні рідини глушіння з твердою фазою 143
2.3.3.3 Регулювання фільтраційних властивостей водних рідин глушіння 148
2.3.4 Рідини глушіння на вуглеводневій основі 152
2.3.5 Буферні блокувальні рідини 161
2.3.5.1 Блокувальні системи на водній основі 161
2.3.5.2 Блокувальні системи на вуглеводневій основі 163
2.3.5.3 Блокувальні інвертні крейдові дисперсії 165
2.3.6 Рідини глушіння свердловин і буферні рідини на основі крохмале-сольових гелів 172
2.3.7 Вибирання рідини глушіння і блокувальної рідини 175
2.3.8 Технології приготування рідин для глушіння свердловин 183
2.3.9 Технології глушіння свердловин 189
2.3.10 Особливості глушіння свердловин, продукція яких містить сірководень 193
2.3.11 Розрахунки, повязані з глушінням свердловин під час здійснення ремонтних робіт 195
2.4 Дослідження свердловин та обстеження їх стовбурів 203
2.4.1 Гідродинамічні дослідження негерметичності експлуатаційної колони 204
2.4.2 Промислово-геофізичні дослідження 212
2.4.3 Обстеження стовбура свердловин 239
2.5 Освоєння свердловин 243
2.5.1 Освоєння нафтових свердловин 243
2.5.2 Особливості освоєння газових свердловин 259
2.5.3 Особливості освоєння горизонтальних свердловин 259
2.5.4 Особливості освоєння морських свердловин 260
2.5.5 Особливості освоєння нагнітальних свердловин 260
2.5.6 Вибирання допустимої величини депресії тиску під час викликання припливу 263
2.6 Вимоги з техніки безпеки під час виконання підготовчих і завершальних робіт 264
2.6.1 Вимоги з техніки безпеки під час виконання вантажно-розвантажувальних робіт і транспортування обладнання 264
2.6.2 Вимоги з техніки безпеки під час здійснення підготовчих робіт біля свердловини та експлуатації обладнання 271
2.6.3 Вимоги з техніки безпеки в процесі здійснення промислово- геофізичних і вибухових робіт 284
2.6.4 Техніка безпеки в процесі освоєння свердловин 285
Контрольні питання 288
Глава 3. Обладнання та інструмент для підземного ремонту свердловин 291
3.1 Класифiкацiя комплексу ремонтного обладнання та iнструменту i схема його розмiщення в робочiй зонi 291
3.2 Пiднімальне обладнання 292
3.2.1 Вежi i щогли 293
3.2.2 Пiднімальнi механiзми 297
3.2.3 Талева система 321
3.2.4 Вибiр та експлуатацiйнi розрахунки пiднімального
обладнання 334
3.3 Обладнання, яке використовується для обертання iнструменту 357
3.4 Противикидне обладнання 363
3.5 Обладнання для здiйснення технологiчних процесiв та операцiй 371
3.5.1 Насоснi устатковання 371
3.5.2 Обладнання для цементування та змішування компонентів 377
3.5.3 Автоцистерни 392
3.5.4 Пересувнi компресорнi устатковання 396
3.6 Обладнання для здiйснення допомiжних операцiй 398
3.6.1 Труби 398
3.6.1.1 Насосно-компресорнi труби 398
3.6.1.2 Бурильнi труби 401
3.6.1.3 Обсаднi труби 406
3.6.1.4 Розрахунки труб 408
3.6.2 Пакери, якори і роз’єднувачі колон 410
3.7 Агрегати для механiзацiї ремонтних i промислових робiт 430
3.7.1 Пересувний агрегат для пiдготовчих робiт з ремонту
свердловин 430
3.7.2 Агрегати для встановлення анкерiв 432
3.7.3 Промисловi самонавантужувачi 433
3.7.4 Трубовози i штанговоз 434
3.7.5 Агрегат обслуговування пiднімальних устатковань 437
3.7.6 Механiзацiя під час роботи з обладнанням устатковань електровiдцентрових насосiв 438
3.7.7 Інші агрегати і устатковання 443
3.8 Засоби малої механiзацiї ремонтних робiт 451
Контрольні питання 458
Список літератури 459

Вступ
У кожному суспільстві основна увага надається підвищенню ефективності виробництва як джерелу росту добробуту, прибутку. Підвищення ефективності нафтогазовидобування можна досягнути впровадженням наукових здобутків, нових технологій і техніки, високої культури виробництва та експлуатації технічних засобів.
В Україні на сьогодні розробляється 86 нафтових і 76 газових та газоконденсатних родовищ; обсяги видобутку власної нафти складають лише 13,5 % і газу 20 % від потреби. Поточний коефіцієнт вилучення запасів нафти становить 24 % і газу 74 %; очікуваний кінцевий – нафти 36 %. В експлуатації знаходиться понад 2300 нафтових, 1742 газових і 300 нагнітальних свердловин.
Свердловини за всією вартістю складають біля 60% загальної вартості основних виробничих фондів, на яких базується виробництво. Відомо два головних шляхи кращого використання основних фондів: інтенсивний та екстенсивний, тобто повніше їх використання за потужністю на одиницю робочого часу і залучення усіх фондів у виробництво та ліквідацію різних витрат робочого часу (простоювань свердловин). Недостатнє використання основних фондів змушує вкладати кошти на освоєння нових виробничих фондів. Підвищення інтенсивності роботи можливо тільки на технічно справному обладнанні. Забезпечення і підтримування обладнання у роботопридатному стані – справа ремонтної служби.
Необхідність організації спеціального обслуговування і ремонту свердловин пов’язана із зношуванням експлуатаційного обладнання, а також із не обхідністю збільшення продуктивності свердловин, підвищення нафтогазовилучення з покладів, здійснення заходів з охорони надр та довкілля.
Робота зі свердловинами передбачає догляд за експлуатаційним обладнанням у період від ремонту до ремонту (міжремонтне обслуговування) та здійснення планових ремонтів свердловин.
Під час систематичного огляду експлуатаційного обладнання виявляють порушення встановлених (заданих) параметрів технологічного режиму роботи, витікання рідин і газу, змащують робочі частини, в міру необхідності замінюють сальники, усувають виявлені несправності, які можна негайно виправити тощо. Огляд експлуатаційного обладнання пов’язується з обов’язковим підтримуванням чистоти на присвердловинних майданчиках і т.д. Мета догляду – підтримування обладнання у роботопридатному стані, зменшення зношуванння експлуатаційного обладнання, збільшення міжремонтних періодів і термінів служби свердловин, запобігання занечищенню довкілля та виконання вимог з охорони надр. Догляд за свердловинами здійснюють робітники основного виробництва – оператори з видобування нафти і газу, які дотримуються певного маршруту переміщення та у відповідності з графіком виконують щоденні операції.
Ремонти свердловин полягають у ремонті наземного і підземного обладнання свердловин. До ремонту підземного обладнання належить виконання поточних і капітальних ремонтів свердловин.
Поточний підземний ремонт свердловин – це комплекс робіт з підтримування підземного експлуатаційного, внутрішньосвердловинного обладнання в роботопридатному стані. Поточний ремонт охоплює типові технологічні операції: підготовчі, спуско-підіймальні, очищення від пробок та відкладів, промивання свердловини, заміну обладнання, завершальні.
Капітальний ремонт свердловин пов’язаний з роботами з відновлення роботопридатного стану системи свердловина – пласт, а також з виконанням заходів з охорони надр та довкілля. Капітальний ремонт охоплює типові технологічні операції і процеси: підготовчі, спуско-підіймальні, ловильні, ізоляційні тощо, а також завершальні.
Роль ремонтних робіт, пов’язаних з регулюванням та інтенсифікацією розробки покладів, підвищенням кінцевого нафтогазовилучення, оптимізацією роботи та поновленням фонду свердловин, підвищенням продуктивності свердловин та збільшенням дебіту, ізоляцією припливу води і перерозподілом закачуваної води в малопроникні колектори неоднорідних пористих і тріщинуватих пластів, ліквідацією різного виду ускладнень і аварій зі свердловинним обладнанням, проведенням заходів з охорони надр і довкілля, особливо підвищується у зв’язку з тим, що переважна більшість фонду свердловин в Україні знаходиться на ще й досі високопродуктивних старих родовищах.
Вивчення основних закономірностей виробничого процесу ремонту свердловин, його технологічних процесів і операцій, а також технологічного і технічного забезпечення складає предмет даної наукової і навчальної дисципліни.
Об’єктом вивчення даної дисципліни є виробничий процес ремонту свердловин, під яким взагалі розуміють процес виготовлення продукції чи виконання об’єму робіт. У виробничому процесі виділяють технологічну його сторону, яка пов’язана із видозміненням процесу праці (системи свердловина – пласт) за допомогою знарядь праці (машин, механізмів, обладнання, інструменту), що і є об’єктом вивчення.
Мета дисципліни "Ремонт свердловин" – дати основи технології підземного (поточного і капітального) ремонту нафтових і газових свердловин, планування й організації ремонту, вивчити технічне забезпечення, технологічні матеріали, а також перспективи та основні напрямки розвитку процесів ремонту.
Викладання навчального матеріалу виконано за таким принципом: розгляд причин і фізичної суті явищ, що зумовлюють необхідність здійснення ремонтних робіт, а відтак фізичної і технологічної суті процесів ремонту, їх аналітичний опис і аналіз, висвітлення технічного забезпечення і технологічних матеріалів, окремо подано організацію, планування, перспективи і напрямки вдосконалення існуючих та розробки нових технологій і технічних засобів ремонту свердловин.
Вивчення курсу вимагає знання ряду понять, положень, законів і закономірностей теоретичних і практичних наук: фізики, хімії, опору матеріалів, деталей машин, гідравліки і, особливо, технології видобування нафти і газу.
Ремонт свердловин – галузь прикладної технологічної науки, яка вивчає як теоретичні, так і практичні проблеми та розвиває основи технології видобування нафти і газу. Для спеціаліста-технолога з видобування нафти і газу є важливим вміння розв’язувати експлуатаційні задачі щодо виконання робіт по організації та проведенню підземного ремонту свердловин і боротьби з ускладненнями під час експлуатації видобувних, нагнітальних та інших свердловин.
Даний підручник є першим підручником з ремонту свердловин для студентів вищих навчальних закладів. Автор із вдячністю прийме поради і побажання щодо структури і змісту, які сприятимуть підвищенню рівня і покращенню методики викладання дисципліни.

ГЛАВА 1 ПЛАНУВАННЯ Й ОРГАНІЗАЦІЯ ПІДЗЕМНОГО РЕМОНТУ СВЕРДЛОВИН
Класифiкацiя фонду свердловин та показники ефективностi його використання
Класифiкацiя фонду свердловин
Весь фонд свердловин пiдроздiляють на групи свердловин: 1) видобувних; 2) нагнiтальних; 3) контрольних; 4) законсервованих; 5) які очiкують лiквiдацiї i перебувають у лiквiдацiї; 6) лiквiдованих; 7) водозабірних; 8) поглинальних.
Видобувний (експлуатацiйний) фонд складає найбiльшу частину всього фонду i містить у собі такі підгрупи свердловин: а) які дiють; б) які не дiють; в) які освоюються та які очiкують освоєння пiсля бурiння; г) які очікують закінчення розбурювання куща свердловин; ґ) які очікують облаштування промисла.
До дiючого фонду вiдносяться свердловини, якi хоч би декiлька годин працювали i давали продукцiю в останньому мiсяцi звiтного року (чи звітного кварталу). Свердловини, якi давали нафту, а відтак зупиненi i знову введенi в роботу в тому ж або в наступному мiсяцi, на кiнець обох мiсяцiв числяться в дiючому фондi. Дiючий фонд охоплює двi категорії свердловин:
1) продуктивних, тобто таких, що дають продукцiю (нафту; нафту і газ; тільки газ; газ і газоконденсат; перші дві часто називають просто нафтовими, а другі дві – газовими);
2) зупинених в останньому мiсяцi звiтного року (кварталу), серед яких розрiзняють свердловини, що простоюють: а) через очiкування ремонту; б) через ремонт; в) через вiдсутність устаткування.
До недiючого фонду вiдносять свердловини, якi простоюють більше одного календарного мiсяця. Такi свердловини можуть бути в недiї:
а) з минулих рокiв (зупиненi до 1 грудня попереднього року);
б) у звiтному роцi (зупиненi в поточному роцi або в груднi попереднього року).
газові свердловини, що не діють, у статистичному обліку підрозділяються за причинами простоювання: обводнення, аварія, тиск на гирлі нижче тиску в магістральному газопроводі, відсутність припливу, потреба повернення на інші пласти і т.д.
До таких, що освоюються чи очікують освоєння після буріння, відносяться свердловини, які взято на баланс нафтогазовидобувного підприємства від бурових підприємств і зараховано до видобувного (експлуатаційного) фонду для наступної експлуатації. Свердловини, які переведені в експлуатаційний фонд із інших фондів (нагнітальні, контрольні, законсервовані) і знаходяться на кінець звітного року в освоюванні, обліковуються в цій групі свердловин тільки в тому разі, якщо раніше вони ніколи не експлуатувалися на нафту і газ. Свердловини, які раніше відносились до категорії продуктивних і знаходяться на кінець звітного кварталу в освоюванні або в очікуванні освоєння після проведення в них ремонтно-ізоляційних, дослідно-випробувальних та інших відновлювальних робіт, обліковуються в складі недіючого фонду.
Окрiм цього свердловини видобувного (експлуатацiйного) фонду пiдроздiляють на:
1) старi, серед яких маємо а) перехiднi з минулого року (свердловини, якi в мiсяцi, що передує звiтному перiоду, хоч би декiлька годин працювали і давали продукцiю), б) вiдновленi iз недiї протягом звiтного перiоду;
2) новi, що зараховані в експлуатацiйний фонд протягом звiтного року (кварталу), зокрема це свердловини, що зараховані а) з бурiння; б) з освоєння пiсля бурiння в минулих роках; в) з фонду, який ранiше не експлуатувався на нафту i газ (з контрольних; з лiквiдованих; з законсервованих).
Нагнітальними вважаються свердловини, які призначені для закачування в них робочого агента (води, повітря, газу, пари, поверхнево-активних речовин і інш.) з метою підтримування пластового тиску в покладах або реалізації інших методів інтенсифікації видобування нафти і газу. До нагнітальних відноситься фонд свердловин, які діють, не діють, освоюються чи очікують освоєння.
До контрольних відноситься весь фонд таких свердловин (п’єзометричні, спостережні), які призначені спеціально для контролювання за процесом розробки родовища (вимірювання, контроль і спостереження за просуванням контурних вод, за зміною тиску в пласті, за взаємодією видобувних і нагнітальних свердловин і т.д.).
До законсервованих відносяться свердловини, на які є дозвіл на консервацію незалежно від призначення і причини консервації, в т.ч. які прийняті від бурових підприємств у стані консервації або законсервовані з моменту прийняття їх від бурових підприємств. Якщо після закінчення встановленого терміну консервації свердловина не підлягає ліквідації, то вона переводиться у відповідний фонд у залежності від її призначення.
До свердловин, які очікують ліквідації і перебувають у ліквідації, відносяться такі, документи на ліквідацію яких відправлено у вищі організації для затвердження, а також в яких на кінець звітного кварталу здійснюються роботи по ліквідації.
До ліквідованих після експлуатації відносяться всі експлуатовані раніше і ліквідовані з початку розробки родовища свердловини, ліквідація яких оформлена у відповідності з чинним положенням. До ліквідованих після буріння відносяться усі експлуатаційні і розвідувальні свердловини, які виявилися непридатними для промислового використання і ліквідовані відповідно до встановленого порядку буровим підприємством або нафтогазовидобувним підприємством з початку розвідки родовища незалежно від причини ліквідації.
До водозабірних і таких, що дають йодо-бромну і технічну воду, відноситься весь фонд подібних свердловин, тобто які діють, не діють, освоюються і очікують освоєння. До цієї групи відносяться спеціально пробурені і старі, повністю обводнені, але раніше продуктивні свердловини, вода з яких використовується для потреб буріння, капітального ремонту свердловин, підтримування пластового тиску та інших промислових потреб, а також свердловини, вода з яких використовується органами охорони здоров'я для лікувально-профілактичних і санітарно-гігієнічних потреб.
До поглинальних відноситься весь фонд таких свердловин, які призначені для скидування в непродуктивні горизонти (пласти) стічних вод, забруднених промисловими і побутовими відходами, незалежно від їх початкового призначення і застосування.
Фонд свердловин для звіту складають окремо по нафтових, газових і газоконденсатних родовищах.
Показники ефективностi використання фонду свердловин
З господарської точки зору доцiльним є те пiдприємство, яке дає прибуток, тобто рентабельне пiдприємство. Iз загальної суми прибутку від діяльностi нафтогазовидобувного підприємства понад 97% припадає на прибуток вiд основної дiяльностi – видобування нафти i газу. Вiн є рiзницею мiж виручкою вiд реалiзацiї товарної продукцiї i собiвартiстю реалiзованої продукцiї (нафти i газу):
13 EMBED Equation.3 1415, (1.1)
де П – прибуток вiд реалiзацiї товарної продукцiї; Q – об`єм реалiзованої продукцiї (нафти, газу); Ц – цiна одиницi вимiру продукцiї; С – собiвартiсть одиницi вимiру продукцiї.
Отже, якщо цiни на нафту i газ вважати незмiнними, то для пiдвищення прибутку необхiдно збiльшити накопичені видобутки нафти i газу, тобто триваліше та інтенсивніше видобувати нафту і газ із кожної свердловини, та зменшити собiвартість.
Тривалість роботи i простоювання свердловин облiкують у свердловино-мiсяцях (або у свердловино-днях чи свердловино-годинах).
Свердловино-мiсяць – це умовна часова одиниця вимiру тривалості роботи i простоїв, яка дорiвнює 30 свердловино-добам, або 720 свердловино-годинам. Для визначення тривалості роботи в добах чи годинах потрiбно помножити кількість свердловино-мiсяцiв відповідно на 30 чи 720. Розрiзняють свердловино-мiсяцi, якi числяться за експлуатацiйним i дiючим фондами свердловин, та свердловино-мiсяцi експлуатацiї (вiдпрацьованi).
Свердловино-мiсяцi,якi числяться за експлуатацiйним фондом свердловин, Сф, характеризують сумарний календарний час, протягом якого свердловини числились в експлуатацiйному (видобув-ному) фондi (в дiї i недiї).
Свердловино-мiсяцi, якi числяться за дiючим фондом свердловин Сд, характеризують сумарний календарний час, протягом якого свердловини числились у дiючому фондi (продуктивні і зупинені свердловини).
Свердловино-мiсяцi експлуатацiї (вiдпрацьованi) Се характеризують сумарний час роботи свердловин, що діють, тобто час, протягом якого свердловини давали продукцiю. Час накопичення рiдини в процесі перiодичної експлуатацiї свердловин вiдноситься до робочого часу.
Ефективність використання експлуатаційного (діючого і недіючого) фонду характеризують коефіцієнтами екстенсивного використання:
а) коефіцієнтом використання фонду свердловин Кф;
б) коефіцієнтом експлуатації свердловин Ке.
Коефiцiєнт використання фонду свердловин Кф – це вiдношення сумарного часу te роботи (експлуатації) свердловин, що діють, (відпрацьованого часу) до сумарного календарного часу tф експлуатацiйного фонду свердловин:
13EMBED Equation.21415. (1.2)
Коефiцiєнт експлуатацiї свердловин Ке – це вiдношення сумарного часу tе роботи свердловин, що діють, до сумарного календарного часу tд дiючого фонду свердловин:
13EMBED Equation.21415. (1.3)
Коефiцiєнт використання фонду свердловин Кф становить 0,9 – 0,97 (у середньому 0,945).
Коефiцiєнт експлуатацiї Ке нафтових свердловин для фонтанного способу і газових свердловин є найвищим (0,99 – 1,0), а для механiзованих способів експлуатацiї нафтових свердловин значно нижчим, особливо для штангово-насосного способу (0,955), що пояснюється, в першу чергу, складнiстю устаткування. Тому його доцiльно визначати окремо для кожного способу експлуатацiї свердловин, оскільки, наприклад, збiльшення цього коефiцiєнта може вiдбутися тiльки за рахунок росту кількості фонтанних свердловин, для яких вiн є найбiльшим, а не за рахунок покращення технiки експлуатацiї. За високої органiзацiї виробництва коефiцiєнт експлуатацiї нафтових свердловин у цілому сягає 0,96 – 0,98.

Задача 1.1 Визначити показники ефективності використання фонду свердловин на родовищі. Відомо: на родовищі пробурено 14 свердловин, з яких чотири свердловини фонтанують, дев’ять експлуатуються штангово-насосним способом, а одна свердловина знаходиться в недії. Фонтанні свердловини протягом року відпрацювали 34524 год, а штангово-насосні – 77530 год.
Розв’язування. Сумарний календарний час експлуатаційного фонду tф = 12.720.14 = 120960 год. Коефіцієнт використання фонду свердловин Кф = (34524 + 66874): 120960 = 0,838. Коефіцієнти експлуатації відповідно фонтанних, штангово-насосних свердловин і свердловин, що діють: К13SYMBOL 39 \f "Times New Roman" \s 1414'15е = 34524:(12.720.4) = 0,999;
К13SYMBOL 39 \f "Times New Roman" \s 1414'1513SYMBOL 39 \f "Times New Roman" \s 1414'15е = 66874: (12.720.9) = 0,86; K13SYMBOL 39 \f "Times New Roman" \s 1414'1513SYMBOL 39 \f "Times New Roman" \s 1414'1513SYMBOL 39 \f "Times New Roman" \s 1414'15е = (34524 + 66874): (12.720.13) = 0,903. Простоювання одної свердловини спричинило отримання малої величини коефіцієнта використання фонду свердловин на родовищі (Кф = 0,838).

Тривалiсть експлуатацiї свердловин за певний перiод характеризується окрім коефiцiєнта експлуатацiї свердловин, також i мiжремонтним перiодом.
Мiжремонтний перiод (МРП) – це тривалiсть фактичної експлуатацiї свердловини (у добах) мiж попереднiм i наступним ремонтами.
Мiжремонтний перiод обчислюють стосовно до конкретної свердловини, групи свердловин i до всiх свердловин пiдприємства.
У галузевiй методицi для обчислення МРП стосовно до конкретної свердловини пропонується загальний вiдпрацьований свердловиною час роздiлити на кількість ремонтiв, тобто
13EMBED Equation.21415, (1.4)
де tс- мiжремонтний перiод роботи свердловини, доби; tе- загальний вiдпрацьований свердловиною час за контрольний перiод, доби; n- кількість ремонтів даної свердловини.
Якщо протягом контрольного перiоду свердловину не ремонтували, то дана формула не придатна для розрахунку "середньої тривалостi роботи свердловини". Тому правильнішим є розрахунок МРП як середньої тривалостi робото придатного стану свердловини, тобто розрахунок протягом тривалішого контрольного періоду, а саме:
13EMBED Equation.21415, (1.5)
де tpi- тривалiсть мiжремонтного перiоду на i – тому промiжку роботопридатного стану свердловини, діб; i=1,2,3,...,m- кількість промiжкiв (перiодiв) роботопридатного стану свердловини протягом контрольного перiоду (між окремими ремонтами).
Для групи свердловин МРП за певний час визначають за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.6)
де tгр, – мiжремонтний перiод групи свердловин; tcj, tpj, tkj – відповідно міжремонтний період, тривалiсть ремонту (простоювання) та календарний час експлуатацiї j-ої свердловини; nj – кiлькiсть ремонтiв по j-iй свердловинi; N – кількість усiх свердловин.
Протягом розрахункового перiоду частина свердловин може бути переведена з одного способу експлуатацiї на iнший, частина переведена в нагнiтальнi чи спостережнi, частина введена iз консервацiї i т.п. Тодi з урахуванням перебiгу кількості свердловин у часi середнiй мiжремонтний перiод k-ої групи свердловин, що експлуатуються одним способом, доцiльнiше визначати як середньозважений за часом:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.7)
де tгр.к- середнiй мiжремонтний перiод k-ої групи свердловин, що експлуатуються одним способом; j=1,2,3...zк – кількість свердловин у k-iй групi, якi працюють у контрольному перiодi; 13SYMBOL 116 \f "Times New Roman" \s 1414t1513SYMBOL 83 \f "Symbol" \s 1414S1513SYMBOL 106 \f "Times New Roman" \s 1414j15 – сумарний час роботи j-ої свердловини за контрольний перiод.
Загальний мiжремонтний перiод роботи свердловин пiдприємства (цех, нафтогазовидобувне пiдприємство, акцiонерне товариство) розраховується як середньозважений по фонду свердловин:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.8)
де tп – мiжремонтний перiод роботи свердловин пiдприємства; k = 1, 2, 3... 13SYMBOL 108 \f "Symbol" \s 1414l15 – кількість груп свердловин за способами експлуатацiї; zk – кількість свердловин у k-й групi.
Міжремонтний період роботи свердловин можна також визначати за коефіцієнтом експлуатації, а саме:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.9)
де N – середня кількість свердловин, що діють; tk– календарний час; Ке – коефіцієнт експлуатації ; Р – кількість врахованих ремонтів. Тут добуток (Ntk) – це сумарний календарний час за діючим фондом свердловин, а чисельник –сумарний час роботи свердловин, що діють.

Задача 1.2. Визначити міжремонтний період роботи свердловин по цеху видобування нафти. Відомо: цех здійснює експлуатацію 145 свердловин, які діють протягом року з коефіцієнтом експлуатації Ке=0,87. Кількість ремонтів протягом року становить 352 одиниці.
Розв’язування: міжремонтний період роботи свердловин
tмрп = (145·364·0,87)/352 = 130,5 діб.

Мiжремонтний перiод змiнюється в дуже широких межах, а саме вiд декiлькох тижнiв для штангово-насосних свердловин (за умов ускладнень вiдкладанням пiску) до декiлькох рокiв під час фонтанної експлуатацiї нафтових свердловин чи під час експлуатацiї газових свердловин. По штангово-насосних свердловинах у середньому він становить 310 діб, по відцентровонасосних – 350 діб, по газліфтних – 900 діб.
Мiжремонтний перiод, в основному, визначається способом експлуатацiї, оскiльки ймовiрнiсть зупинок, пов`язаних з необхiднiстю ремонту, залежить вiд складностi устаткування, його надiйностi тощо. На МРП також впливають:
а) умови експлуатацiї (глибина пiднімання рiдини i величина дебiту, правильнiсть встановлення технологiчного режиму);
б) ступiнь проявлення ускладнювальних чинникiв (пiсок, парафiн, солi, газогідрати, корозiя, велика в`язкiсть продукцiї, накопичення води чи газоконденсату на вибої, викривлення свердловини);
в) якiсть виготовлення, досконалiсть та надiйнiсть устаткування;
г) якiсть виконання попереднього ремонту.
Iз збiльшенням тривалостi мiжремонтного перiоду зростає накопичений видобуток нафти (i газу) iз свердловини. Його зменшення може мати мiсце у випадках:
а) коли свердловина внаслiдок неякiсних ремонтiв уводиться в експлуатацію з дебiтом, меншим за режимний;
б) коли із-за поступового зменшення дебiту планово-попереджувальний (профiлактичний) ремонт здiйснюється в термiни, якi вiдрiзняються вiд економiчно обгрунтованих (пригадаймо обгрунтування кiнцевого коефiцiєнта подавання штангового насоса перед його заміною).
Економiчно обгрунтованi термiни проведення ремонту або, iншими словами, оптимальна кількість ремонтiв кожної конкретної свердловини визначаються за допомогою економiко-математичної моделi iз умови максимiзацiї прибутку, одержаного вiд видобутої iз свердловини нафти (газу). Iз цiєї моделi можна визначити дебiт нафти (газу), за якого економiчно доцiльно починати здiйснювати планово-попереджувальний ремонт.
Зрозуміло, що робота технолога повинна бути скерована на підвищення коефіцієнтів використання фонду Кф та експлуатації Ке, або щодо останнього, рівнозначно на збільшення міжремонтного періоду.
Інтенсивність видобування нафти і газу, або, інакше, інтенсивність використання свердловин, характеризують середньодобовим і середньомісячним дебітами свердловин.
Середньодобовий дебіт свердловин (одної або групи) – це відношення загального видобутку нафти (газу) до кількості свердловино-діб, відпрацьованих свердловиною (або групою) за один і той же період часу.
Середньомісячний дебіт на свердловино-місяць відпрацьований – це відношення загального видобутку нафти (газу) до кількості відпрацьованих свердловино-місяців за один і той же період часу.
Збільшенння накопичених видобутків нафти і газу можна забезпечити:
підвищенням середньодобового дебіту діючого фонду свердловин або дебіту кожної свердловини зокрема;
збільшенням коефіцієнта використання фонду свердловин Кф (рівнозначно зменшенням фонду свердловин, які не діють);
збільшенням коефіцієнта експлуатації свердловин Ке (рівнозначно зменшенням тривалості простоїв свердловин діючого фонду із-за очікування ремонту, під час ремонту, із-за відсутності устаткування).
Собівартість продукції являє собою витрати підприємства на видобування та реалізацію одиниці продукції. Серед них є витрати на капітальний ремонт і на поточний ремонт їх наземного та підземного устаткування. Витрати на ремонти містять у собі заробітну плату, витрати на експлуатацію піднімачів і на матеріали, транспортні витрати і т.д. Звідси, зниження собівартості можна досягнути зменшенням вартості ремонтів свердловин за рахунок скорочення кількості і тривалості ремонтів, недопущення перевитрат матеріалів, пального тощо.

Задача 1.3. Визначити прибуток нафтогазовидобувного підприємства від основної діяльності. Відомо: підприємство реалізує за рік 164 тис.т нафти і 130 млн. м3 газу, собівартості видобування яких становлять 98,9 грн/т і 51,2 грн/1000 м3.
Ціни на 1 т нафти і 1000 м3 газу склалися відповідно 152,1 грн/т і 76,5 грн/1000 м3.
Розв’язування: Прибуток підприємства П = 164.103.(152,1-98,9) + 130(106.(76,5 –51,2).103 = 12,0138 млн.грн.
Шляхи зменшення втрат видобутку нафти і газу із-за ремонтів свердловин
Аналiз показує, що 80 – 90% недобору нафти i газу пов`язано з проведенням ремонтiв. Тому з метою зменшення поточних втрат видобутку нафти i газу (чи закачування витiснювального агента) по свердловинах необхiдно:
1) пiдвищувати тривалiсть мiжремонтного перiоду;
2) скорочувати тривалiсть простоювань;
3) дотримуватись прiоритетної черговостi ремонтiв конкретних свердловин.
Пiдвищення тривалостi мiжремонтного перiоду можна забезпечити як на стадiях проектування i здiйснення експлуатацiї свердловин шляхом застосування надiйного устаткування i належної його експлуатацiї, так i на стадiї ремонту високоякiсним його виконанням.
Доповнення коефiцiєнта експлуатацiї до одиницi характеризує вiдносну тривалiсть простоїв свердловин. Тривалiсть простоїв свердловини через ремонт визначається:
1) тривалiстю виконання самого ремонту;
2) очікуванням на прибуття ремонтної бригади.
Тривалiсть виконання ремонтiв скорочується, по-перше, iз збiльшенням змiнностi роботи ремонтних бригад (в одну, двi чи три змiни), по-друге, iз зменшенням тривалості рiзних непередбачених простоювань, що зумовленi незадовiльною органiзацiєю робiт (несвоєчасна пiдготовка або вiдсутнiсть устаткування чи матерiалiв, невиходи членiв ремонтної бригади на роботу тощо).
Коефiцiєнт змiнностi роботи бригад з ремонту свердловин визначається за формулою:
13EMBED Equation.21415, (1.10)
де Ni – кількість бригад, якi працюють відповідно в одну, двi i три змiни; Ci – кількість змiн (одна, двi i три змiни); i=1;2;3. Коефiцiєнт змiнностi характеризує також кількість змiн використання устаткування протягом доби. Пiдвищення коефiцiєнта змiнностi дає змогу з використанням одного i того ж устаткування й агрегатiв виконати бiльший обсяг робiт. Пiдвищення коефiцiєнта змiнностi роботи спецiальних агрегатiв i технологiчного транспорту в ході ремонту свердловин зростає з пiдвищенням змiнностi роботи бригад.
Цілодобова робота дає змогу зменшити витрати на використання устаткування, скоротити тривалiсть ремонту, уникнути необхiдності пiдняття iнструменту i перекриття свердловини пiсля закiнчення денної роботи. Разом з тим слiд пам`ятати, що ефективнiсть нiчних робiт є дещо нижчою від денних (приблизно на 10%), а окремi роботи (наприклад, очiкування тужавіння цементного розчину) можна приурочити до нiчного часу.

Задача 1.4. Визначити коефіцієнт змінності роботи бригад з ремонту свердловин у цеху підземного і капітального ремонту свердловин. Відомо: загальна кількість бригад становить 9 одиниць; в одну, дві і три зміни працюють відповідно 2,3 і 4 бригади.
Розвязування: Коефіцієнт змінності роботи бригад з ремонту свердловин Кзм = (2(1+313SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 1414Ч152+413SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 1414Ч153)/(2+3+4) = 2,22.

Очікування на прибуття ремонтної бригади на свердловину зумовлено випадковим характером виходу iз ладу окремих свердловин. Iнакше ремонтна бригада буде простоювати, очiкуючи моменту виходу iз ладу свердловини. Тут доцiльним є застосування методiв математичної статистики i теорiї масового обслуговування для визначення оптимальної кiлькостi ремонтних бригад iз умови повної зайнятостi працiвникiв, мiнiмуму часу на очiкування прибуття бригади на свердловину та втрат у видобутку нафти i газу. Пiдвищення ефективностi виробництва для працiвникiв служб з ремонту свердловин означає максимальне скорочування простоїв свердловин та найбiльшу продуктивнiсть кожної з них. Досягнути повної лiквiдацiї простоювань свердловин в очiкуваннi ремонту практично неможливо, але їх максимальне скорочення є резервом пiдвищення ефективностi експлуатації свердловин.
Основним критерiєм встановлення черговостi ремонтiв конкретних свердловин беруть максимально можливий видобуток нафти (газу) за час ремонту свердловин, що простоюють. Звiдси в першу чергу ремонтують свердловини з бiльшим дебiтом. У процесі визначення черговостi ремонтiв (як розвиток цього критерiю) пріоритет можна надавати тiй свердловинi, яка характеризується бiльшим дебiтом i коротшою вiдстанню до неї вiд попереднього мiсцезнаходження ремонтної бригади. Доцільно також враховувати наявність дорожних перешкод під час транспортування устаткування і т. ін. Є й iнший пiдхiд, який враховує також дебіт після ремонту, коли за показник пріоритету беруть величину:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.11)
де q0, q – початковий дебіт по нафті (газу) після поточного ремонту і поточний дебіт перед ремонтом; tp – час ремонту свердловини. Першою повинна ремонтуватися свердловина, у якої цей показник є більшим.
Звiдси, параметрами для оцiнки ефективностi пiдземного ремонту свердловин можна вважати:
1) час знаходження свердловини в очiкуваннi ремонту;
2) час перебування свердловини в ремонтi;
3) мiжремонтний перiод;
4) накопичений видобуток рiдини (нафти) чи газу за мiжремонтний перiод (це важливо для насосних свердловин);
5) ступiнь вiдповiдностi дебiту свердловини пiсля ремонту режимному (заданому) дебiтові.
Причини та класифiкацiя ремонтiв свердловин
Причини і види зношування свердловин та експлуатаційного устаткування
Свердловина, як i будь-яка iнша споруда, потребує догляду та ремонту, оскiльки й устаткування, яке знаходиться в нiй та на поверхнi, i стовбур, i фiльтр у процесi експлуатацiї зношуються, руйнуються i стають непридатними до використання.
Розрiзняють фiзичне i моральне зношування. Фiзичне зношування – це змiна властивостей, розмiрiв i форми устаткування, внаслiдок чого воно вже не може задовольняти наші вимоги до нього. Моральним зношуванням називають зменшення вартостi використовуваної технiки внаслiдок технiчного прогресу в областi створення устаткування i в сферi його застосування, тобто внаслiдок створення дешевших конструкцiй такого ж типу або досконаліших конструкцiй устаткування. Модернiзацiя устаткування часто дає змогу за вiдносно невеликих витрат пiдвищити технiко-експлуатацiйнi показники устаткування i продовжити економiчно оправданий термiн використання ще не зовсiм фiзично зношеного устаткування. Модернiзацiю устаткування доцільно здiйснювати одночасно з його ремонтом.
На розмiри фiзичного зношування впливають:
а) ступiнь завантаження устаткування (iнтенсивнiсть, тривалiсть роботи);
б) особливостi виробничого i технологiчного процесiв (навколишнє середовище, корозiйне дiяння тощо);
в) якiсть виготовлення устаткування;
г) якiсть догляду i технiчного обслуговування.
Фiзичнi зношування можна роздiлити на двi групи: природнi та аварiйнi. Зношування, якi повiльно накопичуються i є наслiдком тривалої роботи сил тертя, дiяння високої температури, кислот i лугiв за нормальних умов експлуатацiї, називаються природними. Аварiйнi зношування виникають iз-за грубих порушень правил технiчного обслуговування й експлуатацiї (наприклад, відсутність періодичного змащування вузлів тертя, хоч в цьому є необхідність; перевантаження механізмів).
Видiляють п`ять основних видiв фізичного зношування i пошкодження деталей устаткування:
1. Механiчне зношування, яке проявляється в результатi взаємодiї пар тертя. В залежностi вiд природи пар тертя й умов їх взаємодiї розрiзняють зношування (витирання) пар тертя під час кочення чи ковзання та абразивне зношування. За характером змащування розрiзняють рiдинне тертя (тiла тертя роздiленi шаром змащування); граничне тертя в разі неповного чи недосконалого змащування (напiврiдинне, напiвсухе тертя); сухе тертя. Найменше зношуються деталі під час рiдинного тертя. За умов сухого чи граничного тертя можливе схоплювання вузлiв тертя внаслідок дiї молекулярних сил. Тому з метою забезпечення максимальної зносотривкостi необхiдно вибирати оптимальну шорсткiсть поверхнi, за якої коефiцiєнт тертя буде найменшим.
Під час абразивного зношування внаслiдок дряпаючої i рiжучої дiї твердих абразивних частинок (наприклад, пiску) деталi машин iнтенсивно зношуються.
У роботi кожної пари тертя видiляють три перiоди: припрацювання, природного зношування, аварiйного зношування. Протягом першого перiоду вiдбувається iнтенсивне згладжування нерiвностей спряжених поверхонь до настання стабiльної шорсткостi та постiйної площi контакту. Перiод природного зношування характеризується приблизно постiйною швидкiстю зношування. Третiй перiод характеризується швидким зростанням зношування, збiльшення зазору в спряженнi призводить до ударiв мiж деталями, що викликає пiдвищенi пластичнi деформацiї металу. Тому цей перiод зношування називається аварiйним, а знос має назву граничного.
2. Деформацiї i злами, якi супроводжуються змiною форми i розмiрiв деталi. Вони виникають внаслідок надмiрного збiльшення напруги в деталi, що перевищує межу текучостi чи межу мiцностi її матеріалу.
3. Ерозiйно-кавiтацiйне пошкодження, яке виникає через дiяння на метал потоку рiдини чи газу. Ерозiя (роз`їдання, руйнування) має мiсце за великих швидкостей потоку i наявностi в ньому механiчних домiшок (наприклад, пiщинок). Кавiтацiя – це утворення порожнин у рухомiй рiдинi, бульбашок пари, коли тиск рiдини знижується нижче тиску насиченої пари. Цi бульбашки, зникаючи з великою швидкiстю в зонi пiдвищеного тиску, зумовлюють гiдравлiчнi удари до поверхнi металу та його руйнування. Iнтенсивнiсть руйнування дуже зменшується з пiдвищенням твердостi поверхнi.
4. Корозiйне пошкодження – це процес руйнування металу внаслiдок хiмiчного й електрохiмiчного дiяння навколишнього середовища (корозiя атмосферна, газова, електролiтична).
5. Корозiйно-механiчне пошкодження, що виникає пiд впливом корозiї та механiчних чинникiв (напруг, деформацiй, тертя та iн.). Для пiдвищення довговiчностi деталей, якi працюють за умов корозiйної утоми (процес руйнування металiв у разі одночасного дiяння корозiйного середовища i циклiчних напруг), необхiдно ретельно iзолювати робочу поверхню вiд корозiйного середовища і зменшувати величину та циклiчнiсть напруг, що виникають у поверхневих шарах металу.
Зрозумiло, що зношування можна зменшити, але усунути його повнiстю не вдається. Необхiднiсть ремонту виникає в разі значного зносу устаткування, коли нормальна роботопридатнiсть устаткування не може бути вiдновлена в процесi експлуатацiї. Ремонт – це виправляння пошкоджень, усування дефектiв i зламів, лагодження вузлiв. Ремонт в якiйсь мiрi усуває фiзичний знос i вiдновлює роботопридатнiсть устаткування. Але з часом знос устаткування набуває такого стану, коли подальший ремонт стає економiчно недоцiльним, оскільки зношування вiдбувається настiльки iнтенсивно, що витрати на ремонт стають рiвними або бiльшими вiд вартостi нового устаткування,тобто деталь, вузол чи устаткування досягнули граничного зносу. Тодi їх необхiдно негайно вивести з експлуатацiї i замiнити новими чи вiдновленими. Не слiд доводити устаткування до граничного зносу, його необхiдно вивести з експлуатацiї (списати з обліку) до того, поки знос стане граничним.
Щоб передчасно не доводити устаткування до граничного зносу, необхiдно ретельно виконувати графiки технiчного обслуговування та ремонтiв і вести облiк роботи устаткування.
У ремонтнiй практицi видiляють також допустимий знос, за якого деталь під час ремонту може бути залишена в устаткуваннi, якщо її граничний знос не наступить ранiше наступного ремонту.
Якщо деталь працювала в умовах аварiйного зношування, то до неї вiдноситься вибракувальний знос, який визначає повну непридатнiсть деталi до роботи i до вiдновлення, а цю деталь необхідно вивести з експлуатації.
Перiод з початку введення устаткування в експлуатацiю до його списання називають термiном служби.
Причини ремонту свердловин
Свердловини експлуатують тривалий час. Періодично їх доводиться зупиняти для ремонту. Разом з тим у їх роботі можливі різні ускладнення, які призводять до порушення нормальної роботи свердловин і зумовлюють необхідність виконання ремонту. Порушення нормальної роботи свердловин супроводжуються звичайно зменшенням видобутку нафти, газу (об'ємів закачування витіснювального агента) аж до аварійної зупинки, а це викликає зниження ефективності використання фонду свердловин, збільшення поточних витрат на експлуатацію свердловин і поверхневого обладнання. нормальна робота свердловин (згiдно зі встановленим технологiчним режимом) може порушуватися з таких причин:
1) поступове зношування або аварiйний вихiд устаткування з ладу (злам штанг, негерметичностi насосно-компресорних труб (НКТ) чи плунжерної пари, заклинення насоса тощо);
2) корозія обладнання;
3) вiдкладання пiску (механічних домішок, продуктів корозії), парафiну, асфальтено-смолистих речовин, мінеральних солей, сірки, гiдратоутворення;
4) водопроявлення і передчасне обводнення продукцiї;
непередбачена змiна умов експлуатацiї (зменшення чи збiльшення вибiйного тиску, прорив газу, припинення подачi електроенергiї тощо).
У даний час не існує загальної, єдиної класифікації нафтових свердловин за ступенем впливу на їх роботу геолого-фізичної характеристики пласта і пластових флюїдів. За основу класифікації беруть ступінь впливу природних умов на роботу свердловинного устаткування або окремих його частин.
Усі нафтовидобувні свердловини за складом і властивостями їх продукції можна розділити на такі категорії: нормальні, газопроявні, піскопроявні, солевідкладні, парафіновідкладні та корозійні. У кожній з цих категорій можуть бути групи свердловин, які розрізняються, наприклад за ступенем обводнення, починаючи від чисто нафтових і закінчуючи найбільшим ступенем обводнення, який сягає 98-99 %. Крім того, свердловини можуть бути вертикальними (практично) і з різним ступенем викривлення стовбура, в т. ч. похило-скеровані (серед морських свердловин їх більша кількість) і горизонтальні.
Н о р м а л ь н о ю вважають свердловину, з якої задану кількість рідини можна відбирати стандартним свердловинним устаткуванням, забезпеченим на вході тільки простим фільтром, без застосування будь-яких спеціальних пристроїв або пристосувань, тобто без урахування будь-яких ускладнювальних факторів. У процесі експлуатації нормальних свердловин не повинно бути впливів піску, відкладів парафіну і солей, корозії і т. д. на тривалість безперервної роботи свердловини. Глибина занурення штангових насосів не повинна перевищувати необхідного мінімуму у разі відкачування рідини, яка не містить вільного газу.
Газопрояви ускладнюють роботу підземного устаткування тільки під час насосного видобування нафти. За інших способів (фонтанного, компресорного, плунжерного) вони сприяють підніманню рідини. Газопроявною свердловиною називають свердловину, обладнану штанговим насосом, яка відрізняється від нормальної одною з таких особливостей: свердловина періодично фонтанує через насос, при цьому коефіцієнт наповнення насоса може бути більшим одиниці; штанговим свердловинним насосом можна відбирати задану кількість рідини за наявності на вході газового сепаратора (якоря) або в після значного занурення насоса під рівень рідини, при цьому коефіцієнт наповнення може бути близьким до розрахункового або пониженим.
Піскопроявною називають свердловину, в продукції якої міститься пісок (від часток відсотка до 1-2% і більше). Свердловини з піскопроявами характеризуються тим, що в них періодично утворюються вибійні піщані пробки, що можливо за будь-якого способу експлуатації: насосного, газліфтного та фонтанного. Значно рідше зустрічаються патронні та висячі пробки. Це ж відноситься і до газових та газоконденсатних свердловин. Для одних і тих же колекторів найбільша кількість неполадок через пісок стається у свердловинах, обладнаних штанговими насосами. Відкачування штанговим насосом рідини, яка містить пісок, призводить до швидкого зношування плунжерів, втулок, клапанів та інших вузлів насоса, до заклинення плунжерів у циліндрах насосів і припинення подавання рідини. Боротьба з піскопроявами в цих свердловинах значно складніша, ніж у газліфтних, фонтанних та газових свердловинах. Це зумовлюється тим, що штангове насосне устатковання за конструкцією є складнішим піднімачем для рідини, яка містить пісок, ніж фонтанне.
Солевідкладною вважають свердловину, з продукції якої в процесі піднімання з вибою виділяються і осідають на поверхні свердловинного та гирлового устаткування різні солі. Перший невеликий шар поступово зростає і зменшує (або навіть повністю перекриває) прохідний переріз піднімальних труб, що призводить до зменшення, а потім і припинення подавання рідини свердловиною.
Парафіновідкладною називають свердловину, в якій під час експлуатації з рідини випадають і відкладаються на трубах, штангах та інших частинах свердловинного устаткування кристали парафіну. Для запобігання відкладання парафіну застосовують спеціальні шкребки або інші способи, а для видалення утвореного шару – періодично прогрівають підземне устаткування парою, електронагрівачами, гарячою рідиною (нафтою, конденсатом тощо).
Корозійною вважають свердловину, в якій тривалість неперервної (без підняття) роботи свердловинного устаткування (труб, насосів, штанг і т.д.) значно нижче (на 30-40% і більше) терміну служби такого ж устаткування в подібних за характеристикою нормальних свердловинах, і причиною цього є діяння корозійного середовища (вміст у продукції сірководню або інших агресивних речовин). Корозія проявляється в зменшенні терміну служби устаткування (труб, штанг, насосів і т.д.), служить причиною витікання рідини через муфтові з’єднини, обривання труб, штанг тощо.
Для будь-якої з названих категорій свердловин велику роль відіграє ступінь обводнення їх продукції. Крім того, слід мати на увазі, що одні і ті ж свердловини можуть одночасно належати до декількох категорій (окрім нормальних), наприклад, давати пісок з відкладанням парафіну, відрізнятися агресивним корозійним середовищем тощо. З часом свердловини можуть переходити із однієї категорії в іншу: нормальні – у піскопроявні, газопроявні – у нормальні і т.д. Однак відносно двох категорій свердловин (піскопроявних і корозійних) належить мати на увазі, що коли діяння піску або корозії внаслідок тих чи інших спеціальних заходів усувається, то свердловини залишаються у своїх категоріях і не переходять у категорію нормальних. Перехід свердловин у категорію нормальних відбувається лише в разі повного припинення поступлення піску до вибою природнім шляхом або в разі втрати корозійних властивостей видобувною рідиною.
Отже, під ускладненням належить розуміти будь-яке відхилення умов експлуатації даної свердловини від нормальних. Під час розробки нафтових, газових, нафтогазових та газоконденсатних родовищ наявність у продукції видобувних свердловин піску, парафіну, сірководню, гідратів і солей викликає ускладнення і пов’язані з цим часті ремонтні роботи.
Ці ускладнення під час експлуатації морських свердловин ще більше підсилюються і набувають затяжного характеру, оскільки гідрометеорологічні умови не завжди дають змогу без перешкод і своєчасно проводити заходи з нормалізації роботи свердловин. У морських умовах особливу увагу необхідно надавати практичним заходам з попередження піскопроявів (пробкоутворень), парафіно- і солевідкладень у свердловинному і поверхневому нафтогазопромисловому устаткуванні, а також утворенню гідратів у газотранспортних і газозбірних системах. Відзначимо, що збереження і подовження термінів служби гідротехнічних споруд і нафтогазопромислового устаткування від корозії в агресивному морському середовищі також є важливою проблемою.
Ремонт свердловин зумовлюється такими чинниками:
а) необхiднiстю обладнання свердловин експлуатацiйним устаткуванням з метою експлуатацiї;
б) потребою планових перiодичних зупинок у ходi тривалої експлуатацiї для профiлактики устаткування, змiни режиму роботи, способу експлуатацiї чи призначення свердловини, проведення геолого-технiчних заходiв з метою пiдвищення продуктивностi свердловини;
в) необхiднiстю вiдновлення нормальної роботи за наявності різних ускладнень (відкладання солей, парафіну, асфальтено-смолистих речовин, водопрояви, утворення гідратів, корозія тощо);
г) вимогами технологiї рацiональної розробки родовища, покладу чи пласта;
ґ) невiдповiднiстю конструкцiї свердловини умовам експлуатацiї та розробки родовища, вимогам з охорони надр i довкілля;
д) невiдповiднiстю дебiту нафти, газу, вмiсту води в продукцiї та їх змiн параметрам продуктивного пласта стосовно до видобувних свердловин i приймальностi, тиску закачування та їх змiн параметрам пласта стосовно до нагнiтальних свердловин;
е) виникненням аварiйних ситуацiй чи аварiй, що пов`язанi iз свердловинним устаткуванням, дослiдними приладами тощо.
Пiсля закiнчення бурiння свердловину обладнують експлуатацiйним устаткуванням. Новi нафтовi свердловини, як правило, експлуатують фонтанним способом. Для цього у свердловину опускають колону пiднімальних труб (у випадку необхiдностi – з пакером, якорем i клапаном-вiдсiкачем), а на гирлi встановлюють фонтанну арматуру. У ходi експлуатацiї свердловин можуть мати мiсце вiдкладання парафiну, пiску, солей, що потребує необхiдностi виконання ремонтних робiт. Окрім цього може виникнути потреба витягнути обірвані НКТ, дріт і прилади, що використовуються під час глибинних вимірювань тощо.
Пiсля закінчення періоду фонтанної експлуатацiї здійснюють ремонтні роботи з переведення свердловини на механiзований спосiб видобування (газлiфтний чи насоснi).
Стосовно газлiфтного способу до ремонтних робiт, які виконуються в процесі фонтанної експлуатації і які пов`язанi з пiдтримуванням колони пiднімальних труб у роботопридатному станi та необхiдного режиму вiдбирання продукцiї, додаються ще й роботи по встановленню та замiні газлiфтних клапанiв (як канатним методом, так і шляхом піднімання труб).
Насосна експлуатацiя здiйснюється з використанням складнішого устаткування (з рухомими його частинами), а це зумовлює появу нових причин ремонту.
У процесі штангово-насосної експлуатацiї є необхiднiсть у встановленнi та замiнi зношеного штангового свердловинного насоса (ШСН) чи його окремих вузлiв, у встановленнi рiзних захисних пристроїв (газових i пiсочних якорiв, механiчних шкребкiв тощо) та очищеннi пiсочних якорiв, в усуванні обривiв штанг, вiдкладів парафiну, пiску, солей, заклинень плунжера тощо. Пiднімальнi труби, як i колона насосних штанг, протягом подвiйного ходу головки балансира то вкорочуються, то видовжуються, оскiльки тиск стовпа рiдини передається почергово на штанги i труби. У свердловинах глибиною до 1000 – 1500 м видовження становлять для штанг десятки сантиметрів, а для труб – одиницi. Вiдповiднi їм повздовжнi перемiщення є максимальними для нижнього кiнця труб i зменшуються з наближенням до його верхнього, нерухомо закрiпленого кiнця. У такому разі в мiсцях дотикання витирається i зовнiшня поверхня колони пiднімальних труб, i внутрiшня поверхня експлуатацiйної колони. Нагнiтальнi i всмоктувальні клапани в процесi роботи насоса зношуються через удари кульки до його сiдла та діяння потоку пластової рiдини. Тому пiдвищенню довговiчностi клапанiв, як i штанг, сприяє зменшення кількості подвiйних ходiв плунжера (за рахунок збiльшення довжини його ходу).
У процесі електровiдцентровонасосної експлуатацiї ремонт може бути зумовлений необхiднiстю витягування внутрiшньосвердловинного устаткування через електричний пробій iзоляцiї кабеля (особливо за високих газових факторів внаслiдок насичення кабеля газом) чи її механiчного пошкодження, потреби профiлактичного поповнення запасу мастила в гiдрозахистi, заклинення робочих колiс електровiдцентрового насоса (ЕВН) внаслідок вiдкладання солей чи зносу їх опор, необхідності замiни або очищення газових чи пiсочних якорiв.
Під час експлуатацiї газових свердловин можуть вiдбуватися накопичення рiдини (води, нафти, газоконденсату) і пiску на вибої, утворення гiдратних пробок, соляні відкладання, накопичення газоконденсату в привибiйнiй зонi, абразивне зношування колони труб пiском, відкручування частини колони ліфтових труб.
Перед початком експлуатації нагнітальної свердловини або під час переведення експлуатаційної свердловини на нове призначення її вибій добре промивають і обробляють зону фільтра (наприклад, кислотним розчином) для забезпечення достатньої приймальності. У ході експлуатацiї нагнiтальних свердловин часто вiдбувається зменшення приймальностi через кольматацію фільтраційних каналів завислими частинками закачуваного потоку, корозiйне зношування устаткування тощо.
Окрiм цього часто є потреба збiльшити чи вiдновити продуктивнiсть (приймальнiсть) свердловини, усунути дефекти в експлуатацiйнiй колонi i цементному кiльцi, усунути аварiї тощо. А це вимагає зупинки свердловини.
У ходi розробки родовища фонд свердловин "старiє", зростає обводнення видобувної продукцiї, збiльшується частка механiзованого фонду свердловин. На родовищах, якi знаходяться на пiзнiх стадiях розробки, до 90 – 95% об’ємів нафти i газу видобувається iз старих свердловин, а механiзований видобуток нафти сягає понад 75%. Це зумовлює частий вихiд свердловин iз експлуатацiї, зростання кількості поточних i капiтальних ремонтiв. Однотипнi роботи у свердловинах старого i нового фондiв рiзнi за складнiстю i вартiстю. Чим бiльший час t минув з моменту введення свердловини в роботу, тим бiльше зростають витрати B на капiтальний ремонт одної свердловини (за даними по нафтових родовищах Поволжя):
t, роки
5
10
15
20
20

B, %
100
287
592
981
1328


Отже, причини ремонту визначаються як природними і технологічними умовами, так і способом експлуатації чи призначенням свердловин, тривалістю їх використання.
Класифiкацiя ремонтних робiт у свердловинах
Розрізняють ремонт наземного устаткування свердловин і підземний ремонт. Ремонт наземного устаткування, який здійснюють механічні служби, розглядається в дисципліні нафтогазопромислового обладнання.
Пiдземний ремонт свердловин – це ремонтнi роботи, якi здiйснюються у свердловинах i скерованi на встановлення свердловинного (пiдземного) устаткування та пiдтримування свердловин у придатному станi.
У залежностi вiд складностi робiт пiдземний ремонт (ПРС) пiдроздiляють на поточний i капiтальний. У промисловiй практицi, здебільшого, пiд термiном "пiдземний ремонт свердловин" розумiють тiльки поточний ремонт.
Поточним (пiдземним) ремонтом свердловин (ПотРС) називають комплекс робiт, який пов`язаний iз пiдтримуванням свердловинного устаткування у роботопридатному станi та заданого режиму роботи свердловин.
До поточного ремонту вiдносяться такi роботи:
1) оснащення свердловини пiдземним устаткуванням під час введення в експлуатацiю чи змiни способу експлуатацiї;
2) забезпечення оптимiзацiї режиму експлуатацiї свердловин;
3) вiдновлення роботопридатностi свердловинного i гирлового устаткування;
4) очищення i промивання пiднімальної колони труб i вибою вiд парафiнових і соляних вiдкладiв, гiдратних i пiщаних пробок.
Серед цього комплексу можна видiлити роботи:
1) планово-попереджувальнi – ревiзiя i замiна насосiв, клапанiв та iншого устаткування, усування негерметичностi насосно-компресорних труб, пiщаних i гiдратних пробок, вiдкладiв парафiну i солей; ці ремонти, виходячи із доцільності, здійснюють, як правило, в разі зниження початкового дебіту на 30-40%;
2) вимушенi – усування обривiв чи вiдкрутів штанг, полiрованого штока, пошкоджень кабеля;
3) технологiчнi – замiна устаткування на iнший типорозмiр, переведення свердловини на iнший спосiб експлуатацiї, встановлення нового чи дослiдного устаткування.
У даний час iз кожних 100 пiдземних ремонтiв на фонтанні свердловини припадає 2 ремонти, на штанговонасосні – 58 (iз них з причини обриву штанг – 30, з причини виходу iз ладу штангового насоса – 25), на вiдцентровонасосні – 36, на решту – 4.
Частота поточних ремонтів залежить від способу експлуатації. Електровідцентровонасосні свердловини доводиться ремонтувати в середньому 2,5 рази за рік, штанговонасосних –1,7 рази за рік, фонтанних і газових – 0,2 рази за рік.
Середня тривалiсть поточних ремонтiв у годинах складає: по замiнi ЕВН – 45, ШСН – 40, по усуненню обривів чи вiдкрутів штанг – 24, обривів труб – 86, по переводу на iнший спосiб експлуатацiї – 48 (не приєднуючи часу виконання робіт з наземним устаткуванням). Середня тривалiсть поточного ремонту становить 21 год.
Капiтальний ремонт свердловин (КРС) – це комплекс складних i довготривалих робiт, пов`язаних з пiдтримуванням свердловини як споруди у роботопридатному станi, тобто це комплекс робiт, призначених для вiдновлення роботопридатностi привибiйної зони, цiлiсностi цементного кiльця i обсадних труб чи в цiлому свердловини з метою її використання за існуючим чи новим призначенням, усування аварiй, консервацiї i лiквiдацiї свердловини, опускання i пiднімання устаткування для одночасно-роздiльної експлуатацiї, а також для здійснення діяння на продуктивний пласт і регулювання розробки родовища.
Капiтальний ремонт свердловин містить у собі:
1) ремонтно-iзоляцiйнi роботи;
2) усування негерметичностi експлуатацiйної колони;
3) усування аварiй;
4) перехiд на iншi пласти та приєднання пластiв;
5) ремонт свердловин, обладнаних для одночасно-роздiльної експлуатацiї;
6) роботи, пов`язанi з бурiнням;
7) оброблення привибiйної зони;
8) дослiдження та обслiдування свердловин у ході ремонту;
9) переведення свердловин на використання за iншим призначенням;
10) введення в експлуатацiю i ремонт нагнiтальних свердловин; роботи по закачуванню радіоактивних ізотопів у пласт;
11) консервацiю i розконсервацiю свердловин;
12) лiквiдацiю свердловин.
Середня тривалiсть одного капiтального ремонту становить приблизно 14 дiб.
До ремонтних робiт у свердловинах вiдносять також свердловино-операцiї ремонтних робiт по пiдвищенню нафтогазо-вилучення з пластiв (ОПНП). Це комплекс робiт у свердловинi по закачуванню в пласт агентiв, якi стимулюють протiкання фiзичних, хiмiчних чи бiохiмiчних процесiв, що скерованi на пiдвищення коефiцiєнта кiнцевого нафтогазовилучення на заданiй дiлянцi покладу.
Окрім цього ремонтні роботи ще підрозділяють на категорії складності ремонту.
Поточнi ремонти в залежностi вiд глибини, на яку опущено у свердловину устаткування, та видiв виконуваних робiт роздiляють на двi категорiї складностi ремонту. Перша категорiя на вiдмiну вiд другої містить у собі простiшi види ремонту, а також складнiшi роботи за невеликих глибин опускання устаткування (до 700 – 1600 м у залежностi вiд виду робiт).
Капiтальнi ремонти свердловин у залежностi вiд обсягу, характеру та складностi робiт також дiлять на двi категорiї складностi. До капiтальних ремонтiв свердловин першої категорiї складностi вiдносяться ремонти з глибиною свердловин до 1500 м, а також повернення на вище i нижчезалеглі пласти та солянокислотнi оброблення. До ремонтiв другої категорiї складностi вiдносять роботи з глибиною свердловин понад 1500 м та всi iншi складнiші i трудомiсткiші роботи. Конкретно категорiї складностi затверджує пiдприємство.
Система управлiння пiдземним ремонтом свердловин
Пiд управлiнням розумiють скерування дiяльностi людей на виконання робiт. Система управлiння містить у собі ряд елементiв, що вiдносяться до управлiння, а саме: планування, органiзацiю, аналіз, коректування, стимулювання (мотивацiю), контроль і облiк. Системний пiдхiд до управлiння ПРС, який дiє в галузi, дав змогу впорядкувати вiдносини мiж замовником i виконавцями робiт та мiж окремими виконавцями, забезпечити високу ефективнiсть i якiсть ремонтних робiт.
Управлiння здiйснюється сьогоднi на рiзних рiвнях виробничої iєрархiї – служб ремонту свердловин, нафтогазовидобувного (НГВП) і газовидобувного (ГВП) пiдприємств (управлінь – НГВУ, ГВУ або інакше газопромислового управління – ГПУ), акцiонерного товариства (АТ). Слід відзначити, що розглянута нижче система управлiння, яка сьогодні є чинною в галузi, поступово, в мiру змiцнення ринкових вiдносин, буде вдосконалюватися, змiнюватися.
Служби ремонту свердловин
Поточний i капiтальний ремонт нафтогазовидобувнi пiдприємства здiйснюють господарським i пiдрядним способами. У випадку господарського способу ремонт здiйснюють НГВП силами вiдповiдно бригад поточного ремонту свердловин спецiалiзованих цехiв поточного ремонту свердловин (ЦПотРС) або цехiв поточного i капiтального ремонту свердловин (ЦПКРС), а також бригад капiтального ремонту цехів капітального ремонту свердловин (ЦКРС).
Пiдрядним способом може здiйснюватися капiтальний ремонт бригадами КРС, які входять до складу управлiння пiдвищення нафтовiддачi пластiв i капiтального ремонту свердловин (УПНП i КРС), яке може бути пiдпорядковане АТ. У зарубіжній практиці різні види ремонтних та інших робіт виконують окремі незалежні фірми підрядним способом.
Роботи з поточного i капiтального пiдземних ремонтів свердловин сьогодні, в основному, виконує цех пiдземного i капiтального ремонту свердловин (ЦПКРС), який входить до складу бази виробничого обслуговування (БВО) пiдприємства. ЦПКРС, як правило, має технологiчну, виробничо-диспетчерську, економiчну, геологiчну i ремонтно-механiчну служби (рис. 1.1).
Виробничо-диспетчерськiй службi пiдпорядковуються:
дiльниця пiдземного ремонту свердловин;
дiльниця капiтального ремонту свердловин i їх освоєння;
пiдготовча бригада, яка готовить свердловини до пiдземного i капiтального ремонтiв (з ланками по приготуванню розчину, по забезпеченню iнструментом i устаткуванням, по монтажу i демонтажу устаткування, по глушiнню свердловин, по депарафiнiзацiї труб, штанг i свердловин);
бригада iнструментального майданчика, що займається ремонтом i прокатом устаткування, iнструменту i т.п.
Дiльниці пiдземного і капітального ремонту свердловин складаються iз бригад відповідно пiдземного і капітального ремонту.
Кiлькiсний i квалiфiкацiйний склад бригад з поточного i капiтального ремонтів свердловин залежить вiд виду виконуваних ними ремонтiв, категорiї складностi ремонтiв i режиму роботи бригади (змiнностi роботи).
Бригада поточного ремонту має декiлька вахт. Кожна вахта складається iз трьох чоловiк (табл. 1.1): двох операторiв (IV i V чи VI розрядiв) i машинiста-водiя пiднімача (V чи VI розряду, при цьому VI розряд вiдповiдає II категорiї складностi ремонту). Під час роботи з 114-мм НКТ i в процесі встановлення за палець вежі вручну труб усiх дiаметрiв, у ході ремонту вiдцентровонасосних i морських свердловин до складу кожної вахти вводиться додатково оператор (IV розряду). У процесi роботи бiля гирла свердловини знаходяться оператор i помiчник оператора, а бiля самохiдного агрегата – машинiст (вiд автотранспортного підприємства).

13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис 1.1 – Структура ЦПКРС
Таблиця 1.1 – Кількісний і кваліфікаційний склад бригади поточного ремонту свердловин
Категорія
складності поточного
ремонту
Професії і розряди
Всього
в одну зміну


Оператор з підземного ремонту свердловин
Машиніст піднімача



VI-й розряд
V-й розряд
IV-й розряд
VI-й розряд
V-й розряд


І
-
1
1
-
1
3

ІІ
1
-
1
1
-
3

Примітки. 1. У процесі піднімання із складанням на поміст та опускання із помосту 114-мм насосно-компресорних труб, а також у процесі встановлення за палець вручну труб усіх діаметрів додатково вводиться до складу кожної зміни один оператор IV-го розряду. 2. У ході ремонту свердловин, що обладнані зануреними електронасосами, а також свердловин, що знаходяться на морських основах, до складу кожної зміни вводиться додатково оператор IV-го розряду. 3. У процесі очищення піщаних пробок, а також під час відтартування рідини 168-мм желонкою із складу кожної зміни виводиться оператор IV-го розряду (окрім свердловин, що знаходяться на морських основах).

Бригада капiтального ремонту свердловин також складається iз декiлькох вахт, а кожна вахта – із трьох чоловiк (табл. 1.2.): бурильника (V чи VI розряду), помiчника бурильника (III чи IV розряду) i машинiста-водiя пересувного пiднімача (V чи VI розряду, при цьому вищий розряд вiдповiдає II категорiї складностi ремонту). Для роботи з використанням бурильних, а також 102-мм насосно-компресорних труб у кожну вахту додатково вводиться один помiчник бурильника (III розряду). Кiлькiсть членiв бригади КРС (вiд 3 до 5) та квалiфiкацiйний розряд встановлюють у залежностi вiд категорiї ремонту, вiд застосування пересувного пiднімача або бурового верстата, вiд дiаметра застосовуваних труб, вiд видiв та iнших особливостей виконуваних робiт. Ремонтнi роботи виконують бурильник та його помiчники.
На чолi кожної бригади по ремонту свердловин стоїть майстер, який керує усiма роботами i органiзовує роботу. Роботою усiх бригад поточного ремонту i капiтального ремонту керують старшi майстри.
Бригада по ремонту виконує роботу на прилеглiй до свердловини територiї, яку називають робочою зоною. У цiй зонi розмiщенi свердловина, устаткування, споруди i комунiкацiї, що необхiднi для здiйснення ремонту. Частина робочої зони (навколо гирла свердловини), де постiйно чи перiодично знаходяться робiтники, що виконують ремонт свердловини, називається робочим мiсцем. Органiзацiя працi робочих бригад з ремонту свердловин здiйснюється у вiдповiдностi з типовими проектами органiзацiї типових мiсць у ході ремонту свердловин. Навчання робiтникiв проводиться iнструкторськими бригадами нормативно-дослiдної станцiї по iнструктивних картах. У результаті здiйснення виробничого iнструктажу і навчання робiтникiв бригад з ремонту свердловин забезпечується покращення органiзацiї працi на робочих мiсцях, ефективніше використання механiзмiв та iнструменту, скорочення термiнiв виконання робiт та усунення браку в роботi.

Таблиця 1.2 – Кількісний і кваліфікаційний склад бригад капітального ремонту свердловин
Склад бригади
Розряд
Свердловина І категорії
Свердловина ІІ категорії



з пересувного
піднімача
із верстата
з пересувного
піднімача
із верстата



штанги і НКТ до 102 мм
бурильні труби і НКТ
114 мм
штанги і НКТ до 102 мм
бурильні труби і НКТ
114 мм
штанги і НКТ до 102 мм
у разі складних ремонтів; штанги і НКТ до 102 мм
бурильні труби і НКТ 114 мм і в разі складних ремонтів
у разі склад-них ремонтів

Бурильник
6
-
-
-
-
1
1
1
1

-//-
5
1
1
1
1
-
-
-
-

Помічник бурильника
4
-
-
1
1
1
1
1
1

-//-
3
1
2
1
2
-
-
1
2

Машиніст (водій піднімача)
6
-
-
-
-
1
1
1
-

-//-
5
1
1
-
-
-
-
-
-

Дизеліст (моторист)
4
-
-
1
1
-
-
-
1

Всього

3
4
4
5
3
3
4
5

Під час підземного ремонту свердловин, поки що, багато робіт виконуються вручну за допомогою ручних засобів праці (відсутні які-небудь механізми, механізовані інструменти і джерела енергії) або без них. Тому надзвичайно актуальним є питання механізації та автоматизації виробничих процесів (основних і допоміжних).
У залежності від характеру участі робітника у виконанні робіт виробничі процеси прийнято розділяти на такі групи: ручні, ручні механізовані, машинно-ручні, машинні, автоматизовані і апаратурні. Ручним процесам характерна відсутність яких-небудь механізмів, механізованого інструменту та джерел енергії. Їх виконують робітники за допомогою ручних засобів праці або без них (наприклад, згвинчування труб шарнірним ключем). Ручні механізовані процеси на відміну від ручних виконують із застосуванням механізованого ручного інструменту за наявності джерела енергії (наприклад, свердління отвору ручною дреллю – ручний процес, а електродреллю – механізований). Машинно-ручні процеси здійснюються за допомогою машин, причому робочий орган машини як предмет праці переміщається вручну з прикладанням зусиль (наприклад, опускання труби у свердловину). Машинні процеси здійснюються машиною, робочим органом якої керує робітник без прикладання фізичних зусиль, при цьому допоміжні операції можуть виконуватися вручну або з частковою механізацією (наприклад, піднімання труби із свердловини піднімальним механізмом). Автоматизовані виробничі процеси – це такі процеси, за яких основні роботи автоматизовано повністю, а допоміжні – повністю або частково. Функції робітника зводяться до спостереження та контролю за роботою машин-автоматів, завантаження сировини і вивантаження готової продукції (наприклад, спуско-піднімальні операції за допомогою автомата АСП). Апаратурні процеси відбуваються в апаратах, сепараторах, печах і т.д., де під діянням тепла, тиску, електричної чи хімічної енергії предмет праці змінюється якісно. У задачу робітника входять спостереження і контроль за параметрами технологічного режиму (наприклад, процес утворення пінокислотного розчину в аераторі).
Для виконання ремонтних робiт за бригадою закрiплюються: а) необхiдний iнструмент, матерiали; б) засоби малої механiзацiї; в) iнвентар i засоби органiзацiйного оснащення (побутовий вагончик, бачок для питної води i т.i.); г) засоби iндивiдуального захисту з технiки безпеки; ґ) протипожежний iнвентар.
Бригада забезпечується засобами індивідуального захисту з техніки безпеки, а саме: 1) захисною каскою з підшлемником (на кожного члена бригади); 2) запобіжними поясами; 3) діелектричними рукавицями; 4) діелектричною підставкою; 5) захисними окулярами; 6) медичною аптечкою; 7) фільтрувальним протигазом (на кожного члена бригади в умовах виділення сірководню); 8) плакатами з техніки безпеки.
Протипожежний інвентар містить у собі: 1) вуглекислий вогнегасник; 2) ящик з піском; 3) лом; 4) сокиру; 5) гак; 6) рискаль і шуфлю; 7) повстину.
Санітарно-гігієнічні вимоги і вимоги техніки безпеки виконуються шляхом забезпечення бригад спецодягом і спецвзуттям за затвердженими нормами.
Допомiжнi роботи i роботи з транспортування устаткування виконує бригада по пiдготовцi свердловин до ремонту. Кiлькiсний склад таких бригад рiзний на рiзних пiдприємствах i залежить вiд обсягiв робiт, умов роботи i характеристики територiї, на якiй розмiщенi свердловини. Пiдготовчу бригаду очолює старший майстер по складних роботах, який має двох заступникiв – майстрiв по пiдготовцi свердловин відповідно до пiдземного i капiтального ремонтiв. Бригади складаються iз операторiв та помiчникiв операторiв по пiдготовцi свердловин до пiдземного i капiтального ремонтiв, вишкомонтажникiв та пiдмогових робiтникiв. Для пiдготовки свердловин до поточного i капiтальних ремонтiв кiлькiсть робiтникiв по пiдготовцi повинна практично становити близько 30% від кiлькості робiтникiв основних бригад з поточного i капiтального ремонтів свердловин. як показують розрахунки і досвід, на п`ять основних бригад слід мати одну пiдготовчу бригаду.
Бригада iнструментального майданчика очолюється завiдувачем i складається із чергових робiтникiв, а також слюсарiв-iнструментальникiв, слюсарiв по турбобурах, бурильникiв капiтального ремонту свердловин, мийникiв спецодягу та пiдмогових робiтникiв.
Ремонт i модернiзацiю всiх видiв устаткування здiйснює база виробничого обслуговування (БВО) на самому пiдприємствi, яка для цiєї мети має цех експлуатацiйного устаткування i прокатний цех електроустаткування та електропостачання. БВО здiйснює прокат механiчного i енергетичного нафтогазопромислового устаткування, iнструменту, пiдтримує його у роботопридатному станi, веде облiк наявностi, руху та технiчного стану устаткування, iнструменту, забезпечує необхiдними запасними частинами тощо.
УПНП i КРС містить у собі цехи по пiдвищенню нафтовiддачi i КРС, прокатно-ремонтнi цехи труб i турбобурiв, устаткування та iнструменту, електроустаткування i контрольно-вимiрювальних приладiв, науково-дослiдну лабораторiю (НДЛ), будiвельну дiльницю та апарат управлiння.
У разі використання спецiального технологiчного транспорту під час ремонту залучаються вiдповiднi бригади управлiння технологiчного транспорту (УТТ). Промислово-геофiзичнi дослiдження, прострiлювальнi i вибуховi роботи у свердловинах виконують промислово-геофiзичнi підприємства. Гiдродинамiчнi та iншi дослiдження здiйснює бригада цеху науково-дослiдних i промислових робiт (ЦНДПР) НГВП чи науково-дослiдна лабораторiя (НДЛ) УПНП i КРС.
У НГВП (чи ГВП) при технологiчному виробничому вiддiлi з видобування нафти (газу) створюється технологiчна група з облiку, аналiзу i контролю роботи свердловинного експлуатацiйного устаткування, роботи бригад ПотРС, планування робiт по ПотРС, контролю за правильнiстю пiдбирання типорозмiру експлуатацiйного устаткування свердловини. У вiддiлi розробки чи в геологiчному вiддiлi НГВП (чи ГВП) створюється служба КРС, завданням якої є планування об`ємiв геолого-технiчних заходiв (ГТЗ), а також контроль за дотримуванням технологiї та об`ємiв робiт з КРС. У АТ створюється постiйно дiюча комiсiя або відділ, який здiйснює контроль за дотримуванням технологiї проведення КРС і вірогідністю облiку виконання робiт з КРС, а також планування процесiв ремонту. На ці служби ремонту покладено функції пiдтримування свердловин у станi постійної роботи, а також проведення робiт iз збiльшення продуктивностi (приймальностi) свердловин та з пiдвищення нафтогазовилучення із пластiв.
Джерела фiнансування пiдземного ремонту
Ремонтнi роботи мають рiзне призначення i економiчну суть. Поточний ремонт свердловин є частиною технологiї видобування нафти i газу, витрати на яку відносять до собiвартості продукцiї. Роботи з пiдвищення нафтогазовилучення із пластiв i збiльшення продуктивностi (приймальностi) свердловин проводяться з метою забезпечення повноти вилучення нафти i газу iз надр, тому фiнансуються вони за рахунок спецiального "фонду пiдвищення нафтогазовiддачi пластiв". Фiнансування капiтального ремонту здiйснюється за рахунок передбачених для цiєї мети амортизацiйних вiдрахувань. Роботи з лiквiдацiї свердловин проводяться за рахунок зменшення статутного фонду.
Економiчно доцiльний термiн служби основних фондiв (свердловин, трубопроводiв, будiвель, устаткування, механізмів тощо) називають амортизацiйним перiодом. Наприклад, тривалiсть амортизацiйного перiоду встановлена для нафтових, нагнiтальних i контрольних свердловин 15 рокiв, для газових i газоконденсатних свердловин 12 рокiв, для верстатiв-качалок 11 рокiв, для фонтанної арматури i устаткування гирла свердловин 7 рокiв, для устаткування з пiдземного ремонту 9 рокiв. Шляхом дiлення початкової вартостi основних фондiв на величину амортизацiйного перiоду визначають рiчну норму амортизацiї на повне вiдновлення фондiв, тобто амортизацiя – це процес поступового перенесення вартостi основних фондiв на собiвартiсть продукцiї. Амортизацiйнi вiдрахування – це частка балансової вартостi основних фондiв, яка вiдноситься на собiвартiсть продукцiї. Загальна норма амортизацiйних вiдрахувань ще містить у собі вiдрахування на капiтальний ремонт (по нафтових свердловинах 1%).
Планування ремонтних робiт
Планування ремонтних робiт є частиною загального технiко-економiчного планування роботи пiдприємства. Воно охоплює ПотРС, КРС i лiквiдацiю свердловин та заходи з пiдвищення нафтогазовилучення.
Одиницею ремонтних робiт є свердловино-ремонт, що містить у собі пiдготовчий, основнi i завершальний комплекси робiт, якi передбаченi планом i виконуються на конкретнiй свердловинi вiд початку її приймання в ремонт до введення в експлуатацiю чи до фiзичної лiквiдацiї. Якщо пiсля закiнчення ремонтних робiт у процесi її освоєння виявиться необхiднiсть виконання додаткових робiт на свердловинi, то цi роботи вважаються продовженням цього ж ремонту, тобто є одним свердловино-ремонтом.
Планування починається iз розрахунку кількості ремонтів на плановий рiк i закiнчується графiком проведення ремонтiв. Необхiдно розрiзняти потрiбну кількість i можливу кількість ремонтiв. Потрiбна кількість ремонтiв визначається умовами розробки родовищ, технiкою i технологiєю експлуатацiї свердловин. Можлива кількість ремонтiв залежить вiд рiвня органiзацiї ремонтних робiт, застосовуваних для їх виконання технiки i технологiї, а також вiд економiчних факторiв.
Планування ПотРС на плановий рік здiйснюється на основi планових величин МРП та геолого–технічних заходів (ГТЗ) для виконання завдань з видобування нафти (газу), що реалiзуються шляхом оптимiзацiї технологiчних режимiв роботи свердловин і введенням свердловин iз бурiння та освоєння.
За 15 днiв до початку року на основi розрахункiв потрiбної i можливої кількості ремонтiв НГВП (чи ГВП) встановлює для ЦПотРС плановий загальний фонд свердловин (з розподiлом за способами експлуатацiї i по мiсяцях), МРП (за способами експлуатацiї), кiлькiсть ремонтiв, чисельнiсть (кiлькiсть) бригад ПотРС i їх змiннiсть, норматив простоювань свердловин в очікуваннi ремонту i в ПотРС, норматив недобору нафти i газу через простоювання свердловин, кошторис витрат на ПотРС.
ЦПотРС визначає кiлькiсть бригад ПотРС, кiлькiсть свердловин, якi обслуговуються (з розподiлом за способами експлуатацiї), кiлькiсть ремонтiв, нормативи простоювань свердловин, нормативи недобору нафти i газу iз-за простоювань, нормативи на МРП по цехах видобування нафти i газу (ЦВНГ), чисельнiсть i фонд зарплати, транспортнi витрати i лiмiт матерiальних витрат.
Перед початком кожного мiсяця i протягом нього здiйснюється короткотривале планування.
Планування КРС i операцiй з пiдвищення нафтогазовилучення із пластiв (ОПНП) здiйснюються на основi ГТЗ для виконання завдань з видобутку нафти (газу) і заходiв з охорони природних ресурсiв та надр, а також на основі кiлькiсного аналiзу виходу iз ладу елементiв конструкцiй свердловин i аварiй у свердловинах із свердловинним експлуатацiйним устаткуванням та дослiдними приладами.
У вереснi перед плановим роком НГВП (чи ГВП) складає замовлення на проведення КРС i ОПНП та передає їх в АТ. У замовленнi вказується планова кiлькiсть ремонтiв за номенклатурою, очiкуваний прирiст видобутку нафти i газу, об'ємів закачування води та обмеження об`ємiв попутно видобувної води.
НГВП (чи ГВП) до 15 жовтня у свої цехи подає розрахунки об`ємiв робiт, якi визначаються, виходячи iз кiлькостi бригад, їх змiнностi, очiкуваної продуктивностi i середньої досягнутої тривалостi одного ремонту за номенклатурою.
Вiддiли АТ до 15 листопада розробляють план пiдвищення нафтогазовилучення i КРС з вказуванням номенклатури ремонтів для НГВП (чи ГВП) iз поквартальним розподiлом.
До 20 числа мiсяця, що передує плановому мiсяцю, НГВП (чи ГВП) та ЦПКРС спiльно складають мiсячний план-графiк робiт по КРС, де вказуються номери свердловин, вид i категорiя ремонтiв, ефективнiсть вiд здійснення ремонтних робiт, перелiк необхiдного устаткування i т. iнш.
До 10 числа наступного (пiсля звiтного) мiсяця ЦПКРС та НГВП (чи ГВП) подають звiт у АТ.
Затвердженi на рiк з поквартальним розподiлом показники, а також наявний до початку кожного мiсяця перелiк свердловин, якi потребують поточних і капітальних ремонтiв, i їх черговiсть є основою для складання або проектування встановленого на початку року мiсячного плану поточних і капітальних ремонтiв, що затверджується не пiзнiше 30-го числа попереднього мiсяця.
Мiсячний план ПотРС реалiзується через оперативнi графiки роботи бригад поточного ремонту. Оперативний графiк проведення ПотРС складається щотижнево на технiчнiй нарадi в присутності начальника центральної iнженерно-технологiчної служби (ЦIТС) за участю представникiв цеху видобування нафти і газу (ЦВНГ), ЦПотРС i пiдроздiлiв, якi здiйснюють ремонт насосiв, штанг i НКТ. У графiк заносяться свердловини iз мiсячного плану на виконання ГТЗ та свердловини, в яких вийшло з ладу свердловинне устаткування i якi знаходяться в очiкуваннi введення пiсля бурiння i освоєння. Протягом планового тижня в графiк можуть вноситися змiни, виходячи iз прiоритету обслуговування i поточних аварiйних зупинок.
На кожну свердловину, номер якої занесено в оперативний графiк, ЦПотРС (ЦПКРС) складає наряд на поточний ремонт.
Органiзацiя виконання робiт з ремонту свердловин
Органiзацiя виконання ремонтних робiт починається з доведення планiв i графiкiв до виконавцiв i закiнчується здачею свердловини в експлуатацію пiсля ремонту.
Поточний ремонт свердловин здiйснюють у відповідності із затвердженими місячним планом і на основi щотижневих оперативних план-графiкiв, якi передаються бригадi ПотРС та майстру з видобування нафти (газу).
Обсяг ремонтних робіт на свердловинах визначають ЦВНГ і цех підтримування пластового тиску (ЦППТ). Як замовники, вони періодично (не рідше одного разу в три дні) передають у ЦІТС по телефону номера свердловин, які потребують ремонту.
ЦІТС визначає за показником пріоритету (див. вище) черговість поточного ремонту свердловин і складає оперативний графік переміщення бригад поточного ремонту свердловин. Можуть складатися такі види графіків поточних ремонтів, у ході реалізації яких недобори нафти будуть мінімальними: а) з черговістю ремонту, заданою замовником; б) з черговістю ремонту, визначеною за показниками пріоритету, з врахуванням закріплення свердловин за бригадами ПРС; в) з черговістю ремонту, заданою замовником; г) з черговістю ремонту визначеною за показниками пріоритету, без закріплення свердловин за бригадами ПВС; ґ) те ж саме за умов дефіциту ресурсів для ПРС; д) комбінований графік. План-графік роботи бригад ПРС складається для кожного ЦВНГ на тиждень і використовується бригадами ПРС для організації своєї роботи.
Цех з видобування нафти і газу (ЦВНГ) подає один примірник план-замовлення в технологiчну групу ЦПотРС, в якому вказуються данi про свердловину, причина, вид ремонту, типорозмiр свердловинного устаткування, яке треба встановити, плановий дебiт, вiдсоток води в продукції. До цього додається гарантiйний паспорт на встановлене свердловинне устаткування (ЕВН, ШСН). План-замовлення погоджується з начальником ЦІТС і ЦПКРС (по телефону чи радіо) і підписується начальником ЦВНГ. Погоджений план-замовлення реєструється в журналі ЦІТС. На погодженому плані-замовленні ставиться дата, номер запису погодження і підпис особи, яка проводила його. Другий примірник плану-замовлення залишається в ЦВНГ (ЦППТ).
Технологiчна група ЦПотРС перевiряє правильнiсть пiдбору устаткування i видiв робiт для ПотРС, а також визначає необхiднiсть замiни насосно-компресорних труб i штанг. У разі незгоди з ЦВНГ арбiтром виступає начальник технологiчного вiддiлу по видобуванню нафти (газу) НГВП (або ГВП) чи начальник центральної інженерно-технологічної (диспетчерської) служби (ЦIТС). Гарантiйний паспорт на устаткування, яке треба встановити, виписує пiдроздiл, що здiйснює ремонт устаткування (ЕВН, ШСН, НКТ, штанги).
Група планування ЦПотРС на основi плану-замовлення складає технiчний наряд-завдання на ПотРС, в якому вказуються в технологiчнiй послiдовностi перелiк видiв робiт i норми часу на їх виконання. Технiчний наряд-завдання виконує також функцiю облiку. У ході поточного i капiтального ремонтів свердловин роботи нормуються у вiдповiдностi iз довiдниками єдиних норм часу, а інші роботи, що не ввійшли в ці норми, нормуються на підприємствах за уніфікованими (районними) і місцевими нормами часу, що розробляються нормативно-дослідними організаціями або самими підприємствами. Норми часу складено, виходячи із затвердженого кількісного і кваліфікаційного складу бригади ремонту свердловин.
План-замовлення, технiчний наряд-завдання i гарантiйний паспорт видаються майстрові ПотРС, але не пізніше як за три дні до початку ремонту. У випадку оперативної зміни графіка ремонту свердловин план-замовлення видається протягом чотирьох годин з моменту отримання повідомлення про зміну графіка. Зміна плану-замовлення здійснюється на основі спільної згоди замовника, виконавця і ЦІТС з дозволу керівника НГВП (ГВП).
На роботи з ліквідації ускладнень та аварій, що виникли в процесі поточного ремонту, виконавець складає план–замовлення, яке затверджує головний інженер і головний геолог.
На виконання пiдземного ремонту робiтники одержують технiчний наряд-завдання, яке пiдписують начальник дiльницi пiдземного ремонту, iнженер з нормуванню працi та майстер пiдземного ремонту. У технiчному нарядi-завданні вказуються:
а) данi про свердловину (номер, спосiб експлуатацiї, тип наземної споруди, пiдземне устаткування);
б) вид і категорія складності ремонту, тип самохiдного агрегату, оснащення талевого механiзму;
в) пiдготовчi роботи;
г) перелiк основних робiт;
ґ) початок і закінчення та нормативна тривалiсть ремонту, норми часу на виконання робіт, розцiнки на ремонт свердловини, розмiр премiї за закiнчення ремонту на вказаний термiн i за його прискорення, розподiл заробiтної плати і премiї по змiнах.
Майстер ПотРС до прибуття ремонтної бригади по акту приймає свердловину, наземне устаткування i територiю, а пiсля ремонту по акту передає їх майстровi бригади з видобування нафти (газу).
Повідомлення про необхідність передачі свердловин в ремонт здійснює виконавець безпосередньо замовникові, а із-за відсутності змоги – через диспетчерську службу цеху або ЦІТС не менше ніж за шість годин до прибуття бригади на свердловину. Дата і час передачі і прийняття повідомлення записуються в оперативному журналі особами, які його передають і приймають. Представник замовника повинен прибути на свердловину для її передачі в ремонт протягом трьох годин з моменту отримання повідомлення від виконавця. Приймаючи свердловину в ремонт, майстер поточного ремонту в залежностi вiд способу експлуатацiї свердловини перевiряє:
а) справнiсть станцiї управлiння, верстата-качалки, електропускової апаратури і огороджень рухомих частин верстата-качалки, стан полiрованого штока;
б) справність засувок фонтанної арматури або гирлової обв`язки, наявнiсть шпильок i гайок на флянцевих з`єднинах;
в) майданчик для обслуговування гирлового устаткування;
г) ступiнь забруднення нафтою гирлового устаткування, забруднення нафтою територiї, стан планування пригирлової територiї.
Усi зауваження щодо стану устаткування i територiї фiксуються в актi про здачу свердловини в ремонт i враховуються під час приймання свердловини пiсля ремонту. Акт складається у двох примірниках, один з яких залишається у майстра бригади ЦПКРС, а другий передається ЦВНГ (ЦППТ). Під час передачі свердловин в ремонт представник замовника повинен ознайомити бригаду з існуючою схемою обв’язування свердловини і транспортування продукції свердловини на груповий нафтозбірний пункт.
Якщо до переїзду бригади на свердловину представник замовника не прибув для передачі свердловини в ремонт, то майстер бригади приймає свердловину в ремонт в односторонньому порядку. Претензії замовника щодо усунення недоліків, які не зафіксовано в акті передачі свердловини в ремонт, у даному випадку не приймаються.
Виконавець є відповідальним за стан свердловини з моменту її прийняття в ремонт до моменту її передачі після ремонту.
Подальша органiзацiя робiт на свердловинi визначається планом-замовленям на її ремонт.
До передачі свердловини в ремонт ЦВНГ (ЦППТ) зобов’язаний забезпечити наявність майданчика для розміщення агрегату, пригирлового майданчика, а також якорів для кріплення відтягів піднімача.
Після прийняття свердловини в ремонт до початку переїзду бригади поточного ремонту ланка з монтажу і демонтажу устаткування перевіряє наявність майданчика для розміщення агрегата, пригирлового майданчика для розміщення агрегату, пригирлового майданчика, якорів для кріплення відтягів піднімача, перевозить і монтує приймальний поміст, установлює ємність. Якщо такої ланки немає, то ці роботи виконує бригада поточного ремонту.
Глушіння свердловин, які схильні до нафтогазопроявів, здійснює бригада поточного ремонту свердловин, а в решті випадків – спеціалізована ланка підготовчої бригади.
Під’єднування електроустаткування виконується електротехнічним персоналом ЦПКРС, а в окремих випадках–персоналом цеху електроустаткування.
Після встановлення агрегатів, устаткування і облаштування свердловини, прийнятої в поточний ремонт, видається дозвіл на виконання відповідних робіт. Дозвіл видає комісія в складі старшого інженера (старшого майстра) ЦПКРС (голова), інженера дільниці по ремонту електроустаткування та майстра бригади, яка здійснює ремонт, що оформляється актом, який видається майстру.
Майстер бригади поточного ремонту свердловин зобов’язаний у встановлений термін організувати випробування обмежувача підняття талевого блоку і перевірку опору заземлення та ізоляції кабеля, на що у нього повинні бути оформлені акти.
У процесi ремонту майстер подає замовлення на устаткування для глушiння, а у випадку необхiдностi – на здiйснення глибинних вимiрювань, депарафiнiзацiю устаткування, очищення пригирлового майданчика i територiї вiд нафти. Якщо депарафiнiзацiю устаткування i очищення пригирлового майданчика вiд нафти виконує бригада з поточного ремонту, то майстер подає у виробничо-диспетчерську службу замовлення на спецiальну технiку, а якщо цi роботи виконує пiдготовча бригада, то майстер подає замовлення на їх виконання.У ходi виконання ремонтних робiт майстер ПотРС органiзовує роботу бригади iз записом завдань кожнiй змiнi у вахтовому журналi, подає замовлення на ремонт пiднімачів, на їх заправлення пальним.
Бригада обчищає підняте із свердловин несправне електроустаткування або свердловинний штанговий насос від нафти, парафіну, грязі, після чого відповідно на замовлення майстра протягом доби з моменту витягнення із свердловин їх перевозять у майстерню для ремонту. Забезпечення бригад електроустаткуванням і вивезення несправного електроустаткування здійснює електроцех на замовлення майстра бригади. Електроустаткування повинно бути завезене на свердловину не менше ніж за чотири години до початку опускання його у свердловину. Забезпечення бригад свердловинним штанговим насосом і вивезення несправних насосів здійснює ланка з забезпечення устаткуванням та інструментом на замовлення майстра бригади.
За підрозділами ЦПКРС закріпляється частина спеціальних і транспортних засобів. На іншу спеціальну техніку і транспорт майстер щоденно до 12-ої години дня подає по телефону (радіо) замовлення у виробничо–диспетчерську службу ЦПКРС, яка до 18-ої години зобов’язана повідомити майстрам про те, чи буде виконано замовлення.
У випадку виникнення під час ремонту відхилень від норми і ускладнень замовлення на потрібні для їх усунення техніку і транспорт передаються у виробничо-диспетчерську службу цеху негайно, яка також негайно зобов’язана організувати виконання їх потреби.
Ремонт закріпленого за бригадами механічного устаткування здійснює бригада з ремонту механічного устаткування, а обслуговування електроустаткування – бригади з його обслуговування на замовлення майстрів поточного ремонту у вказані в замовленні терміни.
Монтаж і демонтаж заглибного електроустаткування на свердловинах забезпечує цех (дільниця) з його ремонту.
Під час виконання поточного ремонту замовник зобов’язаний здійснювати контроль за виконанням робіт, передбачених планом, забезпечити ревізію і необхідний ремонт наземного устаткування свердловини. Ревізію і ремонт наземного устаткування свердловин здійснюють за погодженням з майстром поточного ремонту з виконанням чинних правил техніки безпеки.
Пiсля закінчення ремонту майстер ПотРС заносить у технологiчний наряд-завдання фактично виконанi роботи на основi щоденного облiку робочого часу i виконаних робiт (початок і закінчення ремонту, тривалість робіт по кожній зміні, фактичні дані про роботи, які не нормуються і оплачуються погодинно).
Група нормування ЦПотРС перевiряє наряд i скеровує його в службу оброблення iнформацiї. Один примiрник акту на здачу i план-замовлення поступають у технологiчну групу, яка вносить у карточки свердловин вiдповiднi данi про виконаний ремонт i встановлене свердловинне устаткування, потiм акт на здачу передає в службу оброблення iнформацiї. Один акт здачi i гарантiйний паспорт залишаються в ЦВНГ пiдшитими в справу свердловини.
Оперативно-технологiчна служба ЦПотРС на основi замовлень майстрiв i керiвництва ЦПотРС складає графiк обслуговування бригад ПотРС (глушiння свердловин, завезення i вивезення труб, штанг та iншого устаткування, роботи виїзної ланки по ремонту устаткування та iнструменту бригад ПотРС та iншi роботи), приймає по радіотелефону вiдомостi вiд бригад ПотРС про стан робiт, веде оперативну карту облiку робiт, облiк виходу транспорту.
Технологiчна група ЦПотРС веде облiковi картки, в яких фiксує всi ремонти свердловин, їх причини, опущене устаткування, тип i кiлькiсть опущених труб i штанг, режим роботи свердловини.
Капiтальний ремонт свердловин здiйснюється на основi мiсячних план-графiкiв роботи бригад КРС.
Геологiчна служба ЦВНГ подає у вiддiл розробки (чи в геологiчний відділ) НГВП (ГВП) замовлення на КРС. У ньому вказуються вид КРС, передбачуванi методи ремонту i необхiднi данi про свердловину. Також додаються:
а) результати промислово-геофiзичних i гiдродинамiчних дослiджень, проведених до передачi свердловини в КРС (якщо дослiдження не можна здiйснити без залучення бригади КРС, то їй доручається виконання і цих робіт);
б) акт розслiдування аварiй з устаткуванням (у разі усунення аварiй);
в) акт здачi-приймання свердловини в КРС, який складено спiльно майстрами по видобування i КРС (у ньому вказуються наземне устаткування, площа пiд пiднімач, наземнi i пiдземнi комунiкацiї в радiусi 50 м вiд гирла свердловини та їх технiчний стан, схеми руху транспорту в робочi зони. Особлива увага звертається на стан заземлення лiнiй електропередач i електроустаткування, факельних i нафтових лiнiй, засувок, пiд`їзних дорiг, на наявнiсть драбин, покрiвель на колодязях і мiрниках);
г) схема проїзду вiд баз ремонтної служби до свердловини.
Геологiчна служба НГВП разом з технологiчним вiддiлом ЦКРС складає технологiчний план ремонту свердловин, в якому уточнюються види i методи ремонту та дослiдження свердловини.
Нормативна група ЦКРС складає єдиний наряд на виконання КРС. У ньому вказуються дані про свердловину, категорія і тип ремонту, в технологiчнiй послiдовностi види робiт на свердловинi i з обслуговування бригад КРС, виконавцi, спецтехнiка, обладнання, матерiали, норми часу, дати початку і кінця, відрядна розцінка, загальна нормативна тривалiсть ремонту, заробіток бригади з розподілом по змінах і всередині зміни для кожного робітника. Повинна бути витримана регламентацiя проведення робiт (згiдно з блок-схемою i технологiчною картою). Якщо метод ремонту потребує уточнення за результатами дослiдження, то вказуються всi можливi варiанти робiт i умови їх виконання. На додатковi види робiт, необхiднiсть в яких вияснюється за результатами дослiджень у ходi КРС, складається додатковий єдиний наряд, при цьому вказується, пiсля яких робiт виконуються роботи по ньому.
Технологiчнi процеси, що пов`язанi з тампонуванням свердловини i обробленням привибiйної зони, виконуються за технологiчними планами, якi одночасно є й актами на виконання цих процесiв. Складаються вони згiдно з типовими картами за типовими формами. У них даються розрахунки кiлькостi реагентiв, вказуються режими проведення процесу, кiлькiсть спецтехнiки, схема її обв`язування, послiдовнiсть проведення процесу.
Усi роботи сумiжних ланок (спецтехнiка, НДЛ, обслуговування, ремонт електроустаткування, транспорт) виконуються за операцiйними нарядами. Вони виписуються технологiчною службою ЦКРС i видаються виконавцю в переддень виконання робiт. У них вказуються вид робiт, склад виконавцiв, спецтехнiка, устаткування. Пiсля прибуття на свердловину вказується час прибуття, початку i кiнця робiт, вартiсть робiт, час i причини простоювання, причини невиконання робiт.
Вiдпускання необхідних матеріалів із складів здійснюється за вимогами, які виписуються технологічною службою ЦКРС на основi єдиного наряду.
Кошторис витрат складає планово-економiчний вiддiл.
Майстру КРС передається замовлення, технологiчний план, єдиний наряд i кошторис на виконання КРС.
До початку ремонту свердловини майстер бригади з ремонту перевiряє виконання пiдготовчих робiт на свердловинi i складає акт про готовнiсть свердловини до ремонту. Пiсля цього бригада з ремонту свердловин виїзджає на свердловину i приступає до ремонту. Майстер органiзовує роботу, щоденно записує у вахтовий журнал завдання вахтам КРС, повiдомляє по радіотелефону в технологiчну службу ЦКРС для щоденного облiку про стан робiт, результати дослiджень i передає операцiйнi наряди i документи дослiджень.
За результатами дослiджень у ходi КРС рiшення про метод ремонту приймає геологiчна служба ЦКРС. Разом iз технологiчним вiддiлом вона передає своє рiшення в проектно-кошторисну групу, яка протягом двох годин складає, затверджує i передає додатковий наряд в ЦIТС. Для прискорення ремонту перший вид робiт із цього наряду повiдомляється по радіотелефону.
Операцiйнi наряди пiсля виконання робiт передаються в УТТ i ЦКРС, а звiдси в бухгалтерiю НГВП.
Технологiчнi плани пiсля проведення робiт, а також акти про виконання дослiджень i перфорацiї передаються в геологiчну службу ЦКРС i пiдшиваються в справу свердловини.
Здача свердловини iз ремонту i територiї здiйснюється майстрами на основi двостороннього акту приймання-здачi щодо наземного устаткування, де вказуються данi про свердловину i ремонт. Один примірник акту, залишається у майстра ЦПКРС, другий передається в (ЦППТ). До акту додаються:
а) результати промислово-геофiзичних i гiдродинамiчних дослiджень та випробувань;
б) акт на приймання-здачу в КРС та iз ремонту;
в) гарантiйний паспорт на опущене устаткування;
г) кошторис на виконання робiт.
Представника замовника викликають для здачі свердловини за умов:
а) наявності подавання рідини насосом;
б) герметичності ліфта, гирлової обв’язки або фонтанної арматури;
в) відсутності механічних пошкоджень поверхні та викривлення осі полірованого штока;
г) відсутності неполадок засувок на гирловому устаткуванні;
ґ ) відсутності забруднення устаткування свердловини (гирлової обв’язки, фонтанної арматури, верстата–качалки, станції управління, шафи електропускової апаратури і т.д.);
д) відсутності забруднення пригирлової території радіусом 2 м, території навколо фундаменту верстата–качалки або станції управління на відстані 2м.
Представник замовника, що прибув на свердловину, перевіряє також і герметичність ліфта, гирлової обв’язки або фонтанної арматури, наявність подавання рідини. Він же пускає свердловину в роботу.
Прибирання території від бруду здійснюється спеціальною бригадою в триденний термін після закінчення ремонту ланкою з підготовки свердловини до ремонту, а за її відсутності – бригадою, яка здійснювала ремонт, за участі ЦВНГ (ЦППТ).
Після ремонту територія приймається за умови демонтування устаткування, яке використовувалася, та її очищення.
Свердловина вважається закiнченою ремонтом, коли виконано всi передбаченi нарядом види робiт, свердловина освоєна i вiдповiдає вимогам якостi ремонтних робiт.
Після здачі свердловини із ремонту виконавець у п’ятиденний термін передає замовнику необхідні документи на виконані ремонті роботи.
Оцiнка якостi виконання ремонту
Методика оцінки і показники якості
Якiсть ремонтних робiт у процесі приймання-здачi свердловини оцiнюється на основi дослiджень, по дебiту та складу продукцiї для видобувних свердловин і по приймальності та тиску закачування для нагнiтальних свердловин. Дослідження здiйснюються в ходi виконання ремонтних робiт та в перiод освоєння i подальшої експлуатацiї свердловини пiсля ремонту. Освоєння свердловин, окрiм електровiдцентровонасосних, здiйснює виконавець ремонтних робiт. У ходi освоєння свердловин встановлюють наявнiсть, величину i характер припливу та вiдповiднiсть їх вимогам, якi сформульованi в замовленнi на КРС.
Під час фонтанної експлуатацiї дебiт i склад продукцiї свердловини визначають або пiсля 24 годин фонтанування, або пiсля одержання iз неї рiдини постiйного складу в об`ємi, який рiвний трьом об`ємам свердловини.
Під час механiзованої експлуатацiї свердловини дебiт i склад продукцiї визначають пiсля 48 годин нормальної роботи, коли подача рiдини вiдбувається без зривiв, а динамограма роботи устатковання ШСН нормальна.
Якщо склад продукцiї не вiдповiдає поставленим вимогам, то освоєння повинно продовжуватися без участi бригад КРС до вилучення iз свердловини вiдповiдного об`єму рiдини, який задають у залежностi вiд видобувних можливостей свердловини.
Якщо дебiт i склад продукцiї все-таки не вiдповiдають сформульованим вимогам, то виконавець робiт має право здiйснити повторнi дослiдження з визначення якостi ремонту. Коли буде встановлено, що роботи виконано не якiсно внаслiдок помилковостi результатiв ранiше проведених ремонтною бригадою дослiджень чи помилковостi вибору виду ремонту, то виконаний ремонт вважається незакiнченим, а свердловина не пiдлягає здаванню. Якщо в ходi продовження ремонту виконавцем буде доказано, що початковий ремонт був виконаний якiсно, то додатковi дослiдження i ремонтнi роботи вносяться в загальний обсяг ремонту й оплачуються замовником. У випадку неякiсно здiйсненого ремонту з вини виконавця додатковий ремонт проводиться за рахунок коштiв виконавця ремонту.
Якiсть виконаних робiт на свердловинi з позицiй господарської дiяльностi оцiнюється успiшнiстю, технологiчною та економiчною ефективнiстю.
Успiшнiсть характеризують коефiцiєнтом успiшностi, що являє собою вiдношення суми успiшних свердловино-операцiй до всiх виконаних свердловино-операцiй. Ремонт вважається успiшним у разі досягнення поставленої мети або вiдповiдної величини приросту видобутку, об`єму закачування, зменшення вiдбору пластової води i об'єму непродуктивного закачування. Наприклад, успішність ремонту з iзоляцiї припливу води встановлюють за величиною зниження обводненостi продукцiї, коли дебіт свердловини по нафтi (газу) не зменшився (залишився таким же чи збільшився) у разі зіставимих режимiв вiдбирання. Успiшнiсть ремонту, що зумовив незначне зниження дебiту свердловини за рiзкого зменшення вiдбору води, може бути обгрунтована тiльки економiчно.
Технологiчна ефективнiсть – це, в першу чергу, натуральний ефект, що виражається для видобувних свердловин приростом об'єму видобутої нафти (газу) i зменшенням вiдбору води, для нагнiтальних i поглинальних – збiльшенням об`єму корисного i зменшенням об'єму непродуктивного закачування; для водозабiрних – збiльшенням дебiту кондицiйної i зменшенням припливу некондицiйної води. Крiм цього вона характеризується також тривалiстю ефекту.
Економiчна ефективнiсть обчислюється за змiною витрат на видобування нафти (газу) до i пiсля ремонту з урахуванням витрат на виконання самого ремонту.
Методика підрахунку технологічної ефективності від впровадження організаційно-технічних заходів
До організаційно-технічних заходів відносяться роботи з впровадження нової техніки і технології (наприклад, нового або вдосконаленого підземного технологічного обладнання), винаходів (патентів) і раціоналізаторських пропозицій, планові поточні роботи з фондом свердловин. Метою цих заходів є підвищення продуктивності свердловин, зменшення обводнення продукції свердловин, зменшення кількості недіючих свердловин тощо. Чинна методика підрахунку технологічної ефективності часто переглядається в плані уточнення деяких деталей, перезатверджується, а суть її зводиться до наступного.
В якості вхідних даних використовуються матеріали звітних первинних документів – місячних звітів про експлуатацію свердловин. За цими даними будується графік щомісячної роботи свердловини, на який наносяться середньодобові дебіти нафти (вільного газу), рідини, а також вмісту води у відсотковому виразі за 6-12 місяців її стабільної роботи до проведення заходів, за весь період проявлення ефекту і три місяці після його закінчення. Для газових свердловин, окрім того, наносяться також робочі тиски на гирлі за весь період.
З метою коректного визначення ефективності виконаних робіт перед їх початком у свердловині проводяться приладні вимірювання дебіту (по нафті, газу і воді), глибини статичного і динамічного рівнів рідини, динамометрування штангово-насосних свердловин. Такі ж вимірювання проводяться і після впровадження заходу в початковий період проявлення технологічного ефекту та після закінчення розрахункового періоду (рік, квартал, місяць).
Додатковий обсяг видобутку вуглеводнів по свердловині (натуральний ефект) від застосування заходів по підвищенню її продуктивності визначається за формулою:
Qд = Qф – Qр, (1.12)
де Qд – додатковий видобуток вуглеводнів (нафти, нафтового газу, вільного газу, конденсату) за розрахунковий період (рік, квартал, місяць) після застосування заходу; Qф – фактичний видобуток вуглеводнів за розрахунковий період; Qр – розрахунковий видобуток вуглеводнів за цей же період.
За розрахунковий період береться термін, протягом якого спостерігається ефект від заходу. Закінчення тривалості ефекту фіксується графічно в точці перетину розрахункового дебіту (пряма лінія 00) з фактичним дебітом (рис. 1.2).
Розрахунковий видобуток вуглеводнів (можливий видобуток без застосування заходу) визначається за формулою:
Qр = qо Kкр Tф/m, (1.13)
де qо – середньодобовий дебіт нафти (вільного газу) до застосування заходу (див. рис. 1.2); Kкр – коефіцієнт кратності, що відповідає коефіцієнту місячної зміни (Kмз) і кількості повних календарних місяців експлуатації свердловини з проявленням ефекту після впровадження заходу; Tф – кількість фактичних днів експлуатації свердловини в період проявлення ефекту; m – кількість повних календарних місяців експлуатації свердловини, протягом яких спостерігався технологічний ефект (якщо в період проявлення ефекту свердловина частково простоювала, то за час простоювання розрахунковий видобуток вилучається).
Розрахункова кількість повних календарних місяців експлуатації визначається за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.14)
де Тк – календарна кількість днів проявлення ефекту; tc.м – середня кількість днів у місяці за період проявлення ефекту. Результат розрахунку m заокруглюється до більшого цілого числа.
Коефіцієнт зміни дебіту за відповідний період (за n = 6 – 12 місяців стабільної роботи свердловини до впровадження заходу) визначається за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415 (1.15)
де q1 q2 – середньодобові дебіти на початок і кінець базового періоду (див. рис. 1.2).
Коефіцієнт місячної зміни дебіту визначається як середньогеометрична величина
13 EMBED Equation.3 1415 (1.16)
а тоді коефіцієнт кратності
13 EMBED Equation.3 1415 (1.17)
Якщо розрахунковий коефіцієнт місячної зміни Кмз по окремій свердловині до впровадження заходу нижче середнього по покладу (або родовищу), то для розрахунку видобутку береться середня величина Кмз по покладу (родовищу) за останні три роки. Якщо протягом проявлення ефекту від впровадження даного заходу накладається діяння інших заходів (у кращу чи гіршу сторони), то керівництво НГВУ приймає обгрунтоване рішення про розподіл додатково видобутих вуглеводнів між впровадженими заходами.
Фактичний видобуток нафти за цей же час береться за місячними експлуатаційними рапортами.
Додатковий видобуток нафтового газу визначається за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415 (1.18)
де G – газовий (конденсатний) фактор, м3/т (т/ тис.м3); Kвик – коефіцієнт використання нафтового газу.
Якщо впроваджена нова технологія зіставляється з застосованою раніше базовою технологією (найкращою за ефективністю щодо такої ж мети, наприклад по ізоляціі припливу пластової води), то розраховують коефіцієнт приросту видобутку нафти за даними інших свердловин, де впроваджено базову технологію,
13 EMBED Equation.3 1415 (1.19)
а тоді розрахунковий видобуток нафти за базовою технологією
13 EMBED Equation.3 1415 (1.20)
і додатковий видобуток нафти
13 EMBED Equation.3 1415, (1.21)
Розрахунок додаткового видобутку природного газу і конденсату проводиться аналогічно.



13 EMBED Word.Picture.8 1415
А – ремонтні роботи 25.02.98р.;
Б – закінчення ефекту 13.11.98р
Рис. 1.2 – Графік роботи нафтової свердловини 8 Козіївського родовища:
Додатковий видобуток нафти і газу за другий (третій) рік після впровадження заходу розраховуються за два (три) роки разом, а потім віднімається натуральний ефект за перший (перший і другий) рік.
За відсутності збільшення дебіту свердловини розрахунок технологічного ефекту проводять з урахуванням скорочення тривалості ремонту, зниження його вартості та збільшення коефіцієнта місячної експлуатації свердловини.
Якщо впроваджуються свердловино-операції з підвищення нафтовилучення із покладу, то технологічний ефект визначається як підсумковий результат по кожній свердловині цього об’єкта, які охоплені діянням як з позитивного, так і з негативного боку. У разі можливості додатковий видобуток вуглеводнів по об’єкту визначається за характеристиками витіснення (або методами математичного моделювання).

Задача 1.5 Розрахувати технологічну ефективність ремонтних робіт на свердловині № 8 Козіївського родовища (див. рис. 1.2). Відомо: свердловина порівняно стабільно працювала 11 місяців (02.1997 р. – 12.1997); коефіцієнт використання нафтового газу Квик =0,935; 25.02.1998р. проведено ремонтні роботи.
Розв’язування. За звітними даними будуємо графік перебігу дебіту в часі (див. рис. 1.2); проводимо усереднену пряму лінію ОО; беремо з графіка значини двох відліків – q1 = 29,0 т/добу і q2 = 25,1 т/добу; визначаємо коефіцієнт зміни дебіту за n = 11 місяців (лютий-грудень 1997 року) Кз = q1/q2 = 25,1/29,0 = 0,8655; розраховуємо коефіцієнт місячної зміни Кмз = (Кз)1/n = 0,86551/11 = 0,987; із графіка беремо q0 = 24,4 т/добу і календарні місяці тривалості ефекту m = 9.
Календарні дні роботи свердловини з підвищеним дебітом (з 1 березня по 13 листопада 1998 року, тобто повних 9 місяців, – m = 9) Тк = 31 + 30 + 31 + 30 + 31 + 31 + 30 + + 31 + 30 = 275 днів, а фактично свердловина відпрацювала Тф = 250 днів. За цей період середня кількість днів у місяці tс.м = Тк/m = 275/9 = 30,55. Тоді m = 250/30,55 = 8,183 = 9.
Розраховуємо:
коефіцієнт кратності
Ккр=13 EMBED Equation.2 1415= 0,987 + 0,9872 + 0,9873 +... + 0,9879 = 0,987 + 0,974 + 0,962 +... + 0,889 = 8,436;
розрахунковий видобуток нафти
Qp = q0KkpTф/m = 24,4·8,436·250/9 = 5717,73 т;
додатковий видобуток нафти
Qд = QФ – Qр = 7759,486 – 5717,73 = 2041,756 т;
додатковий видобуток нафтового газу
Qд.нг = QдGKвик = 2041,756·135·0,935 = 257,7 тис.м3,
де QФ = 7759,486 т (із місячних звітів); G = QГ/QФ = 1047,531·103/7759,486 = 135 м3/т; QГ – фактичний видобуток нафтового газу, тис.м3 (із місячних звітів).
Зіставимо також дану технологію з базовою технологією. На свердловинах, де впроваджено базову технологію, коефіцієнт приросту видобутку нафти Кпр.б = 1,103 (визначається аналогічно).Тоді розраховуємо:
розрахунковий видобуток нафти за базовою технологією
Qр.б = Кпр.б Qр = 1,103·5717,73 = 6306,656 т;
додатковий видобуток нафти
Qд.б = Qф – Qр.б = 7759,486 – 6306,656 = 1452,83 т;
додатковий видобуток газу
Qд.нг.б = Qд.бGKвик = 1452,83·135·0,935 = 183,4 тис.м3.
Методика підрахунку прибутку від впровадження робіт з інтенсифікації видобування
Прибуток від видобування газу і газоконденсату визначається за формулою (1.1).
Ефективність проведення робіт з інтенсифікації видобування зумовлюється фактичним додатковим об’ємом видобутку продукту (газу, газоконденсату, нафти) і витратами на його видобування. Тоді прибуток від додатково видобутого продукту внаслідок проведення робіт з інтенсифікації визначається за формулою:
П =
·Q(Ц – Сі), (1.22)
де П – прибуток від реалізації продукту як різниця між доходом (виручкою) від реалізації продукту в діючих цінах без податку на додану вартість (ПДВ) та витратами підприємства на отримання і реалізацію продукту, грн;
·Q – додатковий об’єм видобутку продукту, натуральні одиниці; Ц – оптова ціна одиниці продукту (без прямих відрахувань до бюджету у вигляді рентних платежів і податку на додану вартість), грн; Сі – фактична собівартість видобутку продукту з урахуванням витрат на проведення інтенсифікації, грн. на натуральну одиницю продукту.
Фактична собівартість видобування продукту визначається за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415 (1.23)
де С1 – фактична умовно-змінна собівартість видобування продукту за розрахунковий період роботи свердловин, на яких впроваджено заходи з інтенсифікації, грн. на одиницю продукту; В1 – фактичні витрати підприємства на отримання і реалізацію продукту, грн.
Фактична умовно-змінна частина собівартості видобування продукції по окремих свердловинах визначається за такими елементами витрат:
а) матеріальні витрати, у т. ч. додаткові матеріали, паливо, енергія, відрахування на геологорозвідувальні роботи;
б) інші витрати, у т. ч. невиробничі (іноваційний фонд, фонд охорони праці, плата за використання надр, відрахування на дороги) і позапромислові.
Оскільки облік фактичних матеріальних витрат по кожній свердловині не ведеться, то матеріальні витрати на експлуатацію окремої свердловини, де проведено інтенсифікацію, беруть на рівні середніх фактичних даних родовища, промислу або підприємства (в розрахунку на натуральну одиницю – 1000 м3 газу, тонну газоконденсату або нафти).
Задача 1.6. Розрахувати прибуток від впровадження у жовтні 1998 р. технології термодинамічного діяння на пласт у газоконденсатній свердловині № 9 Східно-Полтавського родовища. Вхідні дані для розрахунку подано в табл. 1.3.

Таблиця 1.3 – Вхідні дані для розрахунку прибутку до задачі 1.6.
Найменування
База
Нова техніка

Час ремонту свердловини на рік, діб
Тривалість ремонту, діб
Міжремонтний період, діб
Проведено ремонтів на рік
Витрати на один ремонт, грн
Додатковий видобуток
- газу, тис. м3,
у тому числі лютий
березень
квітень
травень
червень
- конденсату, т
у тому числі лютий
березень
квітень
травень
червень
Оптова ціна без податків
- газу, грн/тис. м3
- конденсату, грн/т
Собівартість видобування
- газу, грн/тис. м3
лютий
березень
квітень
травень
червень
- конденсату, грн/т
лютий
березень
квітень
травень
червень
272
170
102

227877














95,8
266,67
272
79
193
1
105896

4104
24
10
290
1680
2100
142


10
59
73

95,8
266,67


15,56
19,99
26,64
22,44
23,34

86,83
79,64
70,06
80,48
77,22


Розв’язування. З метою виключення впливу результатів проведення інтенсифікації на собівартість видобування продукту, що призведе до погіршення результатів, у розрахунках беруться дані про фактичну собівартість за звітний період до впровадження технології. В якості бази порівняння взято дебіт свердловини до застосування в ній технології.
Прибуток від впровадження технології визначаємо таким чином:
а) по газу
13 EMBED Equation.3 1415тис. грн;
б) по газоконденсату
13 EMBED Equation.3 1415тис. грн;
в) разом від впровадження технології
П = Пг + Пк = 283,3+64,1 = 347,4 тис. грн.
Методика підрахунку прибутку від вдосконалення технології і техніки капітального ремонту свердловин
Вдосконалення технології і техніки капітального ремонту свердловин сприяє отриманню додаткового прибутку в порівнянні з базовим варіантом за такими напрямками:
а) економія витрат на проведення капітального ремонту;
б) збільшення міжремонтного періоду експлуатації свердловин;
в) додатковий видобуток продукту (газу, газоконденсату, нафти) за рахунок збільшення міжремонтного періоду експлуатації свердловин.
Якщо вартість ремонтів і тривалості міжремонтних періодів різні, то додатковий прибуток
·П, грн., визначається за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415 (1.24)
де Тр – час роботи свердловини, діб на рік; Вб, Вн – витрати на проведення ремонтів відповідно за базовим та новим варіантами капітального ремонту, грн; Тб, Тн – тривалість міжремонтного періоду відповідно за базовим варіантом та варіантом нової техніки, діб.
Якщо Тб = Тн = Тмрп, то формула спрощується, оскільки Тр/Тмрп = Np, де Np – кількість ремонтів на рік (як відношення часу роботи свердловини на рік до тривалості міжремонтного періоду), тобто

·П = (Вб – Вн) Np. (1.25)
Прибуток за рахунок додаткового видобутку продукту внаслідок скорочення часу на проведення ремонтів і відповідно збільшення міжремонтного періоду визначається за формулою:

·П =
·Q (Ц – С), (1.26)
де
·Q – додатковий видобуток продукту, який визначається як добуток середньодобового дебіту свердловини на додаткову кількість діб її експлуатації внаслідок скорочення простою свердловини у ремонті протягом року, тис. м3 або т.
Задача 1.7. Розрахувати прибуток від впровадження науково-технічного заходу під час виконання аварійно-відновлювальних робіт у свердловині № 10 Яблунівського нафтогазоконденсатного родовища ГПУ "Полтавагазпром". Суть заходу полягала у використанні патентозахищених внутрішньої і зовнішньої звільнюваних труболовок, особливістю яких є їх підвищена надійність за рахунок можливості повного розвантаження колони труб, захоплення за аварійні труби з різним ступенем пошкодження корозією та еліпсністю і від’єднання від аварійної труби в разі виникнення ускладнень трьома способами (механічним, розвантаженням з наступним обертанням, гідравлічним). Використання цих технічних рішень дало змогу здійснити ловильні роботи ефективно і за значно менший термін у порівнянні з традиційними засобами. Вхідні фактичні дані наведено в табл.1.4, причому оптову ціну встановлює ДК "Укргазвидобування", а додаткові вхідні дані – в табл. 1.3.
Таблиця 1.4. Вхідні дані для розрахунку прибутку до задачі 1.7.
Найменування
Газ
Конденсат

Додатковий видобуток, тис. м3, т
Оптова ціна без відрахувань до бюджету, грн/тис. м3; грн/т
Собівартість видобутку, грн/тис. м3; грн/т
Умовно-змінна частина собівартості, грн/тис. м3; грн/т
у тому числі:
- матеріальні витрати
- відрахування на геолого-розвідувальні роботи
- витрати на транспортування конденсату
Інші витрати:
- інноваційний фонд
- плата за використання надр
- відрахування на дороги
- позапромислові
Витрати на проведення інтенсифікації (термодинамічне діяння на пласт), грн
2139
157,3
25,81
14,84

1,34
11,16


0,75
0,69
0,90


21400
212
350
59,35
32,73

1,77
15,19
2,46

5,1
1,98
6,11
0,12




Розв’язування. Економічна ефективність заходу зумовлюється економією витрат на проведення аварійно-відновлювальних робіт, у т. ч. за рахунок збільшення тривалості міжремонтного періоду, а також додатковим об’ємом видобутого газу і конденсату внаслідок скорочення терміну проведення ремонту. В якості базового варіанту беремо техніко-економічні показники проведення аварійно-відновлювальних робіт на свердловинах традиційними засобами.
Прибуток від вдосконалення технології і техніки проведення ремонтних робіт у свердловині, коли тривалості базового і нового варіантів капітального ремонту та їх вартості різні, визначаємо за формулою:

·Пр = Тр13 EMBED Equation.3 1415 тис. грн.,
причому час роботи свердловини на рік взято рівним міжремонтному періоду (193 доби), оскільки за новою технологією було проведено тільки один ремонт.
Прибуток за рахунок додаткового видобутку газу та конденсату внаслідок скорочення часу на проведення ремонту визначаємо щомісячно за формулою:

·П =
·Q (Ц – С),
а) по газу

·Пг = 24(95,8–15,56)+10(95,8–19,99)+290(95,8–26,64)+1680(95,8–22,4) + + 2100(95,823,24) = 298,1 тис. грн.;
б) по конденсату

·Пк = 10(266,67 – 70,06) + 59(266,67 – 80,48) + 73(266,67 – 72,22) = 26,8 тис. грн.;
в) загальний додатковий прибуток від впровадження заходу

·П =
·Пр +
·Пг +
·Пк = 325,3 + 298,1 + 26,8 = 650,2 тис. грн.
Аналiз i коректування виконання ремонтних робiт
У цехах по видобуванню нафти i газу постiйно аналiзується iнформацiя про роботу фонду свердловин i вияснюються причини змiни режиму їх роботи. Результати цього аналiзу є пiдставою для коректування мiсячного плану ремонтiв, яке здiйснюється тiльки в крайньому випадку, при цьому рiчний план кiлькостi ремонтiв не повинен змiнюватися.
Коректування виконання ремонтних робiт здiйснюється як при складаннi мiсячних планiв, так i оперативних графiкiв ремонтiв. Основою для цього служить iнформацiя про роботу свердловин i хiд виконання ремонтiв. Наприклад, необхiднiсть коректування плану робiт може бути зумовлена тим, що в очiкування ремонту поступають свердловини з вищим прiоритетом, нiж включенi в план ремонту свердловини. Мета коректування – пiдвищення ефективностi робiт.
Коректування планiв i графiкiв ремонтiв зумовлює змiну графiка роботи пiдготовчої бригади. У свою чергу ЦПКРС i виробничо-технiчний вiддiл НГВП (ГПВ) постiйно аналiзують вiдомостi про хiд робiт з ремонту свердловин, виявляють причини вiдхилень вiд встановленої технологiї ремонтних робiт, на основi чого приймають рiшення щодо усунення вiдхилень.
Аналiз i оперативне коректування здiйснюється також на рiвнi акцiонерного товариства.
Стимулювання якостi i кiлькостi ремонтiв
Система стимулювання (заробітна плата, премiї, заохочення) повинна впливати на зацiкавленiсть робiтникiв та iнженерно-технiчних працiвникiв у закiнченнi ремонтів бiльшої кількості свердловин з високою якістю робiт, скороченнi тривалостi i зменшеннi вартостi ремонтiв, збiльшеннi мiжремонтного перiоду i введенні свердловин iз ремонту з дебiтами, що вiдповiдають технологiчним режимам.
Пiдвищення якостi ремонтних робiт можна досягнути:
1) пiдвищенням технiчної надiйностi ремонтного устаткування та оснащеностi бригад устаткуванням, iнструментом і пристроями згiдно з типовим, обов`язковим перелiком;
2) удосконаленням технологiї ремонтних робiт i пiдвищенням виробничої культури;
3) покращенням органiзацiї ремонтних робiт i виробничо-технiчного обслуговування бригад ПотРС i КРС;
4) органiзацiєю i вдосконаленням контролю якостi ремонту пiдземного устаткування i свердловин;
5) пiдвищенням квалiфiкацiї й органiзацiєю навчання робiтникiв та iнженерно-технiчних працiвникiв;
6) вдосконаленням системи стимулювання за якiсть i підвищення вiдповiдальностi за здійснення неякiсних ремонтiв.
Змагання за якiсть дає змогу уникнути повторних ремонтів i забезпечити бiльшi дебiти свердловин.
Контроль i облiк у процесi ремонту свердловин
Контроль i облiк починаються iз записування свердловин, якi припинили подавання, в фонд, що простоює й очiкує ремонтiв.
По кожнiй, записанiй у графiк ремонтів свердловинi комiсiя ЦПКРС перевiряє готовнiсть до проведення ремонтних робiт, дає дозвiл на здiйснення ремонту, що оформляється актом.
Майстер з видобування нафти (газу) пiсля одержання графiка ремонтiв перевiряє облаштування включених у графiк свердловин.
У процесi ремонту записуються у вахтовий журнал вiдомостi про хiд ремонту. Записи вносить за кожну змiну майстер або за його вiдсутностi оператор чи бурильник; змiст записів передають у виробничо-диспетчерську службу ЦПКРС, яка подає одержану iнформацiю в центральну iнженерно-технологiчну службу.
Щоденно ведеться облiк робочого часу робiтникiв пiдготовчих i основних бригад, в т.ч. машинiста пiднімача.
Два рази в мiсяць данi облiку передаються в бухгалтерiю для оплати. На кожний ремонт закривається загальний наряд.
За кожний мiсяць цех ПКРС визначає кількість вiдремонтованих свердловин i витрати часу на кожний ремонт, складає довiдку про виконання мiсячного плану, яку передає у виробничо-технiчний вiддiл НГВП (ГВП), а вiдтак – в АТ.
За даними роботи ремонтних бригад нормативна служба ЦПКРС чи НГВП (ГВП) складає баланс календарного часу роботи бригад за мiсяць, а бухгалтерiя визначає витрати на ремонти.
Облiк показникiв ремонту здiйснюється у виробничому вiддiлi (кількість свердловино-ремонтiв, тривалiсть i вартiсть одного ремонту, мiжремонтний перiод) та в планово-економiчному вiддiлi НГВП (продуктивний час, чисельнiсть працівників, фонд заробiтної плати, витрати).
ЦПКРС складає щомiсячнi звiти про виконанi ремонти i подає їх у геологiчний i виробничо-технiчний вiддiли НГВП (ГВП). Вiдомостi iз звiту геологiчний вiддiл використовує для внесення записiв у паспорти свердловин.
Облiк є потрiбним для оплати працi, стимулювання, а також для аналiзу i регулювання процесу управлiння ремонтом свердловин.
Планування об`ємiв робiт з поточного ремонту нафтових i газових свердловин
Пiд об’ємом робiт з ремонту свердловин розумiють необхiдну кiлькiсть i можливу кiлькiсть ремонтiв.
Iснує двi методики визначення необхiдної кiлькостi поточних ремонтiв на плановий рiк: за коефiцiєнтом частоти ремонтiв і за мiжремонтним перiодом.
Методика визначення об`ємiв ремонтних робiт за коефiцiєнтом частоти ремонтiв
Ця методика знайшла широке застосування, оскiльки є найбiльш точною. Вона передбачає визначення:
а) середньорiчного експлуатацiйного фонду свердловин Фe;
б) коефiцiєнта частоти ремонтiв свердловин Kч;
в) необхiдної кiлькостi планових ремонтiв свердловин Pпл.
Експлуатацiйний фонд свердловин визначають у цiлому на рiк та з поквартальним розподiлом i з урахуванням змiни фонду (введення нових свердловин по перiодах, вибуття свердловин за перiоди, по видах обладнання свердловин).
Коефiцiєнт частоти ремонтiв свердловин Kч за минулий перiод
13EMBED Equation 1415, (1.27)
де Pф – фактична кiлькiсть поточних ремонтiв свердловин за видами устаткування i по всьому фонду, що виконана в попередньому роцi; Фe.ф – фактичний середньорiчний експлуатацiйний фонд свердловин за видами устаткування i всього по фонду в попередньому роцi.
Повторні ремонти для визначення коефiцiєнта частоти ремонтiв свердловин не враховуються.
Якщо в плановому роцi передбачається збiльшити мiжремонтний перiод роботи свердловин, то коефiцiєнт частоти ремонтiв Kч вiдповiдно коректують:
13EMBED Equation 1415, (1.28)
де q' – відносне (від початкової кількості) зменшення кiлькостi ремонтiв за рахунок пiдвищення тривалостi мiжремонтного перiоду, частка одиницi.
Необхiдна кiлькiсть планових поточних ремонтiв свердловин визначається за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.29)
де Фе.пл. – запланований експлуатацiйний фонд свердловин за видами устаткування; n – кiлькiсть видiв устаткування.
Можлива кiлькiсть ремонтiв, яку можна виконати тою кількістю бригад, що є на пiдприємствi, визначається за формулою:
13EMBED Equation 1415, (1.30)
де Б – очiкуваний баланс календарного часу роботи бригад поточного ремонту свердловин у плановому роцi; ( – середня тривалiсть одного поточного ремонту.
На трудомiсткiсть ремонтiв, а вiдповiдно, i на об`єм робiт впливають такi основнi фактори:
1) загальний об`єм робiт по всій кількості ремонтiв;
2) об`єм робiт за видами ремонтiв;
3) вид устаткування свердловин;
4) глибина опускання насосно-компресорних труб.
Для врахування цих факторiв ведуть облiк фактично виконаних робiт по свердловинах щомiсячно, щоквартально i за рiк, а також з розподiлом по бригадах. Тодi цi данi служать основою для наступного визначення трудомiсткостi планових поточних ремонтiв свердловин.
У разі вiдсутностi розподiлу загальної кiлькостi планових ремонтiв за видами ремонтiв їх планування здiйснюють у такому порядку:
1. Визначають частку фактично виконаних за аналiзований перiод часу даною бригадою ремонтiв з розподілом за видами i за устаткуванням свердловин у загальнiй кiлькостi виконаних ремонтiв протягом планового перiоду (рiк, квартал, мiсяць).
2. За даними про частку фактично виконаних ремонтiв за видами планову кількість дiлять на види в залежностi вiд устаткування свердловин.
3. У розрiзi кожного виду ремонту фактичнi данi про ремонти за попереднiй перiод розподiляють по iнтервалах глибин опускання насосно-компресорних труб i визначають їх частку.
4. За фактичними iнтервалами глибин i за їх часткою здiйснюють розподiл планової кількості ремонтiв (окремо для різних) по iнтервалах глибин опускання насосно-компресорних труб.
Один i той же ремонт у рiзних нафтогазопромислових районах i навiть на рiзних родовищах одного i того ж району у разі однакових технологiй, технiки та органiзацiї його здiйснення має рiзну тривалiсть. Це перш за все пояснюється рiзними глибинами опускання насосiв i умовами, в яких працює пiдземне устаткування. Тому, щоб мати можливiсть зіставляти результати роботи бригад поточного ремонту свердловин за продуктивнiстю працi, поряд з натуральним показником "кількість ремонтiв" використовують показник "умовний ремонт". Вiн дає змогу звести кожний вид поточного ремонту в рiзних районах i на рiзних родовищах одного району до однакових умов. Перехiд вiд натуральної кiлькостi ремонтiв до умовної здiйснюється шляхом перемноження натуральної кiлькостi на перевiдний коефiцiєнт трудомiсткостi, що визначається як вiдношення нормативного часу на виконання ремонту по заданому iнтервалу опускання НКТ до базового нормативного часу. За базовий нормативний час взято нормативний час ремонту свердловин з глибиною опускання НКТ 1000 м.
Задача 1.8. Запланувати об`єм робiт з ремонту свердловин. Вiдомо: експлуатацiйний фонд свердловин за станом на 1 сiчня планового року складає 800 свердловин, у т.ч. 17 фонтанних, 783 штанговонасосних. Передбачається, що у I кварталi 4 фонтаннi свердловини будуть переведенi на штанговонасосний спосiб експлуатацiї та у III кварталi вибуде з експлуатацiї 6 штанговонасосних свердловин. Планується введення в експлуатацiю нових свердловин: у II кварталi – 2 фонтанних свердловин та у IV кварталi – 3 штанговонасосних свердловин. Кількість ремонтiв свердловин склала: по фонтанних – 2, по штанговонасосних – 1800, iз останнiх – 6 повторних ремонтiв.
Розв`язування. Переведення на штанговонасосний спосiб експлуатацiї з розрахунку на рiк: (4 св. (12 мiс.) / (12 мiс.) = 4 св.; введення в експлуатацiю: фонтанних (2 св. ( 9 мiс.) / (12 мiс.) = 1,5 св., штанговонасосних (3 св. ( 3 мiс.) / (12 мiс.) = 0,75 св.; вибуття iз експлуатацiї штанговонасосних свердловин (6 св. ( 6 мiс.) / (12 мiс.) = 3 св.
Плановий експлуатацiйний фонд свердловин на рiк становитиме (800 – 3 + 1,5 + 0,75) = 799,25 свердловин, iз них фонтанних (17 – 4 + 1,5) = 14,5; штанговонасосних (783 + 4 + 0,75 – 3) = 784,75.
Коефiцiєнт частоти ремонтiв отримано (для простоти взято, що середньорiчний плановий фонд дорiвнює фактичному фонду за станом на 1 сiчня):
по фонтанному фонду Kч.ф = 2 / 17 = 0,12;
по штанговонасосному фонду Kч.ш = (1800 – 6) / 783 = 2,29;
по всьому фонду Kч.в = (2 + 1800 – 6) / 800 = 2,245.
Планова необхiдна кількість натуральних ремонтiв на плановий рiк складе:
по фонтанному фонду Рпл.ф = 14,5 ·0,12 = 2 ремонти;
по штангово-насосному фонду Рпл.ш = 784,75·2,29 = 1797 ремонтiв;
по всьому фонду Рпл.в = 2 + 1797 = 1799 ремонтiв.
Методика визначення об`єму ремонтних робiт за мiжремонтним перiодом
Згiдно з цiєю методикою на основi тривалостi мiжремонтного перiоду роботи свердловин планують кількість зупинок свердловин з урахуванням можливостi сумiщення одних видiв ремонту з iншими або ремонту пiдземного устаткування з ремонтом наземної технiки.
Кількість зупинок у зв`язку iз проведенням геолого-технiчних заходiв (оброблення привибiйної зони, дострiлювання отворiв перфорацiї тощо) визначають у вiдповiдностi з планом проведення таких заходiв. Цей план складається на основi вивчення умов роботи кожної свердловини з метою обгрунтування виду заходу, який повинен бути здiйснений для пiдвищення ефективностi роботи свердловини, та термiну проведення цих заходiв.
Загальнi витрати часу на ремонт i на проведення геолого-технiчних заходiв планують, виходячи iз норм часу (на один ремонт, захiд) та кількості ремонтiв (заходiв). Для скорочення тривалостi простоювань свердловин у планi здiйснення геолого-технiчних заходiв звичайно сумiщають або один з iншим, або з ремонтними роботами пiдземного i наземного устаткування.
Тодi визначають календарний плановий фонд часу дiючих свердловин по кількості свердловин на початок планового перiоду з врахуванням перебігу кількості свердловин (прибуття i вибуття) по мiсяцях згiдно з проектом розробки родовища та переведенням свердловин iз одної категорiї в iншу, iз недiї в дiючий фонд, з одного способу експлуатацiї на iнший, iз бурiння.
Сумарний плановий (розрахунковий) час експлуатацiї всiх свердловин Ce.р визначають як рiзницю мiж календарним розрахунковим часом дiючого фонду свердловин Сд.р та сумарною тривалiстю планових (розрахункових) простоювань Спр.р, тобто
13EMBED Equation 1415. (1.31)
У результатi визначають плановий (розрахунковий) коефiцiєнт експлуатацiї свердловин
13EMBED Equation 1415. (1.32)
Визначення оптимальної кількості ремонтних бригад
Може статися, що навіть за умови підвищення продуктивності праці наявні бригади не в змозі виконати необхідний об’єм ремонтних робіт, або на підприємстві виявляються зайві бригади, для яких не вистачає об’єму ремонтних робіт. У таких випадках необхідно визначати оптимальну кількість ремонтних бригад на наступний рік. Це можна здійснити за трьома методиками.
Методика на основі аналізу балансу використання календарного фонду часу ремонтних бригад
Оптимальну кількість ремонтних бригад з урахуванням кращої організації робіт, підвищення продуктивності праці і покращення якості ремонтів можна визначити за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415 (1.33)
де Р – планова кількість ремонтів; Рорг – кількість ремонтів, які можна забезпечити за рахунок скорочення організаційних непродуктивних простоїв; Рпр – кількість ремонтів, які можна забезпечити за рахунок підвищення продуктивності праці; Рпов – кількість повторних ремонтів, Nр – середня кількість ремонтів, що припадають на одну бригаду, при взятому середньому коефіцієнті змінності роботи бригад.
Планова кількість ремонтів
Р = Рпл + Роч, (1.34)
де Рпл – кількість планових ремонтів по всьому експлуатаційному фонду (див. визначення вище); Роч – кількість ремонтів, які необхідні для виведення свердловин із простою (із очікування здійснення ремонту).
Кількість ремонтів Роч, які необхідні для ліквідації фонду, що простоює визначається за коефіцієнтом частоти ремонтів кч за формулою:
Роч = Фпркч, (1.35)
де Фпр – середньорічний фонд свердловин, що простоює в очікуванні поточного ремонту за минулий рік.
Кількість ремонтів Рорг, яку можна забезпечити за рахунок скорочення організаційних простоїв, визначають за формулою:
13 EMBED Equation.2 1415, (1.36)
де (tн – сума непродуктивного часу, який скорочується, за видами робіт; ( – тривалість одного ремонту.
Кількість ремонтів Рпр, які можна забезпечити за рахунок збільшення продуктивного часу бригад, визначається за формулою:
13 EMBED Equation.2 1415, (1.37)
де (tпр – сума часу скорочених простоїв за видами робіт.
Аналіз показує, що із загальної кількості виконаних ремонтів до 4% ремонтів виконуються не якісно і здійснюються повторно. Змагання за якість ремонтів забезпечує відсутність повторних ремонтів Рпов, а за рахунок цього збільшується кількість якісних ремонтів.
Отже, оптимальна кількість ремонтних бригад визначається на основі аналізу балансу використання календарного фонду часу ремонтних бригад.
Дальше методика дає змогу визначити:
1) кількість бригад, яка забезпечить повну ліквідацію простоїв свердловин в очікуванні ремонту;
2) економічно доцільну кількість ремонтних бригад.
Щоденний вихід свердловин із експлуатації підлягає закономірностям розподілу випадкових величин. Якщо за добу в середньому вибуває із експлуатації Nсв свердловин, фактична кількість ремонтних бригад становить Nбр, причому Nбр( Nсв, і фактична тривалість одного ремонту є більшою доби, то, зрозуміло, що в такій ситуації неминучими є простої свердловин в очікуванні ремонту і з цієї причини недобори нафти (газу). Із аналізу балансу часу простоїв свердловин і часу роботи ремонтних бригад визначають кількість бригад, які забезпечують повну ліквідацію простоїв свердловин.
Але організація додаткової кількості бригад вимагає додаткових капітальних коштів на придбання піднімачів та іншого ремонтного обладнання і збільшення експлуатаційних витрат (зарплата, амортизація, електроенергія, деемульсація, перекачування нафти). Зіставляючи витрати з приростом видобутку нафти, можна встановити економічно доцільну кількість ремонтних бригад, причому в якості критерію оптимізації вибирають коефіцієнт експлуатації свердловин, тобто забезпечують досягнення найбільшої його величини.
Методика на основі аналізу балансу сумарних економічних витрат
Ця методика дає змогу визначити оптимальну кількість ремонтних бригад (поточного і капітального) ремонту та нормативи на простій свердловин у недії, в очікуванні ремонту і в ремонтах. В основу даної методики покладено балансовий розрахунок сумарних витрат Дп на утримання ремонтних бригад і втрат підприємства Дн в результаті недобору продукції із-за простоїв свердловин в очікуванні ремонту і в ремонті. Оптимальним вважається варіант за мінімуму суми витрат на утримування ремонтних бригад і втрат від недореалізації продукції: Д = Дп + Дн.
Витрати на здійснення поточних ремонтів визначаються за формулою:
Дп = КрВр = nВВр, (1.38)
де Кр – кількість виконаних ремонтів; Кр = nВ; n – кількість бригад підземного ремонту; В – питомий виробіток на одну бригаду ПРС за рік; В = tк/tпр; tк – календарний час року (8760год); tпр – час, який витрачено бригадою ПРС на 1 ремонт (визначається як відношення календарного часу роботи бригад ПРС до кількості вказаних поточних ремонтів); Вр – середня вартість одного поточного ремонту.
Втрати від недовидобутої нафти за рік (365 діб) за наявності n ремонтних бригад
Дн=365qК(п.рС, (1.39)
де q – поточний середньодобовий дебіт свердловин планового року; К(п.р- середньорічна кількість свердловин, які потребують ремонту; С – собівартість видобування 1 т нафти.
Середньорічну кількість свердловин K(п.p, які потребують ремонту, можна визначити за формулою
К(п.р = (Kp – Kв.p)/2, (1.40)
де Kр – кількість вимог на ремонт; Kв.p – кількість виконаних ремонтів.
Величини Kp і Kв.p знаходять так:
13 EMBED Equation.2 1415; (1.41)
13 EMBED Equation.2 1415, (1.42)
де Кп – середньорічна кількість свердловин, які знаходяться у простоюванні (у недії), що взята із балансу календарного часу експлуатаційного фонду за минулий рік; Nд – середньодіючий фонд свердловин (визначається як відношення календарного часу діючого фонду до 8760 годин); Тд – середній час між ремонтами одної свердловини діючого фонду (визначається як відношення календарного часу діючого фонду свердловин до кількості ремонтів свердловин).
Визначення здійснюється графічно: Дп(n), Дн(n), Д(n). Підсумкова лінія Д(n) має мінімум у точці (сума значин Дп, Дн), яка відповідає оптимальній кількості бригад
13 EMBED Equation.2 1415. (1.43)
Аналогічні розрахунки виконують і для бригад капітального ремонту.
Для розрахунку кількості свердловин, які знаходяться у планово-профілактичному ремонті (ППР), необхідно врахувати, що кожна бригада ПотРС, здійснюючи поточний ремонт діючого фонду, повинна бути забезпечена фронтом робіт і не повинна мати простоювань у очікуванні ремонту. Тому кількість свердловин у простоюванні буде визначатися оптимальною кількістю бригад ПотРС, які знаходяться на свердловинах і виконують роботи та додатково свердловинами, які знаходяться в підготовці до ремонту. Звідси кількість свердловин в ППР Nпрс повинна в 1,5 рази перевищувати оптимальну кількість бригад ПРС nпопт, тобто
Nпрс = 1,5 nпопт. (1.44)
Для визначення кількості свердловин Nкрс, які знаходяться у тривалому капітальному ремонті, необхідно вважати, що оптимальна кількість бригад КРС nпопт виконує повний об’єм усіх видів ремонтів і не повинна перевищувати цієї кількості, тобто
Nкрс = nкопт. (1.45)
Таким чином, норматив Нпрс свердловин експлуатаційного фонду, які знаходяться у підземному ремонті, визначається, як процент від експлуатаційного фонду, так:
13 EMBED Equation.2 1415 (1.46)
де Тк.ч.е.ф. – календарний час експлуатаційного фонду свердловин.
Для розробки нормативів на кількість свердловин, які знаходяться у планово-профілактичному обслуговуванні (NППО), необхідно мати на увазі, що на великій кількості свердловин є потреба в роботах, котрі пов’язані:
а) з обслуговуванням наземного обладнання гирла свердловин;
б) з обслуговуванням внутрішньопромислових збірних трубопроводів;
в) з обслуговуванням ліній електропередач;
г) з промисловими і гідродинамічними дослідженнями.
Розрахунки часу на обслуговування наземного обладнання за способами експлуатації і видами обслуговування з врахуванням поєднання операцій в часі подаються у вигляді норм. Середній час на обслуговування одної свердловини
13 EMBED Equation.2 1415, (1.47)
де Фі – середньорічний фонд відповідно фонтанних, штанговонасосних, електровідцентровонасосних і газліфтних свердловин, який береться із річного звіту; Ті – річна тривалість простоювань цих свердловин; Nе – середньорічний експлуатаційний фонд свердловин.
У результаті коефіцієнт експлуатації наземного обладнання і норматив на кількість свердловин, що знаходяться в простоюванні в ході виконання ремонтних робіт, відповідно запишемо:
13 EMBED Equation.2 1415; (1.48)
Нн = (1 – Кен)(100%. (1.49)
Таким чином, сума кількості свердловин, які знаходяться у простоюванні під час виконання наземного обслуговування, і кількості свердловин, які знаходяться в ремонті та очікуванні підземного ремонту, дає норматив на кількість свердловин, що потребують ППО:
Нппо = Нпрс + Нн. (1.50)
для підприємства АТ “Укрнафта” встановлено такі нормативи на простоюючий фонд (у кількості свердловин):
ППО і його очікування 2,1
Наземне обслуговування 3,5
КРС і його очікування 1,5
Кількість свердловин в ППО 5,6
Кількість свердловин в освоєнні 0,1
Кількість свердловин недіючого фонду 7,2

Задача 1.9. Розрахувати нормативи на фонд свердловин, які знаходяться в планово-профілактичному обслуговуванні і тривалому капітальному ремонті для одного із НГВУ. Відомо: календарний час діючого фонду свердловин Тк.ч.д.ф. = 3534660 год; кількість виконаних ремонтів свердловин Кр = 830; тривалість часу простоювання діючого фонду свердловин Тч.п.д.ф = 11600 год; собівартість видобування нафти С = 67,02 грн/т; середньодобовий дебіт свердловини q = 3,5 т/доб; кількість бригад підземного ремонту n = 7; питомий виробіток на одну бригаду за рік В = 118,7 грн; середня вартість одного ремонту Вр = 4860 грн; відпрацьований час бригадного поточного ремонту протягом року tкп = 8760 год; середній час між ремонтами одної свердловини діючого фонду Тд = 4258,6 год; час, витрачений бригадою ПРС на 1 ремонт, tпр = 74 год; календарний час експлуатаційного фонду Тк.ч.е.ф. = 3547800 год; кількість виконаних капітальних ремонтів Кк = 66; тривалість часу простоювання недіючого фонду Тк.ч.н.ф. = 10848 год; середньодобовий дебіт свердловин недіючого фонду qн = 0,5 т/доб; кількість бригад капітального ремонту свердловин пк = 6; середня вартість одного КРС Вк = 45000 грн; питомий виробіток на одну бригаду КРС В = 11; календарний відпрацьований час роботи бригади КРС протягом року tкк = 6716 год.; час роботи експлуатаційного фонду фонтанних, відцентровонасосних і штанговонасосних свердловин Тф = 96300 год.; Тв = 70000 год; Тш = 3255200 год; кількість фонтанних, відцентровонасосних і штанговонасосних свердловин nф = 54, nв = 75, nш = 417.
Розв’язування. Визначаємо послідовно:
а) для планово-профілактичного обслуговування
- середньодіючий фонд свердловин
Nд = Тк.ч.д.ф./tк = 3534660/8760 = 403,5 св.;
- середню тривалість часу між ремонтами одної свердловини діючого фонду
Тд = Тк.ч.д.ф./Кр = 3534660/830 = 4528,6 год;
- середньорічну кількість свердловин, які простоюють,
Кп.р. = Тч.п.д.ф./tк = 11600/8760 = 1,3 св.;
- втрати від недовидобутої нафти
Дн = 365qCКп.р. = 365(3,5(67,02(1,3 = 111303 грн;
- витрати на здійснення поточних ремонтів за існуючої кількості бригад
Дп = nВВр = 7(4860(118,3 = 4038174 грн;
- оптимальну кількість бригад поточного ремонту
13 EMBED Equation.2 1415бр.;
- кількість свердловин, які знаходяться в поточному ремонті
Nпрс = 1,5 nопт = 1,5(7 = 10,5 св.;
- норматив свердловин, які знаходяться в поточному ремонті
13 EMBED Equation.2 1415,
де tк = 8760 год. – календарний час року;
б) для капітального ремонту свердловин
- середньоексплуатаційний фонд свердловин
13 EMBED Equation.2 1415 св.;
- середню тривалість часу між капітальними ремонтами
13 EMBED Equation.2 1415 год;
- середньорічну кількість свердловин, які знаходяться в недії,
13 EMBED Equation.2 1415 св.;
- втрати від недовидобутої нафти
Дн=365 qнCКп.к.=365(0,5(67,02(1,24=15167 грн;
- витрати на здійснення капітальних ремонтів
Дк=nкВВк=6(45000(11=2 970 000 грн;
- оптимальну кількість бригад капітального ремонту
13 EMBED Equation.2 1415 бр.;
- кількість свердловин, які знаходяться в капітальному ремонті,
Nкрс=nкопт=6,88;
- норматив свердловин, які знаходяться в тривалому капітальному ремонті,
13 EMBED Equation.2 1415 ;
в) для наземного обслуговування обладнання
- середній час на обслуговування одної свердловини
13 EMBED Equation.2 1415год;
- кількість свердловин, які знаходяться в наземному обслуговуванні,
13 EMBED Equation.2 1415 св.;
-норматив свердловин, які знаходяться в наземному обслуговуванні,
13 EMBED Equation.2 1415;
г) в цілому для планово-профілактичного обслуговування
- кількість свердловин, які простоюють з причини планово-профілактичного обслуговування
Nппо = Nпрс + Nобс = 10,5 + 17,8 = 28,3 св.;
- норматив на планово-профілактичне обслуговування
Нппо = Нпрс + Нобс = 2,59 + 4,39 = 6,98 %.
Методика на основі застосування теорії масового обслуговування
Точні результати щодо визначення оптимальної кількості бригад поточного ремонту свердловин дає застосування теорії масового обслуговування. Система масового обслуговування – це ремонтна служба, яка складається із невеликої кількості "каналів" обслуговування – ремонтних бригад. Робота системи масового обслуговування полягає у виконанні потоку вимог чи замовлень, які поступають до неї. Замовлення (виходи свердловин із експлуатації, тобто в ремонт) поступають одна за другою в деякі, взагалі говорячи, випадкові моменти часу. Обслуговування замовлення, що поступило (ремонт свердловини) продовжується якийсь час, після чого канал обслуговування (ремонтна бригада) звільняється і знову готовий для приймання наступного замовлення. Моменти поступлення замовлень випадкові; у більшості випадкова і тривалість обслуговування замовлення. У зв’язку з цим процес роботи системи відбувається нерегулярно: в потоці замовлень утворюються тимчасові згущення і розрідженння. Якщо замовлення, яке поступило і застало усі канали зайнятими, не покидає систему, а стає в чергу й очікує, поки не звільниться який-небудь канал, то така система називається системою з очікуванням. Якщо час очікування замовлення в черзі нічим не обмежується, то система називається чистою системою з очікуванням. Існують системи масового обслуговування "з перевагами", де деякі замовлення обслуговуваються пріоритетно перед іншим (свердловини з більшим дебітом). У цьому полягають основні поняття теорії масового обслуговування.
Стосовно до ремонту свердловин нижче розглядається методика розрахунку кількості бригад поточного ремонту, яка враховує потребу в бригадах для ремонту простоюючих свердловин і свердловин, що очікують планово-попереджувальних ремонтів.
Розрахунок починається з визначення середньої густини виходу свердловин в очікування ремонту (:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.51)
де N1, N2, , Nn – кількість свердловин, які очікують ремонту; T1, T2, , Tn – кількість днів, коли виходила в ремонт однакова кількість свердловин; Т – розглядуваний період часу (наприклад, рік).
Для визначення оптимальної кількості бригад поточного ремонту розраховується щодобова середня потреба свердловин у планово-попереджувальних ремонтах (2.
Відтак визначається середня кількість простоюючих у черзі свердловин n, що очікують бригад поточного ремонту (не враховуючи свердловин, які обслуговуються в даний час) за різної кількості бригад поточного ремонту S, та середня кількість бригад m, які очікують свердловини для здійснення ремонту. Величини n i m визначаються окремо для названих вище категорій свердловин.
В якості оптимальної беруть ту кількість бригад, за якої втрати В будуть мінімальними:
В = В1 + В2 + В3, (1.52)
де В1 – втрати в процесі простоювання свердловин у ремонті; В2 – втрати в процесі простоювання свердловин у черзі на ремонт; В3 – втрати в процесі простоювання бригад поточного ремонту.
Втрати від простоювання свердловин у ремонті
В1 = 
· q 
· s c1, (1.53)
де
· – коефіцієнт, який враховує збільшення дебіту сусідніх із простоюючою свердловин внаслідок інтерференції (можна брати
· = 1 у разі наявності режиму розчиненого газу в покладі або в разі фонтанної експлуатації свердловин з обмеженими дебітами);
· – середня тривалість одного поточного ремонту; s – кількість бригад поточного ремонту; с1 – собівартість видобування 1 т нафти.
Втрати від перебування в черзі простоюючих свердловин за час
· складуть
В2 = 
· q 
· n1 c1, (1.54)
де n1 – кількість простоюючих свердловин.
По свердловинах, які очікують планово-попереджувальних ремонтів, недобір нафти за час
· являє собою різницю між видобутком нафти, який можна було б одержати за цей час у ході їх роботи з відновленим дебітом, і видобутком нафти за цей самий час без проведення планово-попереджувального ремонту. Виходячи з економічної доцільності, планово-попереджувальні ремонти звичайно здійснюють у разі зниження початкового дебіту на 30–40%. Значить, втрати від перебування в черзі свердловин для планово-попереджувальних ремонтів за час
· будуть дорівнювати
13 EMBED Equation.3 1415. (1.55)
де n2 – кількість свердловин, які очікують планово-попереджувальних ремонтів.
Витрати від простоювань бригад у черзі складуть
В3 = m 
· c2, (1.56)

де с2 – вартість 1 доби роботи бригади поточного ремонту; m1, m2, – кількість бригад для ремонту простоюючих свердловин.
Загальні втрати складуть:
а) у ході ремонту простоюючих свердловин
В = [
·q(s + n1)c1 + m1c2]
·; (1.57)
б) у ході ремонту свердловин, що очікують планово-попереджувальних ремонтів,
В = [
·q(s + 0,3n2) + m2c2]
·. (1.58)
Порядок визначення наступний. Спочатку визначають (1 і (2. Середня тривалість одного ремонту
· визначається за фактичними даними попереднього року. За номограмами (рис. 1.3 і 1.4) визначають відповідно:
а) кількість свердловин n1 i n2, що знаходяться в черзі, в залежності від наявності кількості бригад поточного ремонту s;
б) кількість бригад m1 i m2, які очікують свердловин для проведення ремонтів.
Відтак розраховують загальні витрати за час обслуговування окремо для обох категорій свердловин, беручи різну кількість бригад поточного ремонту. Оптимальну кількість бригад беруть за умови мінімальних витрат.
Загальну оптимальну кількість бригад поточного ремонту визначають додаванням оптимальних кількостей бригад для ремонту простоюючих свердловин і для проведення планово-попереджувальних ремонтів.

13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 1.3 – Номограма для визначення кількості свердловин, що очікують ремонту
13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 1.4 – Номограма для визначення кількості бригад, що простоюють у черзі
Методика оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
Мета оперативного планування
Поточний ремонт свердловин призначений забезпечити підтримування свердловинного обладнання у роботопридатному стані і заданого режиму роботи свердловини, тобто забезпечити заданий рівень видобутку нафти. З цією метою заміна чи відновлення свердловинного обладнання у механізованих свердловинах здійснюється в основному в двох випадках:
а) у разі його несподіваного (аварійного) виходу з ладу (обрив штанг, труб, зрив насоса з замкової опори тощо);
б) у разі природного зношування, яке зумовило значне зниження дебіту свердловини.
Необхідність ремонтів у першому випадку очевидна, треба встановити тільки черговість ремонтів у разі одночасного виходу з ладу обладнання в декількох свердловинах.
У другому випадку треба встановити економічно доцільне зниження дебіту відносно його початкової величини, коли необхідно розпочати здійснення профілактичного ремонту.
Отже, оперативне планування поточних ремонтів свердловин полягає в їх підборі для проведення профілактичних ремонтів та у встановленні черговості ремонтів усіх свердловин (з відмовою обладнання і зниженням дебіту).
Зміна дебіту свердловини в часі
Зміну дебіту свердловини в часі в міру зношування насоса подано А.Н. Адоніним у вигляді рівняння параболи:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.59)
де q – поточний дебіт нафти свердловини у будь-який момент часу між двома ремонтами; qo – початковий дебіт нафти після ремонту; t – час, який пройшов з моменту вводу свердловини в роботу з поточного ромонту; To – теоретична тривалість роботи насоса до припинення його подавання (час від пуску насоса в роботу після поточного ремонту до його повного зносу); m – показник степені параболи, який характеризує форму кривої зміни дебіту.
Криві зміни дебіту в часі за різних значин показника m ілюструє рис. 1.5. Ці криві підтверджуються фактичними даними (рис. 1.6, 1.7).

13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 1.5 – Графічне зображення зміни дебіту насосної свердловини: 1 – m = 1; 2 – m = 2; 3  m = 3.
13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 1.6 – Графік зміни дебіту рідини свердловини № 6 Леляківського родовища.


13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 1.7 – Графік зміни дебіту рідини свердловини № 222 Долинського родовища

13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 1.8 – Геометрична інтерпретація умов роботи свердловини в часі. Накопичений видобуток нафти: Q1 – під час роботи реального насоса; Q2 – під час роботи ідеального насоса



З достатньою для практичної мети точністю це рівняння параболи можна замінити рівнянням експоненти:
13 EMBED Equation.3 1415, (1.60)
де а – параметр, який характеризує темп зміни дебіту свердловини після поточного ремонту.
Визначення параметру а можна здійснити за фактичними вимірами дебіту свердловини методом найменших квадратів. Для цього дане рівняння подано у вигляді рівняння прямої лінії, прологарифмувавши його:
13 EMBED Equation.3 1415. (1.61)
За даними n вимірів дебіту свердловини qo, q1, q2, , qn у моменти часу to, t1, t2, , tn рівняння прямої підбераємо так, щоб сума квадратів відхилень була мінімальною, тобто
13 EMBED Equation.3 1415. (1.62)
Продиференціювавши цей вираз по а, маємо
13 EMBED Equation.3 1415, (1.63)
або
13 EMBED Equation.3 1415, (1.64)
звідки знаходимо
13 EMBED Equation.3 1415. (1.65)
Розподіл свердловин за групами ремонтів
Маючи рівняння зміни дебіту в часі, розподіляємо всі механізовані свердловини за термінами проведення поточних ремонтів на дві групи:
свердловини, які економічно доцільно ремонтувати тільки після повного зносу насоса;
свердловини, на яких економічно доцільно проводити планово-попереджувальні ремонти.
Розподіл працюючих свердловин на групи здійснюємо шляхом порівняння їх початкового дебіту в разі повністю справного насоса qo з дебітом нафти qomin, нижче якого подальша експлуатація свердловин є економічно недоцільна, тобто за умов
qo ( qomin – рекомендується ремонтувати свердловину після повного зносу насоса (перша група);
qo > qomin – рекомендується здійснювати планово-попереджувальний ремонт (друга група).
Для визначення qomin використовуємо умову економічної доцільності, яку можна записати у вигляді (рис. 1.8):
С1(Q1 – (Q) – Вр ( 0, (1.66)
де С1 – собівартість видобування 1 т нафти; Q1 – об’єм видобутку нафти за міжремонтний період tп (реальний насос); (Q = Q2 – Q1; Q2 – потенціальний видобуток нафти за міжремонтний період tп та період ремонту
· за умови, що дебіт нафти qo не знижувався в часі (ідеальний насос); Вр – вартість одного поточного ремонту.
Величини Q1 i Q2 визначаємо так:
13 EMBED Equation.3 1415 (1.67)
Тоді маємо:
13 EMBED Equation.3 1415 (1.68)
звідки
13 EMBED Equation.3 1415 (1.69)
У знаменнику можна нехтувати трьома останніми членами, чим забезпечимо деякий розрахунковий запас. Тоді, підставивши Вр = В
·, одержуємо
13 EMBED Equation.3 1415, (1.70)
де В – вартість одної доби ремонту свердловини.
Так як практично завжди добуток a
· ( 0,1, то можна записати
13 EMBED Equation.3 1415 (1.71)
Визначення економічно доцільних термінів проведення планово- попереджувальних ремонтів
Перед тим, як на свердловині другої групи проводити планово-попереджувальний ремонт, необхідно дати оцінку економічної доцільності його проведення. Ремонт економічно доцільним буде тоді, коли прибуток, одержаний від видобутої зі свердловини нафти за розглядуваний період часу буде максимальним, тобто
13 EMBED Equation.3 1415, (1.72)
де Т – розглядуваний період часу.
Підставляючи аналогічно Q1, (Q, Bp і шукаючи екстремальну точку, приходимо до виразу
13 EMBED Equation.3 1415. (1.73)
Розв’язок цього рівняння наближено співпадає з розв’язком рівняння виду
13 EMBED Equation.3 1415. (1.74)
Із останнього рівняння можна визначити дебіт нафти q, за якого економічно доцільно проводити планово-попереджувальний ремонт. Графічний розв’язок цього рівняння показано на рис. 1.9. Визначаючи за фактичними даними добуток 3а
·, із графіка знаходимо qo/q, а відтак величину дебіту q, під час зниження поточного дебіту до якої економічно доцільно проводити планово-попереджувальний ремонт.
Зіставляючи фактичний поточний дебіт розглядуваної свердловини з дебітом, знайденим по номограмі, робимо висновок про необхідність проведення поточного ремонту на цій свердловині в даний момент часу.
13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 1.9 – Графік для визначення відношення qo/q

Встановлення черговості проведення поточних ремонтів
Черговість ремонтів свердловин на практиці встановлюють перед складанням оперативного графіку поточних ремонтів, необхідність у складанні якого виникає 1–2 рази в тиждень.
Критерієм ефективної послідовності поточних ремонтів двох і більше свердловин можна вважати максимальний видобуток нафти за час ремонтів цих свердловин. Такий критерій не є еквівалентним мінімуму витрат на поточний ремонт, тому що витрати за будь-якої черговості ремонтів залишаться практично однаковими.
Обгрунтуємо послідовність ремонтів двох свердловин. Можна показати, що в разі великої кількості групуються свердловини для розгляду по дві. Позначимо: qo1, qo2 – початкові дебіти нафти після поточного ремонту відповідно свердловин 1 і 2; q1, q2 – поточні дебіти нафти перед ремонтом; tоб1, tоб2 – час обслуговування свердловин.
Нехай першою ремонтується свердловина 1 (рис. 1.10,а), а відтак свердловина 2. Сумарний видобуток нафти за час обслуговування свердловин 1 і 2 складе
Q1,2 = Q1 + Q1/ = q2tоб1 + qo1tоб2, (1.75)
де Q1 = q2tоб1 – видобуток нафти із свердловини 2 за час ремонту свердловини 1; Q1/ = qo1tоб2 – видобуток нафти із свердловини 1 після її ремонту за час ремонту свердловини 2.
13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 1.10 – Графіки залежності зміни видобутку нафти від черговості поточних ремонтів: а) першого ремонту свердловини 1; б) першого ремонту свердловини 2
Аналогічно запишемо сумарний видобуток нафти, коли першою ремонтується свердловина 2 (див. рис. 1.10,б):
Q2,1 = Q2 + Q2/ = q1tоб2 + qo2tоб1, (1.76)
де Q2 = q1tоб2 – видобуток нафти із свердловини 1 за час ремонту свердловини 2; Q2/ = qo2tоб1 – видобуток нафти із свердловини 2 після її ремонту за час ремонту свердловини 1.
Тут не враховано природне зниження дебітів за час ремонту, оскільки тривалість ремонтів є невеликою в порівнянні з міжремонтним періодом.
Вибираємо із двох величин Q1,2 i Q2,1 більшу:
(q2tоб1 + qo1tоб2) ( (q1tоб2 + qo2tоб1), (1.77)
звідки маємо
(qo1 – q1)tоб2 ( (qo2 – q2)tоб1 (1.78)
або
13 EMBED Equation.3 1415. (1.79)
Вводимо величину
13 EMBED Equation.3 1415, (1.80)
яку називаємо показником пріоритету.
Отже, першою повинна ремонтуватися свердловина, в якої показник пріоритету більший.
Методика встановлення черговості ремонтів свердловин полягає в наступному. Для кожної свердловини, що очікує ремонту, розраховуємо показник пріоритету
·і. Показники пріоритету розміщуємо в спадному порядку:
·1 ( 
·2 ( 
·3 (  ( 
·i. У такій черговості і необхідно здійснювати поточні ремонти свердловин.
У разі одночасної роботи декількох бригад поточного ремонту, наприклад трьох, першими в графік кожної бригади включаються свердловини з пріоритетами
·1,
·2,
·3, а відтак бригади, що звільнилися, відповідно переїзджають на свердловини з наступними більшими показниками пріоритету (
·4,
·5 і т.д.).
Порядок оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
Порядок оперативного планування такий. До початку планового року розподіляють свердловини на дві групи за величиною qоmin. Тоді по свердловинах другої групи за фактичними даними визначають параметр а, знаходять граничний дебіт q, за якого економічно доцільно проводити планово-попереджувальний ремонт. Відтак розраховують показники пріоритету
·і і складають черговість ремонтів свердловин для кожної ремонтної бригади.
Такий підхід забезпечує стабілізацію видобутку нафти.
Контрольні питання
Дайте класифікацію фонду свердловин.
Охарактеризуйте показники екстенсивного та інтенсивного використання свердловин.
Чи можна за характеристикою ефективності використання фонду свердловин обмежитися тільки коефіцієнтом експлуатації свердловин або тільки міжремонтним періодом роботи? Поясніть.
Обгрунтуйте напрямки збільшення прибутку нафтовидобувного і газовидобувного підприємств від основної діяльності. Як їх можна забезпечити в ході експлуатації і ремонті свердловин?
Як розраховують міжремонтний період роботи свердловин?
Назвіть шляхи збільшення міжремонтного періоду роботи свердловин.
Що призводить до зменшення міжремонтного періоду?
Як зменшити витрати по видобуванню нафти і газу в ході ремонтів свердловин?
Які параметри характеризують ефективність підземного ремонту свердловин?
Внаслідок чого скорочується термін служби свердловин і експлуатаційного устаткування?
Чим зумовлюється необхідність ремонту свердловин різного призначення і способу експлуатації?
Що таке поточний ремонт свердловин і які роботи відносяться до нього?
Що таке капітальний ремонт свердловин і які роботи відносяться до нього?
Охарактеризуйте служби ремонту свердловин.
За рахунок яких коштів здійснюється ремонт свердловин?
Як планується поточний ремонт свердловин ?
Як планується капітальний ремонт свердловин ?
Як організовують виконання робіт з поточного ремонту свердловин?
Як організовують виконання робіт з капітального ремонту свердловин?
У чому полягають обов'язки майстра з ремонту свердловин?
Як здійснюється оцінка якості виконання ремонту? Як досягається її підвищення?
Охарактеризуйте методику підрахунку технологічної ефективності ремонтних робіт.
Розкажіть про суть методики визначення об'ємів ремонтних робіт за коефіцієнтом частоти ремонтів.
У чому полягає суть методики визначення об'єму ремонтних робіт за міжремонтним періодом?
Обгрунтуйте роль ремонтної служби і майстра з ремонту свердловин у досягненні високого прибутку нафтогазовидобувного підприємства.
Хто виконує роботи з транспортування ремонтного обладнання на свердловину?
Назвіть функціональні обов’язки майстра з поточного ремонту свердловин.
Як оцінюють якість підземного ремонту свердловин?
Охарактеризуйте методику розрахунку економічної ефективності робіт з ремонту свердловин.
Глава 2. ПІДГОТОВКА СВЕРДЛОВИН ДО РЕМОНТУ. завершальний комплекс робіт
Пiдготовка свердловин до ремонту охоплює виконання робiт пiдготовчого комплексу і робіт з усунення негерметичностi обладнання гирла свердловини, а також дослiдження та обстеження свердловин. Деякi з них, крім того здiйснюються в процесі ремонту та пiсля його закiнчення (завершальні роботи), тому всі ці підготовчі та завершальні роботи розглядаються в одному роздiлi.
2.1. Послiдовнiсть робiт з ремонту свердловин та їх реґламентація
2.1.1. Послiдовнiсть робiт з поточного ремонту свердловин
Послiдовнiсть ремонтних робiт подають у вигляді алгоритмiчного опису процесу ремонту свердловини, у формi логiчної блок-схеми (рис. 2.1). Це дає змогу весь процес ремонту розділити на окремi комплекси робiт, якi логiчно пов’язанi мiж собою в залежностi вiд геолого-технiчної характеристики свердловини. При цьому видiляють пiдготовчий, основний та завершальний комплекси робiт.
Поточний ремонт свердловини здiйснюють у такiй послiдовностi.
1. Виконують пiдготовчий комплекс, який закiнчується розбиранням гирлового устаткування.
2. Якщо передбачено змiнити глибину пiдвiшування свердловинного експлуатацiйного устатковання, то опускають чи пiднiмають необхiдну кiлькiсть насосно-компресорних труб (у разі потреби i штанг).
3. Якщо стався обрив (чи вiдкрут) штанг, то пiднiмають верхню частину їх колони, витягують за допомогою ловильного iнструмента нижню частину колони i відтак опускають повний комплект штанг.
4. Якщо треба замiнити свердловинне устатковання (насос, труби), змiнити спосіб експлуатацiї, очистити вибій i пiднімальну колону труб вiд парафiно-смолистих i сольових вiдкладів та пiщаних пробок, то повністю пiднiмають свердловинне експлуатацiйне устатковання, демонтують його i вивозять на ремонтну базу.
5. Якщо НКТ i штанги вiдпрацювали встановлений термін, то їх замiнюють, а якщо на стiнках НКТ i штангах є парафiно-смолистi i сольовi вiдклади, то здiйснюють їх очищення чи замiну.
Рис. 2.1. – Послідовність виконання робіт при поточному ремонті свердловин
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Продовження рис. 2.1.

13 EMBED Word.Picture.8 1415

6. Перевiряють устатковання гирла свердловини, яке обв’язує колони обсадних труб i герметизує мiжколоннi простори. В разі необхiдностi виконують його ремонт.
Якщо устатковання гирла несправне, то виконувати подальші роботи не дозволяється.
7. Якщо передбачено очищення експлуатацiйної колони вiд парафiно-смолистих i соляних вiдкладів чи усунення пiщаної пробки, то спочатку обстежують стовбур свердловини опусканням шаблона-печатки з метою визначення глибини вибою i рiвня рiдини, перевiряють стан експлуатацiйної колони i стовбура свердловини. Потiм очищують колону вiд вiдкладів i пiщаної пробки.
8. Якщо передбачено опускання зануреного агрегату устатковання електровiдцентрового насоса (УЕВН) чи газлiфтного устатковання, то перевiряють прохiднiсть експлуатацiйної колони опусканням на кабелi шаблона (вiдповiдного дiаметра i довжини) до глибини опускання устатковання.
9. Виконують монтаж свердловинного експлуатацiйного устатковання та його опускання у свердловину.
10. Виконують завершальний комплекс робiт, який закiнчується здачею свердловини в експлуатацiю.
Слiд зазначити, що частина робiт ПотРС, наприклад замiна газлiфтних клапанiв, може здiйснюватися методом канатної технiки без пiднiмання свердловинного устатковання.
2.1.2. Послiдовнiсть робiт з капiтального ремонту свердловин
Спочатку здiйснюють пiдготовчий комплекс робiт.
Потім виконуються основнi комплекси робiт (рис. 2.2) в такiй послiдовностi.
1. Перевiряють технiчний стан устатковання гирла свердловини, яке обв’язує колони обсадних труб i герметизує мiжколоннi простори. У випадку необхiдностi здiйснюють його ремонт.
Якщо устатковання гирла несправне, то виконувати подальші роботи не дозволяється.
2. Здiйснюють пiдготовку стовбура свердловини до ремонту. Для цього обстежують свердловину опусканням шаблона-печатки на колонi НКТ (чи на кабелi).
У випадку непрохiдностi шаблона-печатки до вибою свердловини подальший ремонт визначають у залежностi вiд результатiв обстеження пiднятої шаблона-печатки (очищення стовбура експлуатацiйної колони i вибою вiд парафiно-смолистих i сольових вiдкладів, витягування зайвих предметiв, виправлення зiм’яття колони).
У випадку прохiдностi шаблона-печатки до вибою здiйснюють промивання свердловини.
Обстеження стовбура свердловини i промивання є обов’язковими перед проведенням робiт з КРС.
3. Виконують запланованi промислово-геофiзичнi та гiдрогазодинамiчнi дослiдження свердловини.
4. Якщо виявлено негерметичність експлуатацiйної колони чи мiжпластові перетiкання, виконують ремонтно-вiдновлювальнi роботи з усунення негерметичностi колони чи цементного кiльця, а також дослiдження з визначення якостi цих робiт.
Якщо негерметичнiсть колони встановлено до початку ремонту або серед запланованих видiв ремонту є нарощування цементного кiльця, то пiсля пiдготовки стовбура свердловини встановлюють роздiлювальну пробку (міст) нижче передбачуваного мiсця порушення герметичностi чи верхнього рiвня цементного кiльця за колоною. Потiм виконують необхiднi дослiдження i ремонтно-вiдновлювальнi роботи, пiсля чого роздiлювальну пробку розбурюють.
5. За вiдсутностi твердих вiдкладів на стiнках експлуатацiйної колони, зайвих предметiв i дефектiв у свердловинi та за умови герметичностi експлуатаційної колони виконують iншi роботи з ремонту, здiйснюють оброблення привибiйної зони i дослiдження свердловини.
6. Усi основнi роботи з КРС завершують очищенням стiнок експлуатацiйної колони i вибою вiд можливих твердих частинок, що появились у ходi ремонту, з обов’язковою замiною рiдини, яка заповнює свердловину. У випадку необхiдностi виконують дослiдження з визначення якостi ремонту.
Пiсля цього виконують завершальний комплекс робiт, у ході якого, слід наголосити, перед опусканням устатковання ЕВН чи газлiфтного устатковання здiйснюють шаблонування колони.
Рис. 2.2. – Послідовність виконання робіт при капітальному ремонті свердловин


13 EMBED Word.Picture.8 1415
Продовження рис. 2.2.
13 EMBED Word.Picture.8 1415
2.1.3. Реґламентація робiт з капiтального ремонту свердловин
Реґламентація передбачає встановлення певного порядку виконня робiт. З цiєю метою весь процес ремонту свердловин розділяються на окремi комплекси робiт з установленням їх послiдовностi, а комплекси робiт у свою чергу – на окремi види робiт i технологiчнi процеси. До видів робiт відносять, наприклад, складання на приймальному помостi ремонтного оснащення i опускання його у свердловину, пiднiмання НКТ, монтаж i демонтаж УЕВН, а до технологiчних процесів – закачування у свердловину розчинiв, гiдравлiчний розрив пласта тощо.
Для кожного комплексу робiт складають типовий перелiк послiдовностей i змiст видiв робiт, процесiв та дослiджень. Певнi види ремонту можуть бути виконанi декiлькома методами, що зумовлено як вiдмiннiстю геолого-промислових характеристик свердловин, так i ще деякою недосконалiстю окремих методiв чи їх не унiверсальнiстю, а також тим, що результати застосування методiв носять імовiрнісний характер. Тому, iнколи, ряд робiт i процесiв доводиться неодноразово повторювати. У випадках, коли можна виконати той самий ремонт декiлькома методами, то названа послiдовнiсть подається у вигляді логiчної блок-схеми ("якщо так, то...").
На кожний вид робiт i технологiчний процес складають типову технологiчну карту. В нiй подають: 1) перелiк додаткового устаткування та iнструменту, якi не входять до табеля технiчного оснащення ремонтної бригади; 2) перелiк спецтехнiки i допомiжних матерiалiв; 3) коротку технологiчну iнструкцiю щодо проведення процесiв чи виконання видів робiт; 4) типовi розрахунки з визначення параметрiв процесу (розрахунковi формули чи таблицi для визначення об’ємiв рiдин, кiлькостi спецтехнiки, тискiв); 5) схему обладнання гирла свердловини і розмiщення та обв’язування спецтехнiки; 6) схему компонування ремонтного iнструменту i устатковання, що опускається у свердловину; 7) перелiк елементів робiт у технологiчнiй послiдовностi iз вказуванням виконавцiв i норм часу.
Регламентацiя здiйснюється науково-дослiдними органiзацiями чи органiзацiями-розробниками нових методiв ремонту i ремонтними організаціями, а затверджується видобувними підприємствами чи Ат. Вона сприяє пiдвищенню ефективностi та безпеки виконання робiт.
2.2. Пiдготовчий та завершальний комплекси робiт з пiдземного ремонту свердловин
Набiр пiдготовчих i завершальних робiт однаковий при ПотРС i КРС, але при КРС вiн дещо ширший.
2.2.1. Пiдготовчий комплекс робiт з пiдземного ремонту
У підготовці свердловини до ремонту можна виділити три основні частини: допоміжні роботи; власне, підготовку свердловини до проведення запланованих робіт; підготовку устатковання, що використовується для ремонту.
Допомiжнi роботи – це роботи з пiдготовки труб до опускання у свердловину; пiдвішування (зняття) машинних ключiв; встановлення (зняття) різного устатковання (ротора, гiдравлiчного домкрата на гирлi свердловини, патрубка на колонi труб, хомута на експлуатацiйнiй колонi, противикидної засувки на гирлi свердловини перед перфорацiєю колони, вiдтягового ролика для скерування ходу талевого каната, автомата для скручування i розкручування труб, хрестової i перевiдної котушки на гирлi свердловини, гальмiвної стрiчки); монтажу (демонтажу) пересувного приймального помосту; підготовлення робочого майданчика i т.i.
Попереднi пiдмогово-допомiжнi роботи (навантажувально-розвантажувальнi, столярнi, слюсарнi i землянi роботи з пiдготовки свердловини до ремонту, сортування труб, накручування i вiдкручування муфт, кiлець i нiпелiв) не входять до функцiй бригад з ремонту. Цi роботи виконують спецiалiзовані бригади з пiдготовлення свердловин до ремонту.
До другої частини відносяться роботи, які пов’язані з глушінням свердловини і запобіганням її фонтануванню або яких-небудь проявів у процесі проведення робіт.
До третьої частини відносяться: встановлення або ремонт помосту; перевірка якорів; встановлення пересувного агрегату або лагодження стаціонарної вежі (ремонт підлоги і помосту, перевірка стану кронблока і вежі, змащування шківів, оснащення талевої системи, встановлення відтяжного ролика); підвішування ролика до пояса вежі при роботі на свердловинах, обладнаних ЕВН; розташування обладнання на робочому майданчику.
Крім того, до підготовчих робіт відносяться доставка до свердловини труб, насосних штанг, каната, талевого блока і піднімального гака; укладання труб і штанг у стелажі; райбування труб; кріплення муфт на трубах; а також роботи, пов’язані з дослідженням стану свердловини (визначення рівня рідини, місця розміщення пробки, глибини вибою і т. ін.).
Пiдготовчий комплекс у цілому можна роздiлити на такi групи робiт:
1) передислокацiя ремонтного устаткування;
2) планування територiї робочої зони;
3) глушiння свердловини;
4) пiдготовка ремонтного устатковання;
5) демонтаж гирлової арматури.
Для передислокацiї устаткування i переїзду ремонтної бригади складають план переїзду i карту нафтогазопромислових дорiг на необхiднiй дiлянцi. Майстер зобов’язаний перевiрити трасу перемiщення, у випадку необхiдностi пiдготувати дорогу i виставити знаки (вiхи). Схил траси повинен бути плавним, а боковий нахил не повинен перевищувати 10 градусiв.
Ланка із забезпечення устаткуванням та iнструментом виконує навантаження, розвантаження i транспортування НКТ, штанг, ШСН, ловильного та iншого iнструменту, дощок, колод i т.д.
Усi висувнi частини агрегатiв повиннi бути встановленi в транспортну позицiю i заштопоренi. Для буксирування вантажiв слiд використовувати жорстку зчiпку довжиною 2,5 – 4 м. Знаходитися людям на платформi агрегатiв i на вантажах забороняється. Під час руху по дорогах керуються правилами дорожного руху.
Планування робочої територiї навколо свердловини здiйснюється перед проведенням ремонту. Вона звiльняється вiд зайвих предметiв, а взимку очищається вiд снiгу i льоду.
Ланка з монтажу i демонтажу устаткування пiдготовляє територiю для розмiщення устаткування, майданчик пiд агрегат, здiйснює демонтаж i монтаж арматурного майданчика, огляд i перевiрку кронблочного майданчика, маршових драбин, приймального помосту, встановлює якори, заземлення, фундамент для пiднімачiв, очищає наземне устатковання свердловини i територiю вiд нафти пiсля завершення робiт.
Майданчик для встановлення пересувного пiднімального агрегату повинен споруджуватися з урахуванням типу грунту, типу агрегату, характеру виконуваних робiт i розмiщуватися з навiтряної сторони (згiдно з розою вiтрiв).
Планування майданчикiв, нарiзання щiлин пiд якори вiдтягів, демонтування i монтування гирлового устатковання, фонтанної арматури, розчищення під’їзних шляхiв до свердловини та iншi роботи виконуються з використанням пересувного агрегату для пiдготовчих робiт при ремонтi свердловин (1ПАРС або 2ПАРС), який змонтований на базi трактора. Агрегат має бульдозерний вiдвал, гiдравлiчний кран, механiзм рiзального органа (бар) для розробки грунту та причiпний пристрiй.
Глушіння свердловини здійснюють перед зніманням гирлового устатковання і підніманням із свердловини глибинного устатковання.
Підготовка ремонтного устаткування. Після завершення промивання та глушіння свердловини (в тих випадках, коли це необхідно) навколо неї розміщають і монтують устаткування для виконання підземного ремонту.
У залежності від способу експлуатації, особливостей конструкції опущеного у свердловину обладнання та мети підземного ремонту ремонтне устаткування розміщують по-різному. В загальному випадку для більшості робіт необхідно мати біля свердловини приймальний поміст зі стелажами для насосно-компресорних труб і штанг (при експлуатації свердловин ШСН), якори для з’єднання зі страхувальними відтягами, майданчик для піднімача.
До пiдготовки ремонтного устаткування входять:
1. Встановлення пересувного помосту бiля гирла свердловини.
2. Перевiрка якорiв для крiплення вiдтягів.
3. Встановлення опори пiд домкрат вежі та агрегат.
4. Встановлення агрегату бiля гирла свердловини.
5. Встановлення вежі агрегату у вертикальний стан, висування її секцiй вверх.
6. Центрування вежi та натягування вiдтягів.
7. Встановлення настилу робочого майданчика.
8. Монтаж пристосувань для спуско-пiднімальних операцiй (iнструментальний столик, ключi тощо).
Для організації безпечного виконання робіт встановлення агрегатiв здiйснюється на вiдстанi понад 10 м вiд гирла свердловини таким чином, щоб їх кабiни не були спрямованi на гирло і щоб забезпечувалось зручне керування ними та талевим канатом. Вiдстань мiж агрегатами повинна бути не менше 1 м. Пiднімальнi агрегати повиннi бути укрiпленi вiдтягами iз сталевих канатiв. Нагнiтальнi лiнiї вiд агрегатiв повиннi бути обладнанi зворотними клапанами, манометрами i запобiжними пристроями (їх вiдводи на насосах повиннi бути закритi кожухами i виведенi пiд агрегати). Нагнiтальнi трубопроводи повиннi бути випробуванi при тиску, рiвному пiвторакратному очiкуваному тиску (знаходитись людям при цьому поблизу трубопроводу забороняється).
Стелажi i приймальнi помости необхiдно встановлювати з нахилом не бiльше 1:25.
Технiка i устаткування повиннi бути справнi та давати змогу безпечно здійснювати роботи.
Територiя i робочi мiсця повиннi бути освiтленi (згiдно з галузевими нормами), причому так, щоб не заслiплювати працівників.
Робочi мiсця повиннi бути оснащенi плакатами, знаками безпеки, попереджувальними надписами згiдно з типовими перелiками.
Перед монтажем агрегату майстер повинен перевiрити його в цілому, стан усього агрегату, надати при цьому особливу увагу становi щогли, талевої системи, якорів, сигналiзацiї, пристосувань для вкладання i укрiплення вiдтягових канатiв, а також крiпленню кронблока з талевим канатом у транспортному стані i металевих огорож.
Перед демонтажем гирлової арматури фонтанної, газлiфтної і штангово-насосної свердловин необхiдно в трубному i затрубному просторах поступово знизити тиск до атмосферного, припинивши при цьому подавання газу в газліфтні свердловини.
Фонтанну арматуру розбирають таким чином: спочатку вiд’єднують боковi фланцi, знiмають буферний патрубок i замiсть нього встановлюють пiднімальний патрубок. Пiсля вiдкручування болтiв, що крiплять трiйник до центрової засувки, елеватор пiдводять пiд муфту пiднімального патрубка i обережно пiднiмають арматуру вверх.
Перед ремонтом штанговонасосної свердловини головка балансира верстата-качалки повинна бути вiдкинута назад (або вiдведена в сторону). Вiдкидування та опускання головки балансира, а також знімання i встановлення канатної пiдвiски необхiдно виконувати спецiальними пристосуваннями. При пiдготовцi штанговонасосної свердловини до ремонту пiсля встановлення балансира в крайньому верхньому стані на гирловому штоцi закрiплюють штанговий затискувач, вiд’єднують канатну пiдвiску вiд штока i опускають колону штанг до тих пiр, поки штанговий затискувач не сяде на покришку гирлового сальника. Пiсля цього, захопивши нижнiй кiнець балансира канатним штропом, пiднiмають головку i плавно вкладають її тильною частиною на верхню полицю балансира, де вона знаходиться протягом усього ремонту. Поворотнi головки нових верстатiв-качалок спочатку припiднiмають за допомогою талевої системи, а вiдтак вручну з використанням допомiжного каната вiдтягують влiво або вправо. Пiсля цього розбирають гирлове обладнання.
Перед ремонтом свердловин, обладнаних вiдцентровими електронасосами, необхiдно знеструмити кабель, перевiрити надiйнiсть крiплення кабельного ролика на нозi (чи на поясi) пiднімача i правильнiсть його встановлення при пробному протягуваннi кабеля в обидвi сторони. Устатковання вiдцентрового електронасоса монтує i демонтує окрема бригада. При розбираннi гирла вiдцентрово-насосної свердловини розкрiплюють болти арматури, розбирають сальник кабеля i встановлюють пiднімальний патрубок. На пiднімальному патрубку розмiщують елеватор i припiднiмають п’єдестал, оператор знiмає клямси, пiсля чого п’єдестал знову опускають. Оператор з помiчником протягують кабель через сальник, закладають ключ на патрубок i розкручують його. Потiм п’єдестал пiднiмають i встановлюють поруч з робочим майданчиком. Після цього кабель протягують через ролик i закрiплюють на барабанi кабеленамотувача. Перед пiдніманням колони НКТ необхiдно вiдкрити отвiр у зливному клапанi, який розмiщений над насосом (iнакше труби будуть пiднiматися разом з рiдиною, яка розливатиметься бiля свердловини). Для цього всередину НКТ кидають металевий стрижень дiаметром 35 мм i довжиною 650 мм, який вдаряє по штуцеру зливного клапана, обламує його в мiсцi надрiзу i вiдкриває отвiр. Якщо у свердловині встановлено клапан типу "ковзаючої муфти", то його відкривають методом канатної техніки.
Гирлове обладнання нагнiтальних i газових свердловин розбирають аналогiчно фонтаннiй арматурi.
Додатково в пiдготовчому комплексі під час КРС виконуються роботи з пiднімання свердловинного експлуатацiйного устатковання, його демонтажу i вивезення на ремонтну базу, очищення штанг i НКТ вiд парафiно-смолистих i сольових вiдкладів, замiни експлуатацiйних НКТ на технологiчнi (робочi) НКТ (чи на бурильнi труби), завезення в жолобну систему i резервнi ємності технологiчної рiдини.
Пiдготовку труб, призначених для ремонту свердловини, здійснюють служби трубного господарства (управлiння виробничо-технiчного забезпечення i комплектацiї обладнання – УВТЗ i КО, трубнi бази i iнш.). Перед ремонтними роботами обов’язковим є проведення гiдровипробувань труб. Труби транспортують на свердловину спецiальним транспортом, при цьому на рiзевi з’єднини повиннi бути вкладенi запобiжні кiльця i пробки для захисту різі від пошкоджень.
У процесi пiдготовки групують труби комплектами у вiдповiдностi з їх типами i розмiрами, перевiряють стан їх поверхонь, муфт, рiзевих з’єднин i вимiрюють довжину труб сталевою рулеткою. Під час шаблонування труб у випадку затримки шаблона трубу необхiдно забракувати.
До початку КРС база виробничого обслуговування (БВО) на замовлення промислу прокладає водовiд i електролiнiю, ремонтує під’їзні шляхи, фундамент пiд ноги вежі (чи щогли), пiдготовляє майданчик, споруджує вежу (чи щоглу), доставляє труби.
Отже, перед капітальним ремонтом до свердловини необхідно підвести воду та електричний струм для освітлення, зробити фундамент для піднімального агрегату і встановити якорі для кріплення його відтягів, побудувати або відремонтувати під’їзні шляхи, спланувати майданчик навколо свердловини, а також завезти необхідний комплект насосно-компресорних труб і, якщо є потреба, рідину в достатній кількості для глушіння свердловини. Майстер з капітального ремонту повинен оглянути свердловину, яку готують до ремонту, і завчасно з майстром підготовчої бригади усунути виявлені недоліки. Підготовлену до ремонту свердловину ЦВНГ передає, а цех КРС приймає в ремонт, оформлюючи двосторонній акт.
Решту підготовчих робіт виконує бригада КРС: глушить свердловину, встановлює і закріплює відтягами піднімальний агрегат, монтує устатковання і пристрої.
2.2.2. Завершальний комплекс робiт
Завершальний комплекс при ПотРС – це роботи, якi виконуються пiсля опускання свердловинного експлуатацiйного устатковання: збирання гирлової арматури, очищення арматури, ремонтного устатковання i iнструменту вiд рiзних вiдкладів, демонтаж комплексу ремонтного устатковання, пуск свердловини, очищення територiї робочої зони вiд зайвих предметiв, планування територiї.
Додатково пiсля КРС виконуються ще роботи з шаблонування колони перед опусканням УЕВН чи газлiфтного устатковання, замiни технологiчних НКТ (чи бурильних труб) на експлуатацiйнi НКТ, монтажу i опускання свердловинного експлуатацiйного устатковання, освоєння свердловини, вивезення вiдпрацьованих рiдин i труб.
Завершальні роботи виконуються у зворотному відносно підготовчих робіт порядку після основних робіт і випробування роботи насоса (ЕВН, ШСН).
2.2.3. Усунення негерметичностi обладнання гирла свердловини
До початку робiт з ПотКРС перевiряють герметичнiсть гирлового обладнання. У випадку його несправностi виконувати роботи з ПотКРС не дозволяється.
Спочатку обстежують стан колонної головки: перевiряють герметичнiсть з’єднини п’єдесталу з експлуатацiйною колоною i оглядають внутрiшню поверхню п’єдестального патрубка.
Якщо патрубок дуже протертий, роз’їдений пiском або через рiзь просочується рiдина (газ), то його потрібно замiнити. Для цього розбирають фланцеву з’єднину на колоннiй головцi. На бурильних трубах опускають внутрiшній звiльнюваний трубовловлювач i захоплюють ним обсадну трубу нижче п’єдестального патрубка. За допомогою пiдіймального механiзму натягують колону i вiдкручують вiд неї патрубок iз п’єдесталом. На гирлi свердловини встановлюють рознiмне лафетне кiльце, а на клинах – бурильну трубу. З верхньої муфти бурильної труби знiмають елеватор i зношений п’єдестальний патрубок. Пiсля цього встановлюють п’єдестал у зворотнiй послiдовностi.
У ході обстежування клинових колонних головок (ГКК) перевiряють герметичнiсть сальникового ущiльнення в кожному фланцi i з’єднини колони з котушкою.
Якщо гирло свердловини обладнано колонною головкою з клиновим пiдвiшуванням труб, герметичнiсть сальникових ущiльнень i зварених з’єднин головки перевiряють опресовуванням свердловини стиснутим повiтрям. За ступенем притиснення котушки до колонного фланця визначають, чи не зiрвалась колона з клинового пiдвiшування в колонному фланцi.
Пiсля здійснення названих робіт i приведення в належний стан колонної головки (гирлового фланця) можна приступати до подальших робiт з ПРС.

2.3 Глушiння свердловин
2.3.1 Мета і способи глушіння свердловин
Підготовка свердловин до ремонту передбачає їх глушіння, тобто створення умов для запобiгання вiдкритого фонтанування та викидів нафти i газу під час знiмання гирлового обладнання i пiднiмання труб iз свердловини.
Глушіння фонтанних нафтових, газових і газонагнітальних свердловин є обов'язковим, оскільки за відсутності глушіння розпочнинається їх відкрите фонтанування. Необхідність глушіння свердловин, які експлуатуються механізованими способами, зумовлена можливістю її прояву під час виконання підземного ремонту, причому ймовірність прояву свердловини тим вища, чим більша депресія тиску створювалася на вибої в процесі експлуатації. Це пояснюється тим, що більшість родовищ розробляють з підтримуванням пластового тиску, а за високої обводненості і роботи свердловин у режимі форсованих відбирань перепади між пластовим і вибійним тисками дуже великі. Якщо після зупинки такої свердловини її не заглушити, то через деякий проміжок часу тиск відновиться і статичний рівень рідини підніметься настільки, що може розпочатися самовиливання рідини із свердловини. Водонагнітальні свердловини треба глушити у випадках, коли поточний пластовий тиск у зоні нагнітання є вищим гідростатичного тиску або коли треба довго очікувати зниження тиску на гирлі водонагнітальної свердловини після припинення закачування води в неї.
Запобігти переливанню свердловинної рідини і витіканню газу на гирлі під час ремонту свердловини можна такими способами:
а) глушінням свердловини рідиною глушіння;
б) використанням відсікачів пласта, які встановлюють на гирлі або на вибої свердловини;
в) зниженням пластового тиску шляхом обмеження нагнітання води в сусідні нагнітальні свердловини.
Досвід розробки нафтових родовищ засвідчує, що обмеження нагнітання витіснювальних агентів супроводжується зниженням темпу і рівня видобування нафти в експлуатаційних свердловинах, можливістю заморожування водоводів у зимовий період, та виходу з ладу занурених електронасосів у сусідніх свердловинах тощо. Тому цей спосіб не знайшов застосування.
Не знайшов поки що застосування і спосіб устаткування гирла фонтанної свердловини обладнанням, яке дає змогу проводити спуско-підіймальні і ремонтні технологічні роботи під тиском (без глушіння свердловини), хоч окремі ремонтні роботи здійснюються без глушіння так званим канатним методом (див. дальше).
раціональним є перекриття стовбура пакерним клапаном-відсікачем, встановленим вище перфораційних отворів експлуатаційної колони. Для цього необхідно попередньо встановити клапан-відсікач, який дає змогу проводити ремонт без глушіння свердловини. Але наразі досконалих конструктивно і надійних у роботі клапанів-відсікачів у нас немає, тому цей спосіб теж не знайшов застосування. Разом з тим розробка і впровадження пакерів-відсікачів, які встановлюються над фільтром, лише частково може вирішити задачу глушіння, тому що їх застосування неможливе в разі здійснення частини робіт, пов'язаних з необхідністю виконання ремонту в інтервалі фільтра через їх призначення й особливості технології (водоізоляційні роботи, оброблення привибійної зони, повторна або додаткова перфорація, регулювання профілю приймальності, очищення або поглиблення вибою, ліквідація аварій з підземним устаткуванням, дослідження пластів і т.д.).
Спосіб глушіння свердловин рідиною необхідної густини є найбільш простим, надійним, економічним і універсальним, тому він знайшов на сьогодні повсюдне застосування, а тільки в окремих випадках ремонтні роботи здійснюються канатним методом без глушіння свердловин.
Глушiння свердловини – це замiна свердловинної рiдини чи заповнення свердловини рiдиною глушiння для створення протитиску на пласт. Цим забезпечується безаварійне і безпечне здійснення ремонтних робіт.
Призначення рідин глушіння полягає у створенні протитиску на продуктивний (нафтовий, газовий, газоконденсатний, водяний) пласт з метою попередження викидування нафти, газу, газового конденсату чи води із свердловини під час здійснення поточного або капітального ремонту.
Дія рідин глушіння свердловин грунтується на гравітаційному витісненні пластових флюїдів (рідин, газів чи сумішей) із привибійної зони та із свердловини під час ремонтних робіт.
2.3.2 Вимоги до рідин глушіння
Головними критеріями, на основі яких формулюються вимоги до рідин глушіння, є: а) величина густини рідин глушіння; б) величина їх в'язкості та структурно-механічні властивості; в) вплив на привибійну зону продуктивного пласта; г) ступінь корозійного й абразивного діяння на устаткування; ґ) токсичність; д) вогне- і вибухонебезпечність; е) ціна і дефіцитність.
Розглянемо ці вимоги зокрема.
Величина густини рідин глушіння. Необхідна густина рідин глушіння зумовлюється, в основному, величинами тиску і глибини залягання продуктивного пласта.
Для глушіння використовують рідину такої густини, щоб створити протитиск на пласт. Густина рідини глушіння має відповідати пластовому тиску у свердловині. Визначити необхідну густину 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415 (в кг/м3) рідини для глушіння можна за формулою:
13EMBED Equation.2 1415 , (2.1)
де рпл – пластовий тиск, Па; Н – глибина свердловини (від гирла до продуктивного пласта вздовж вертикалі, м); n – коефіцієнт безпеки; g -прискорення вільного падіння, м/с2.
Коефіцієнт безпеки розраховується за формулою:
13EMBED Equation.2 1415 , (2.2)
де k – процент перевищення гідростатичного тиску стовпа рідини над пластовим, який залежить від категорії свердловини.
Густина може коливатися в широких межах – від 200 до 2000 кг/м3. Як правило, низькі величини (менше 500-600 кг/м3) густин рідини глушіння потрібні для газових свердловин та для інших свердловин на пізній стадії розробки родовищ, коли тиск у продуктивних пластах нижче гідростатичного (наприклад, Битківське, Шебелинське, Джанкойське газові родовища). Високі величини густин рідини глушіння (понад 1500 кг/м3) потрібні, в основному для заповнення свердловин на нових нафтових і газових родовищах, а також при розробці нафтових родовищ з застосуванням методів заводнення.
Правильний вибір величин густини рідин глушіння відображається як на самому процесі глушіння свердловин, так і на його результатах. Вибір рідин глушіння з недостатньою величиною густини може призвести до фонтанування у процесі ремонту свердловини. А при використанні рідини глушіння з густиною, що перевищує необхідну за гідростатичним тиском, створюються репресії тиску на пласт, які зумовлюють поглинання пластом великої кількості рідини глушіння (об'єм її може перевищувати об'єм свердловини в 10-20 разів). Поглинання пластом рідини глушіння зменшує продуктивність свердловини в результаті зниження проникності привибійної зони пласта і є причиною збільшення тривалості освоєння свердловини після ремонту.
Очевидно, що тиск на вибої свердловини повинен бути більшим, ніж величина тиску нафтогазопроявів, і меншим, ніж тиск гідророзриву пласта (інтенсивного поглинання рідини глушіння), тобто для успішного (без нафтогазопроявів) і ефективного (без поглинання рідини глушіння) глушіння свердловини необхідно виконати умови співвідношення тисків
13 EMBED Equation.3 1415 (2.3)
або градієнтів тисків, які віднесені до конкретної глибини, зокрема до глибини вибою свердловини,
13 EMBED Equation.3 1415, (2.4)
де 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 тиск і градієнт тиску нафтогазопроявів; 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 – тиск і градієнт тиску на вибої свердловини; 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 – тиск і градієнт тиску гідророзриву пласта.
Ці граничні величини тисків у конкретних умовах, особливо при вираженій тріщинуватості колектора, можуть бути дуже близькими, а в процесі ремонту також можливі коливання вибійного тиску. Зміна тиску в основному спричинена опусканням та підніманням труб. Вплив різних чинників, що зумовлюють коливання тиску 13 EMBED Equation.3 1415, не піддається детермінованому врахуванню. Тому є підстави розглядати тиск у свердловині 13 EMBED Equation.3 1415 як випадкову величину.
Тиск гідророзриву пласта 13 EMBED Equation.3 1415 і, відповідно, градієнт тиску 13 EMBED Equation.3 1415 змінюються в широких межах навіть для одного і того ж покладу, що можна пояснювати впливом різних природних геологічних чинників (тріщинуватість порід, напружений стан і т. д.), а також впливом властивостей застосовуваних рідин, які фільтруються або не фільтруються в пласт. Аналіз фактичних даних показує, що 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415 можна розглядати як випадкові величини.
Коли не маємо вірогідних даних щодо величини пластового тиску і характеристики проникних пластів, а також враховуючи випадкову величину додаткового фільтраційного опору в привибійній зоні пласта, тиск 13 EMBED Equation.3 1415 і градієнт тиску 13 EMBED Equation.3 1415 нафтогазопроявів теж можна розглядати як випадкові величини.
Зрозуміло, що розглядати виконання записаної вище умови можна тільки з якоюсь імовірністю. Отже, враховуючи ймовірнісний характер явищ нафтогазопроявів і гідророзриву пласта, успішне глушіння свердловини можна розглядати в залежності від заданого рівня надійності його виконання (рис. 2.3).
Оскільки градієнти 13 EMBED Equation.3 1415 є величинами незалежними, то ймовірність порушення умови щодо нафтогазопроявів запишемо так:
13 EMBED Equation.3 1415 (2.5)
або
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415, (2.6)
де 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 – відповідно щільність і функція розподілу градієнта тиску 13 EMBED Equation.3 1415 та імовірність нафтогазопроявів; 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415, – відповідно щільність і функція розподілу градієнта тиску 13 EMBED Equation.3 1415 – градієнти тисків 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415, які зокрема отримують значини 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415.

13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.3 – Щільності розподілів градієнтів тисків нафтогазопроявів Gп, на вибої свердловини Gс і гідророзриву пласта Gг

При записуванні останньої формули беремо до уваги, що функції розподілу при мінус і плюс нескінченностях дорівнюють відповідно нулю та одиниці, а також, узагальнюючи запис рівнянь, умовно припускаємо зміну градієнтів тиску в межах нескінченностей.
Надійність відсутності нафтогазопроявів визначаємо як імовірність, при цьому використовуємо формулу для 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415. (2.7)
Аналогічно записуємо надійність відсутності гідророзриву пласта:
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415, (2.8)
де 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 – щільність і функція градієнта тиску 13 EMBED Equation.3 1415 та імовірність гідророзриву пласта; 13 EMBED Equation.3 1415 , 13 EMBED Equation.3 1415 – градієнти тисків 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415, які зокрема можуть отримати максимальну 13 EMBED Equation.3 1415 і мінімальну 13 EMBED Equation.3 1415 значини.
Коли 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415, то надійності відсутності нафтогазопроявів і гідророзриву пласта будуть дорівнювати одиниці, тобто нафтогазопрояви і гідророзрив не спостерігатимуться.
Оскільки відсутності нафтогазопроявів та гідророзрив є явища незалежні, то можна ввести поняття надійності успішного й ефективного глушіння свердловини як добуток розглянутих надійностей, тобто
13 EMBED Equation.3 1415. (2.9)
Закони статистичного розподілу градієнтів тисків необхідно виводити за фактичними даними. Для визначення градієнта тиску гідророзриву запропоновано ряд відомих методик.
Нафтогазопрояви виникають, коли на пласт діє депресія тиску. Отже, найбільшою значиною градієнта тиску нафтогазопроявів слід вважати величину 13 EMBED Equation.3 1415, де 13 EMBED Equation.3 1415 – пластовий тиск; 13 EMBED Equation.3 1415 – глибина залягання пласта.
Відомо, що форма кривої нормального закону розподілу статистичних величин характеризується величиною середньоквадратичного відхилення, тобто при збільшенні його величини крива розподілу стає більш плоскою. Для нормально розподіленої величини весь розподіл (з точністю до часток відсотка) вміщується на відрізку 13 EMBED Equation.3 1415, де 13 EMBED Equation.3 1415 – середня значина (математичне сподівання); 13 EMBED Equation.3 1415 – середньоквадратичне відхилення. Пов’яжемо для градієнта тиску нафтогазопроявів математичне сподівання 13 EMBED Equation.3 1415 і середньоквадратичне відхилення 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415, (2.10)
де 13 EMBED Equation.3 1415
·g = pпл/H; 13 EMBED Equation.3 1415– коефіцієнт аномалії тиску; 13 EMBED Equation.3 1415 – густина води; 13 EMBED Equation.3 1415 – прискорення вільного падіння. Тут 13 EMBED Equation.3 1415 характеризує стан привибійної зони пласта, оскільки для припливу рідини із пласта, за наявності закупореної привибійної зони треба створити депресію тиску, що дає змогу перебороти наявний додатковий гідравлічний опір.
Єдині технічні правила ведення бурових робіт, якими можемо користуватися і при глушінні, регламентують статичний тиск на вибої свердловини величиною
13 EMBED Equation.3 1415, (2.11)
тоді градієнт тиску
13 EMBED Equation.3 1415, (2.12)
де 13 EMBED Equation.3 1415 коефіцієнт резерву.
Величину 13 EMBED Equation.3 1415 беремо за математичне сподівання 13 EMBED Equation.3 1415 градієнта тиску у свердловині. Зміна градієнта 13 EMBED Equation.3 1415 зумовлена гідродинамічною складовою тиску. Її характеризуємо середньоквадратичним відхиленням 13 EMBED Equation.3 1415.
Із цієї математичної моделі маємо змогу розв’язувати й обернену задачу: знайти 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415, за якими буде забезпечено апріорі задану надійність успішного й ефективного глушіння свердловини або окремо надійності щодо відсутності нафтогазопроявів і гідророзривів. Знайшовши ці величини, зможемо регламентувати параметри глушіння свердловини, зокрема регламентувати швидкість спуско-підіймання ремонтного інструменту.
Проведемо практичні розрахунки. Градієнт тиску гідророзриву продуктивних пластів на нафтових родовищах Передкарпаття змінюється в межах 0,099-0,0219 МПа/м при середній значині 0,0159 МПа/м і середньоквадратичному відхиленні 0,0016-0,0025 МПа/м. Беремо: 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415. Знаходимо: 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415. Межа зміни 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415.
За умови 13 EMBED Equation.3 1415, або у розгорнутому вигляді
13 EMBED Equation.3 1415, (2.13)
одержуємо 13 EMBED Equation.3 1415, а за умови 13 EMBED Equation.3 1415, або у розгорнутому вигляді
13 EMBED Equation.3 1415, (2.14)
маємо 13 EMBED Equation.3 1415.
Далі обчислюємо надійності:
відсутності нафтогазопроявів 13 EMBED Equation.3 1415;
відсутності гідророзривів 13 EMBED Equation.3 1415;
успішного й ефективного глушіння свердловини 13 EMBED Equation.3 1415.
Тоді маємо, що у 0,8 % випадків можливі нафтогазопрояви, у 0,05% – гідророзриви пласта, а в 1,3 % – аварійні ситуації під час ремонту свердловини, які зумовлені нафтогазопроявами і гідророзривами пласта.
Обчислюємо також надійність, коли 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415 характеризуються їх середніми значинами відповідно 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415, тобто 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415 не є випадковими величинами, як це звичайно припускається, а 13 EMBED Equation.3 1415 змінюється в межах 13 EMBED Equation.3 1415. Тоді, взявши 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415, маємо: 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415.
Звідси випливає, що у 75,1% випадків матимуть місце нафтогазопрояви, у 52,5% – гідророзриви пласта, а у 98,2 % – аварійні ситуації, що пов’язані з нафтогазопроявами і гідророзривами пласта. Тобто, коли користуватися середніми значинами градієнтів тиску 13 EMBED Equation.3 1415 і 13 EMBED Equation.3 1415, то надійності є дуже низькими. Така низька надійність практично недопустима, тому необхідно зменшувати інтервал зміни 13 EMBED Equation.3 1415. Таким чином, маємо змогу обгрунтувати межі зміни тиску на вибої свердловини, за якими із заданою надійністю можна уникати аварійних ситуацій, пов’язаних з поглинанням рідини глушіння пластом, а також з нафтогазопроявами.
Величина в'язкості і структурно-механічні властивості. Ці вимоги визначаються необхідністю запобігання поглинання рідини глушіння продуктивним пластом у залежності від його колекторських властивостей (проникність, пористість).
Рідина глушіння повинна мати достатню в'язкість, добру тиксотропію (здатність перетворюватися з рухомої рідини на гель) для того, щоб запобігти поглинання продуктивним пластом. Але в той же час кінцеві величини характеристик структурно-механічних властивостей рідини глушіння не повинні бути надто високими, оскільки рідина, яка має велику статичну напругу зсуву (СНЗ) і проникла у привибійну зону пласта, настільки загущується, що не може бути видалена із неї при градієнтах тиску, створюваних у ході освоєння, а також потоком пластових флюїдів під час експлуатації свердловини. У результаті проникність пласта і, як наслідок, продуктивність свердловини будуть погіршені. Величини в'язкості і характеристик структурно-механічних властивостей рідин глушіння можуть регулюватися застосуванням загущувачів, поверхнево-активних речовин і т.д.
Вплив рідини глушіння на привибійну зону продуктивного пласта. Погіршення фільтраційної здатності колектора в результаті глушіння відбувається через поглинання рідини глушіння продуктивним пластом по тріщинах; проникання фільтрату (рідкої фази, дисперсійного середовища) рідини глушіння в поровий простір; проникання твердих частинок (дисперсної фази) рідини глушіння в поровий простір. Негативний вплив рідини глушіння на продуктивність видобувних свердловин у післяремонтний період зумовлюється в основному типом рідини глушіння, репресією тиску на пласт і його проникністю. Проникання в пласт складових частин рідини глушіння призводить до поступового погіршення продуктивності свердловини, що часто носить асимптотичний характер у результаті багатократного глушіння. Природна проникність пласта, як правило, погіршується ще в процесі первинного (буріння) і вторинного (перфорація) розкриття.
Якщо рідина глушіння є дисперсною системою (наприклад, глинистий розчин), то в пласт проникає дисперсна фаза. Глибина поступлення у пласт твердих частинок глинистого розчину може сягати до 40 мм, фільтрату – до 3 м і глинистого розчину – до декількох метрів. У поровий простір також із тріщин проникають тверді частинки і фільтрат. У процесі проникання твердих частинок відбувається утворення кірки на поверхні пористого середовища і внутрішньопорова кольматація. Вони залежать від співвідношення поперечних розмірів пор і твердих частинок (див. розділ ізоляції вод), а також від концентрації твердої фази в рідині. Чим більша концентрація, тим менша глибина проникання. Наявність у глинистих розчинах обважнювачів і цілого комплексу хімічних реагентів, а в розчинах мінеральних солей – механічних домішок, призводить до погіршення проникності пластів під час використання таких систем як рідини глушіння. Частинки обважнювачів неглибоко проникають у породу, але зумовлюють її закупорення на 75-100%, одночасно прискорюючи процес кольматації, а деякі з них, наприклад, барит, навіть не видаляються із пор хімічним розчиненням. Хімічні реагенти і додатки до глинистого розчину сольватизують, флокулюють або диспергують частинки твердої фази, утворюють гелі й суспензії, забезпечують молекулярно-глобулярну (в слабкопроникних породах), полідисперсну або об'ємну кольматацію.
У процесі ремонту свердловини рідина глушіння вступає в контакт з продукцією свердловини; мінералами гірських порід, що утворюють продуктивний пласт; флюїдами пласта; спеціальними матеріалами і технологічними рідинами, які використовуються під час проведення ремонтних робіт; поверхнею обсадних і насосно-компресорних труб; елементами насосного устатковання. Звідси в рідину глушіння можуть надходити глинисті мінерали, обважнювачі, домішки в матеріалах, із яких приготовлена рідина глушіння, окалина і продукти корозії з поверхні підземного устаткування та насосів, окремі хімічні реагенти, наповнювачі, що призводять до додаткової кольматації. Під час порушення термобаричної і хімічної рівноваги в складі самої рідини глушіння і під час її контактування з пластовими флюїдами відбувається самовільна кольматація, що зумовлюється виділенням осаду із неорганічних солей, кристалізацією парафіну.
Фільтрат рідини глушіння спричиняє: а) набрякання глинистих мінералів, що містяться в породі колектора (глинистого цементу колектора); б) утворення у привибійній зоні стійких водонафтових емульсій, броньованих глинистими частинками і парафіном (внаслідок охолодження рідиною привибійної зони нижче температури насичення нафти парафіном); в) блокувальне діяння води, зумовлене капілярними і поверхневими явищами, які відбуваються в поровому просторі внаслідок взаємного витіснення рідин, що не змішуються; г) утворення в поровому просторі нерозчинних осадів (сульфатів кальцію, заліза, барію, гідроксидів кальцію, магнію), як результат взаємодії фільтратів і пластових флюїдів; ґ) закупорювання пор твердими частинками, що проникли в пласт разом з фільтратом (рідкою фазою); д) утворення пристінних шарів рідини на поверхні зерен гірських порід, що зменшує прохідний переріз порових каналів.
Нафтогазоносні колектори, які утворені піщаником, у більшості випадків містять у своєму складі ще й глинистий матеріал у кількості від 1 до 50 % від загального об’єму цементувальної речовини. При контактуванні води з породою відбувається набрякання глин (монтморилоніту, гідрослюди, каолініту), яке супроводжується зменшенням пористості і проникності породи колектора. В найбільшій мірі набрякають бентонітові натрієві глини, особливо в прісній та лужній водах і менше в жорсткій високомінералізованій воді. Кальцієві глини набрякають однаково і в прісній, і в мінералізованій водах, хоч загальна величина їх набрякання менша, ніж натрієвих глин. Набрякання зменшується при додаванні ПАР до води. Зменшення проникності внаслідок набрякання глин залежить від кількості і мінералогічного складу глини, характеру розподілу глини в породі колектора, хімічного складу рідини глушіння і тривалості часу її контактування з пластом, рН середовища, розмірів пор (умовний діаметр пор від 1 мкм для дрібнозернистих піщаників до 150 мкм для гравійних конгломератів) та структури порового простору.
Механізм утворення емульсій типу “вода в нафті” може бути різним (самочинне диспергування, нерівномірність витіснення нафти рідиною глушіння із привибійної зони, пульсації тиску). Стійкість емульсії підвищується із збільшенням у нафті асфальтено-смолистих речовин, із зменшенням температури, особливо яка супроводжується виділенням твердого парафіну із нафти, із ростом вмісту мінеральних дрібнодисперсних частинок у рідині, із зменшенням вмісту Na2CO3, NaOH, CaCl2, NaCl і т.д. Асфальтено-смолисті речовини і мінеральні дрібнодисперсні частинки, твердий парафін концентруються на поверхні розділу нафта-вода, утворюючи на ній тверді плівки (оболонки), які перешкоджають зливанню крапель води. Оскільки емульсії мають високу в’язкість і граничну напругу зсуву, то для фільтрації нафти через об’єми, зайняті емульсією, необхідно створити великі перепади тиску, що іноді практично не можливо.
Під час проникання насиченого розчину NaCl у пласт, у водах якого містяться активніші солі Са і Mg, останні внаслідок своєї більшої розчинності можуть витіснити із розчину NaCl з випаданням його в осад. Під час контактування води, яка містить іони барію, з пластовою водою, в якій є сульфати, в пласті може утворюватися осад сульфату барію. Оскільки в рідині глушіння завжди є розчинений кисень, то змішування рідини глушіння з пластовою водою, яка містить двовалентне залізо Fe2+, супроводжується окисленням двовалентного заліза Fe2+ у тривалентне Fe3+ з випаданням в осад гідроксиду заліза Fe(OH)3. Якщо ж рідина глушіння має рН у межах дев’яти (лужне середовище), то в осад також може випасти двовалентне залізо у вигляді гідрозакису. Контактування сірководню пластової води з розчиненим у рідині глушіння киснем може призвести до утворення сірки з подальшим випаданням її в осад. У результаті взаємодії вод, які містять NaOH чи Na2CO3, з хлоркальцієвою водою, утворюються осади типу СаСО3 і Са(ОН)2, а з хлормагнієвою аморфний осад Mg(ОН)2. Із рідини глушіння, яка містить іоногенні ПАР типу сульфонолу, сульфонату тощо, під час її взаємодії з мінералізованою пластовою водою ці ПАР “висолюються” із розчину.
Глушіння свердловин буровим розчином або водою може супроводжуватися таким різким зниженням їх продуктивності, що витрати на тривале освоєння перевищать вартість буріння.
На родовищах Західного Сибіру і Мангишлаку внаслідок діяння на пласт глинистого розчину з водовіддачею 8-10 см3/30хв фільтрат проникає на глибину 2-3 м за 2 доби і на 8 м за 1-5 місяців, що призводить до погіршення проникності привибійної зони пласта в 1,6-22,6 разів. Зона погіршеної проникності поширюється в радіусі 6,5-13,6 м. Найглибше проникання фільтрату і твердої фази буває під час роботи в тріщинуватих колекторах. Так, на родовищах Комі внаслідок інтенсивного поглинання бурового розчину тріщинуватим колектором середня витрата рідини глушіння на 44 % перевищує розрахунковий об’єм, а час освоєння свердловин складає 3-6 діб. На родовищах Білорусії, які складені тріщинуватими й пористо-тріщинуватими колекторами, глибина проникнення бурового розчину сягає 20-70 м.
Ситуація ще більше ускладнюється під час проведення складних ремонтних робіт, що пов’язані з багатократним опусканням-підійманням інструменту. В окремих випадках під час опускання інструменту, через значний приріст гідродинамічного тиску, є можливим навіть гідравлічний розрив пласта, який супроводжується катастрофічним поглинанням.
Аналіз результатів використання бурових розчинів та інших дисперсних систем з твердою фазою як рідин глушіння свердловин показує, що найбільш проникна частина колектора заблокована твердими частинками. І хоч глибина кольматації в цьому випадку невелика (2-40 мм), саме останні закупорюють пористе середовище на 75-100 %, прискорюючи в цьому випадку і процес кольматації в цілому. Особливо несприятливий вплив виявляють рідини високої густини, що обважнені баритом, та інші рідини, які хімічно важко видаляються.
З метою виключення несприятливого впливу твердої фази на родовищах з низьким пластовим тиском часто використовують пластову або технічну воду. Однак у цьому випадку, як свідчать результати промислових досліджень на родовищах Татарстану, період освоєння свердловин після глушіння пластовою водою, становить понад 3 доби, а вихід їх на робочий режим досягається тільки через 30-40 діб з дебітом нижче доремонтного на 20 %. При цьому на усіх родовищах відмічається стійка тенденція до зростання обводненості продукції. Такий несприятливий вплив води на фільтраційні властивості пористого середовища зумовлено капілярним просочуванням низькопроникних пористих блоків. У результаті, в цій частині колектора створюється незборимий бар’єр і в післяремонтний період освоюється тільки роздренована високопроникна частина продуктивного пласта. Крім того, технічна вода завжди містить від 50 до 250 мг/л тонкодисперсних завислих частинок, які є ефективними кольматантами. Поряд з цим вода спричиняє набрякання глин, диспергування й переміщення їх частинок потоком рідини, а отже, звуження і закупорювання порових каналів.
Дослідженнями питань забруднення привибійної зони пласта і зменшення її проникності під час буріння і ремонту свердловин виявлено багато шкідливих чинників. Стосовно до нафтогазових пластів зменшення проникності може бути зумовлено забрудненням привибійної зони глинистим розчином, утворенням малопроникної глинистої кірки, набряканням глинистого цементу і утворенням гетерогенних шарів рідин на поверхні частинок гірської породи.
Шари рідини на поверхні частинок характеризуються аномальними властивостями – підвищеною в’язкістю і пружним опором зсуву, але за високої мінералізації вод і в добре проникних пластах їх вплив на фільтраційні властивості привибійної зони вкрай слабкий.
Істотніший вплив може мати внутрішньопорова кольматація твердою фазою бурового (глинистого) розчину чи рідини глушіння свердловин. У цьому аспекті проникні пласти розділяють на два класи : з зоною внутрішньої глинизації і без неї. Проникання глинистих частинок у пори починається при проникності порід близько 0,27 мкм2. Глибина проникання дисперсної фази розчину визначається порометричною характеристикою колектора, дисперсністю твердих частинок, репресією тиску. Для дрібнозернистого піску глибина становить 2-4 мм, середньозернистого – 12-20 мм, тобто глибина внутрішньопорової глинизації є малою і меншою глибини перфораційних каналів. Тут можна говорити про флокуляцію та осідання колоїдних частинок розчину.
Звідси, напрямком збільшення проникності привибійної зони є руйнування глинистої кірки і внутрішньопорового бар’єру глинистих частинок. Зменшення коагуляції завислих частинок глинистого розчину можна досягнути, як відомо, шляхом адсорбції поверхнево-активних речовин на поверхні частинок глини і утворення адсорбційних сольватних оболонок. Також виявлено, що для ефективності стабілізації суспензій та емульсій необхідно утворення полімолекулярних адсорбційних шарів, які мають в’язко-еластичні властивості. Це має місце під час застосування розчинів великої концентрації з істотно нелінійними характеристиками. Звичайно як стабілізатори емульсій застосовують нейоногенні та аніоноактивні поверхнево-активні речовини.
Для підвищення продуктивності свердловин необхідно відновити фільтраційні властивості після буріння і підземного чи капітального ремонту свердловин, інтенсифікувати осушування привибійної зони газового пласта і прискорити освоєння свердловини по всьому продуктивному розрізу пласта.
Поверхнево-активні речовини (ПАР) розміщено в ряди за основними характеристиками (табл. 2.1 – 2.5). Величина поверхневого натягу
· в залежності від концентрації досліджувалась на приладі УфНДІ, а піноутворювальна здатність розчинів ПАР і стабільність отриманої піни – на устаткованні Росс-Майлса. Піноутворювальна здатність оцінювалась об’єктом піни, утвореної із фіксованого і однакового у всіх дослідах об’єму вхідного розчину різних ПАР. Стабільність піни, як здатність зберігати свої початкові властивості (об’єм, тривалість “життя”, товщина плівки), оцінювалась за величиною руйнування її об’єму протягом певного (10 хв.) проміжку часу.

Таблиця 2.1 – Поверхнева активність розчинів ПАР в інтервалі концентрацій 0-0,02 % (t = 20 0C) (дн/см. %)
Назва ПАР
13 EMBED Equation.3 1415
Назва ПАР
13 EMBED Equation.3 1415

Лисаполь
2150
Синтанол ВН-7
1725

Неонол 2В1315-9
2150
Неонол В1020-30
1700

ОП-7
2075
Превоцел FPC
1675

Конокс I-109
2075
Дисольван 1736
1600

Тержитол
2050
Превоцел WOF-100
1500

Синтанол ДТ-7
2000
Проксанол 186
1450

Ноіген ЕА-130
2000
ОП-10 СНХК
1300

Неонол В1416-12х
2000
Сульфанол НР-3
1025

ОП-4
1900
Неонол В1020-40
1025

Аркополь
1850
ОКМ
800

Марвелан
1850
Катапін
100

Превоцел ЕО
1825
ДС-РАС
75

ОП-10 ДХК
1800
КТР
25

Саопаль
1750




Для глушіння свердловин слід вибирати стабільну і високоякісну піну, тобто керуватися ступенем стійкості пін, стабілізованих відповідними ПАР (табл. 2.3) і зниженням відносної газопроникності пористого середовища за наявності в ньому піни із розчину цього ПАР (табл. 2.5). У процесі визначення кількості реагентів для глушіння свердловини слід враховувати піноутворювальну здатність (табл. 2.2) і мінімальну граничну адсорбцію (табл. 2.4). Для утворення високов’язкої піни при заданій концентрації розчину об’єм газової фази повинен бути таким, щоб поверхнева концентрація ПАР у піні була в межах найвищої активності розчину (табл. 2.1). Найбільш ефективними тут є нейоногенні ПАР, які мають у мінералізованій пластовій воді високу піноутворювальну здатність і низький поверхневий натяг.

Таблиця 2.2 – Ряд ПАР з піноутворюючою здатністю, складений для розчинів ПАР на дистильованій воді при t = 20 0С і концентрації 0,25 %
Назва ПАР
Піноутворююча здатність, (мл)
Назва ПАР
Піноутворююча здатність, (мл)

Тержитол
310
Синтанол ВН-7
207

Аркополь
280
Ноіген ЕА-130
202

Сульфонол НП-3
280
Саопаль
198

Синтанол ДТ-7
275
Превоцел WOFР-100
198

Конокс I-109
265
Неонол В1020-40
140

Превоцел ЕО
260
Неонол В1020-30
110

Неонол 2В1315-9
256
Превоцел FО
80

Неонол В1416-12х
250
Катапін
77,0

ОП-10 Д
250
ОП-10 СНХК
70

Превоцел WOF-100
235
КТР
70

Марвелан
235
Проксанол 186
61

Превоцел WON
225
Стенол -100
45

ДС-РАС
225
ОКМ
38

ОП-7
220
Дисольван – 1738
25

Лисаполь
210
ОП-4
15


Таблиця 2.3 – Ряд ПАР за стійкістю піни, утвореної з 0,25 % розчину ПАР на дистильованій воді при t = 20 0С за 10 хв.
Назва ПАР
Стійкість б/р
Назва ПАР
Стійкість б/р

ОП-4
1,0
Превоцел FО
0,75

КТР
0,87
Ноиген ЕА-130
0,75

Синтанол ВН-7
0,86
Стенол –100
0,7

Синтанол ДТ-7
0,85
Проксанол – 186
0,55

ДС-РАС
0,85
Катапін
0,35

Саопаль
0,84
Неонол В1020-40
0,35

Сульфонол НП-3
0,83
ОП-10 ДХК
0,3

Тержитол
0,8
Неонол В1416-12х
0,25

Аркополь
0,8
Неонол 2В1315-9
0,2

ОКМ
0,8
Неонол В1020-30
0,15

ОП-10 СНХК
0,8
Превоцел WOFР-100
0,15

Превоцел WON
0,8
Дисольван – 1738
0,15

Конокс I-109
0,8
ОП-7
0,1

Превоцел WOF-100
0,75
Марвелан
0,1

Таблица 2.4 – Ряд поверхнево-активних речовин, за мінімумом граничної адсорбції на кварцовому піску з питомою поверхністю 1 м2/г
Назва ПАР
Адсорбція мг/г
Назва ПАР
Адсорбція мг/г

Превоцел WOFР-100
0,25
Превоцел FО
1,2

Прохалит ОП-1040
0,26
Саопаль
1,4

Неонол В1020-30
0,3
Проксанол 186
1,5

Дисольван 1733
0,34
Превоцел WOF-100
1,6

Неонол В1020-40
0,40
ОП-7
1,6

Неонол В1416-12х
0,6
Аркополь
1,7

ОП-10
0,6
Сульфонол НП-1
2,18

Неонол 2В1315-9
0,7
Тержитол
2,3

ОКМ
0,7
Превоцел ЕО
2,3

Шкопагол АГ-010
0,85
ДС-РАС
2,53

ОП-4
0,9
Превоцел WON
2,7

Ноіген ЕА-130
1,0
Катапін
6



ОП-45
8


При застосуванні розчинів ПАР для осушування привибійної зони неоднорідного пласта необхідно мати високоякісну і в’язку піну (табл. 2.2) із розчину з високою значиною d((dс. Тут можуть бути піни з коротким терміном “життя”.
Для відновлення фільтраційних властивостей привибійної зони необхідно застосовувати висококонцентровані розчини ПАР з великою адсорбцією (табл. 2.4).
Технологія відновлення фільтраційних властивостей привибійної зони пласта в газових свердловинах полягає в наступному. У свердловину закачують 1-10% розчин ДС-РАС за активною речовиною (в залежності від мінералізації пластової води) об’ємом, достатнім для заповнення привибійної зони радіусом 0,8-1 м, і витримують його в привибійній зоні до 6 год., а відтак освоюють свердловину продуванням в атмосферу. Метод виявився ефективним у газових свердловинах Щелковського газосховища після їх капітального ремонту, при освоєнні свердловин, пробурених на нижню зону нижньо-щигровського горизонту, коли їх приймальність з моменту підключення під нагнітання протягом декількох годин знижувалась з 40-50 тис. м3/доб, практично до нуля (з точністю до чутливості витратомірів). Якщо без застосування ДС-РАС протягом 7 років середня приймальність свердловин після ремонту і буріння становила 190 тис. м2/доб, тривалість освоєння 430 год., а кількість газу, випущеного в атмосферу під час освоєння 3,8 млн. м3 (по 23 свердловинах), то з застосуванням розчину ДС-РАС ці параметри відповідно сягали 400 тис.м3/доб, 192год і 0,8 млн.м3 (по 49 свердловинах).

Таблиця 2.5 – Ряд ПАР за ступенем зниження газопроникності пористого середовища пінами, утвореними із 0,3 % розчинника (досліди з водопровідною водою, абсолютна проникність взірця – 3,5·10–12 м2, градієнт тиску 0,05 МПа/м.
Назва ПАР
Газопроникність взірця, насиченого піною (10–15 м2)
Назва ПАР
Газопроникність взірця, насиченого піною (10–15 м2)

Превоцел WON
0,07
Лисаполь
45,0

Саопаль
3,0
Превоцел F
60

Аркополь
3,5
ОП-10 ДХК
60

Превоцел FО
4,5
ОП-7
70

ОП-45
8,0
ОП-10 СНХК
80

Превоцел WOF-100
8,0
Стенол –100
90


Технологія циклічного оброблення шарово-неоднорідного пласта з метою підвищення ступеня осушення і оброблення полягає в тимчасовому зниженні водопроникності високопроникного пласта за рахунок створення в ньому облямівки піни невеликої протяжності або закачування газу перед обробленням газонагнітальної свердловини розчином ПАР, а відтак у закачуванні чергової порції розчину ПАР, який відносно гірше проникає у високопроникний пропласток і порівняно краще – в низькопроникний. Подальше закачування газу, завдяки збільшенню кількості розчину в малопроникному пропластку, призводить до утворення піни в ньому і підвищує ступінь осушення пропластка.
Одним із методів полегшення припливу пластової води є технологія, суть якої полягає в закачуванні у привибійну зону хімічних реагентів, здатних гідрофобізувати пористе середовище, розчинів поверхнево-активних речовин, нафти і продуктів її переробки тощо.
Відомо, що ПАР являють собою хімічні сполуки, молекули яких мають асиметричну будову і здатність адсорбуватися на границі розділу середовищ, внаслідок чого відбувається зниження величини поверхневого натягу. Молекула ПАР з фізичної точки зору є диполем, одна частина якого є гідрофобним вуглеводневим радикалом, не розчинним у воді, але розчинним у вуглеводневих рідинах, друга – полярною гідрофільною групою, розчинною у воді. Залежно від природи поверхні пористого середовища адсорбція на ній молекул ПАР може призвести або до гідрофобізації, або до гідрофілізації. У випадку гідрофільної поверхні молекула ПАР адсорбується на ній своєю полярною гідрофільною частиною, яка має більшу спорідненість з контактною поверхнею.
Більшість природних мінералів, з яких складаються пористі середовища, мають яскраво виражену гідрофільність поверхні. Під час контактування з вуглеводневою рідиною (нафта, газоконденсат, гас та ін.) змочуваність поверхні водою погіршується, хоч остання залишається всетаки гідрофільною, оскільки кути змочування становлять 45-60°, але ефект зниження фазової проникності за рахунок часткової гідрофобізації вже є значним.
Адсорбція на поверхні пористого середовища молекул ПАР із розчинів призводить до утворення стабілізованих шарів, які своїми вільними неприєднаними частинами утворюють так званий “частокіл Ленгмюра”, який зумовлює фільність поверхні, тобто в даному випадку поверхня в результаті адсорбції молекул ПАР стає гідрофобною. Оскільки з причини неоднорідної будови пористого середовища розчин ПАР проникає головним чином у високопроникні зони, а низькопроникні і водонасичені залишаються поза діянням, то не можна вважати поверхню пористого середовища повністю гідрофобізованою в результаті закачування розчину ПАР у привибійну зону.
Як гідрофобізатори застосовують найчастіше ПАР та інші реагенти малої концентрації, високоактивні нафти, продукти їх переробки, зокрема ніогрін, універсін та інші хімреагенти, ізотерма сорбції яких істотно нелінійна (типу ізотерми Ленгмюра на відміну від ізотерми Генрі).
З метою запобігання набрякання глин, як правило, використовують сольові розчини. У промисловій практиці найбільше поширення одержали хлориди кальцію, натрію і калію, а в умовах з підвищеними пластовими тисками – хлориди, броміди і нітрати кальцію й цинку чи їх суміші. Разом з тим багатократними дослідженнями встановлено, що одержання на промислах чистих сольових розчинів дуже проблематичне й дороге, оскільки в технічній воді і солях, що використовуються для приготування розчинів, концентрація завислих частинок і твердих домішок сягає понад 1 г/л. У той же час вміст твердої фази в розчині вже з концентрацією 10-15 мг/л, що візуально не визначається в промислових резервуарах, викликає зниження проникності кернів на 90 %. До того ж, відновлення проникності вдається здійснити в лабораторних умовах лише на 1050 %. Отже, неочищені сольові розчини є небезпечнішими для продуктивного пласта, ніж глинисті дисперсії. Поряд з кольматацією пористого середовища твердими частинками, в промислових умовах у разі використання сольових розчинів спостерігається значне зниження продуктивності свердловин внаслідок високої фільтрації і глибокого проникання водних розчинів у продуктивний пласт, утворення ними гідратних й емульсійних пробок, кристалізації й осадження солей в пористому середовищі. Часто об’єми розчинів за такого глушіння свердловини сягають 160-1200 м3. У результаті цього освоєння свердловини затримується до 3-10 діб, а початкові коефіцієнти продуктивності зовсім не відновлюються чи досягаються через 3-7 місяців неперервної експлуатації. Дебіти неокомських газоконденсатних свердловин Уренгойського газоконденсатного родовища знижуються після глушіння водними розчинами хлористого кальцію на 60-63 %, а сеноманських газових – у середньому на 20 %. Як правило, об’єми використовуваних рідин у 2-3 рази перевищують об’єми свердловин, що подовжує строки їх освоєння до 4-20 діб для неокому і до 2-5 діб для сеноману. В цьому випадку, за екстраполяційними кривими перебігу відновлення продуктивності свердловин, час виходу на доремонтний режим становить у середньому, відповідно, 218 і 207 діб. Для запобігання викидів на 1/3 свердловин здійснюють повторні глушіння хлористим кальцієм чи глинистим розчином, що призводить до різкого зниження їх продуктивності через кольматацію пористого середовища і протікання необоротних процесів. Витрати на відновлювальні роботи і тривале освоєння таких свердловин часто перевищують вартість їх будівництва. Аналіз петрографічного складу порід-колекторів Уренгойського газоконденсатного родовища свідчить про високий вміст у них іонів заліза, які в результаті гідролізу утворюють нерозчинний осад гідроксиду заліза. Отже, погіршення фільтраційних характеристик може бути і внаслідок вторинного осадоутворення в процесі фільтрації і взаємодії рідини глушіння з мінералами пористого середовища та пластовими флюїдами. Поширеним проявом цього ефекту є також утворення в пласті високов’язких емульсій.
У такому аспекті найкращими можуть бути дисперсні системи із тривкістю, яку вдається регулювати в широких межах, і які забезпечують утворення надійного екрану проти проникнення як технологічних рідин вглиб пласта, так і поступлення пластової продукції у свердловину.
Якість рідини глушіння з позицій впливу на привибійну зону пласта можна оцінити за лабораторними і промисловими даними. Суть методики оцінки якості рідини глушіння за лабораторними даними зводиться до наступного. Спочатку визначається проникність керна для моделі нафти 13 EMBED Equation.3 1415. Відтак протягом певного часу у зворотному напрямку через керн фільтрують рідину глушіння (аналогічно може бути будь-яка технологічна рідина чи буровий розчин). Після витримування керна в досліджуваному середовищі протягом деякого часу знову здійснюють фільтрацію моделі нафти через керн у початковому напрямку до настання постійної витрати, за якою визначають нафтопроникність 13 EMBED Equation.3 1415. Тоді якість рідини глушіння, тобто ступінь шкідливого впливу її на нафтопроникність керна, характеризують коефіцієнтом відновлення проникності
13 EMBED Equation.3 1415, (2.15)
що є відношенням коефіцієнта нафтопроникності керна після оброблення рідиною глушіння 13 EMBED Equation.3 1415 до початкового коефіцієнта нафтопроникності 13 EMBED Equation.3 1415. Для досліджень необхідно:
а) брати неекстраговані керни конкретних продуктивних пластів (сталий мінеральний склад), максимально зберігши їх природну водонасиченість і природний стан поверхні порового простору (гідрофільна чи гідрофобна поверхня);
б) використовувати пластову нафту того ж продуктивного пласта;
в) створювати відповідні перепади тиску, які визначаються реальними градієнтами тиску, що мають місце під час надходження фільтрату в пласт і під час фільтрації нафти у свердловину в процесі її освоєння та експлуатації;
г) підтримувати температуру і тиск відповідно до пластових умов.
Оцінку якості рідини глушіння за фактичними промисловими даними можна здійснити шляхом зіставлення питомих дебітів чи, краще, питомих коефіцієнтів продуктивностей по групах свердловин або шляхом визначення відношення коефіцієнтів продуктивностей (коефіцієнтів гідропровідностей) чи скін-ефекту для однієї конкретної свердловини. Нагадаємо, що під питомим дебітом розуміється відношення дебіту свердловини до ефективної товщини пласта, а під питомим коефіцієнтом продуктивності – відношення коефіцієнта продуктивності до ефективної товщини пласта. Метод зіставлення полягає в тому, що визначається відношення названих середніх параметрів по групі свердловин, отриманих під час глушіння з допомогою досліджуваної рідини, до таких же параметрів по групі сусідніх свердловин, для глушіння яких використовували іншу (базисну) рідину глушіння. Але за цим методом не оцінюється безпосередньо стан привибійної зони (краще-гірше порівняно з базисом), а вибірки свердловин у обох групах повинні бути досить великими, репрезентативними, тобто повинні враховувати неоднорідність пласта за проникністю (від свердловини до свердловини) як по площі, так і по товщині, бо інакше не буде вірогідного результату щодо оцінки.
Для якісної оцінки враховують і тривалість часу освоєння. Але швидкий пуск свердловини в експлуатацію ще не свідчить про хорошу якість рідини, бо приплив може бути отриманий за рахунок лише окремої високопроникної частини нафтонасиченої товщини пласта.
Найкраще оцінку якості рідини глушіння здійснювати за результатами гідродинамічного дослідження свердловини в умовах усталених і неусталених режимів фільтрації до і після глушіння свердловини. Тоді ступінь зменшення продуктивності свердловини оцінюють відношенням коефіцієнтів продуктивностей або гідропровідностей після і до діяння рідини глушіння (параметр ВП)
13 EMBED Equation.3 1415, (2.16)
де 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 – коефіцієнт продуктивності відповідно до і після глушіння свердловини; 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 – коефіцієнт проникності, ефективна товщина продуктивної частини пласта і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти в пластових умовах відповідно; 13 EMBED Equation.3 1415 – коефіцієнт гідропровідності пласта; 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 – відповідно привибійна і віддалена зона пласта (середню проникність усієї системи, в основному, відображає проникність привибійної зони, хоч розміри її є невеликими). Якщо 13 EMBED Equation.3 1415, то стан привибійної зони не змінився; якщо 13 EMBED Equation.3 1415, то фактична продуктивність становить таку частину її теоретичної продуктивності; якщо 13 EMBED Equation.3 1415, то проникність у привибійній зоні пласта більша, ніж у віддаленій його частині. Іноді в літературі зустрічається і параметр – коефіцієнт привибійного закупорювання 13 EMBED Equation.3 1415, який є величиною, оберненою ВП.
Методика визначення скін-ефекту розглядається у відповідних розділах підземної гідрогазомеханіки і технології видобування нафти.
Ступінь корозійного й абразивного діяння рідини глушіння на устаткування. Корозійне й абразивне діяння рідини глушіння як на наземне, так і на підземне устаткування повинно бути незначним або не проявлятися.
На швидкість корозії може замітно впливати йонний склад води, а також різні колоїдно-хімічні домішки, що містяться в ній. До агресивних іонів відносяться Сl–- і HS–. При цьому, з підвищенням температури води швидкість хімічної (електрохімічної) реакції, яка призводить до корозії металів, збільшується приблизно в 2-3 рази на кожне підвищення в 1013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С.
Із водних розчинів солей хлоридів більшою корозійністю характеризується ZnCl2. Для інших розчинів солей хлоридів (NaCl, CaCl2, KCl) або їх сумішей (NaCl+CaCl+CaCl2, CaCl2+CaBr2) корозійне руйнування навіть при 15013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С становить для сталі 80 менше 0,12 мм за рік, що є допустимою нормою. Для сталей групи міцності Д і групи міцності Р-110 найбільш агресивним середовищем виявився розсіл MgCl2, відтак CaCl2, Na2SO4, KCl і найменш агресивним – розсіл NaCl. Так, діяння розсолів MgCl2 і CaCl2 в 10 разів агресивніше від діяння розсолу NaCl. При цьому леговані труби із сталі групи міцності Р-110 більш корозійнотривкі, ніж нелеговані труби із сталі групи міцності Д.
Запобігання або зниження корозійного діяння мінералізованих середовищ і рідин глушіння можна досягнути введенням у них ПАР та інгібувальних додатків.
Абразивне діяння на устатковання може бути зумовлено застосуванням рідин глушіння, які містять абразивні частинки. До них відносяться глинисті розчини, в яких використано залізисті обважнювачі (менш абразивними є розчини, обважнені баритом і крейдою), розчини солей, що містять велику кількість нерозчинних домішок (забруднені солі, відходи солей і т.д.) чи обважнювачів тощо.
Токсичність. Рідина глушіння повинна бути не токсичною або характеризуватися її малою величиною. Досвід застосування рідин глушіння показує, що деякі з них містять токсичні або слабкотоксичні нафтові й хімічні продукти: емульсії прямі – гідрофільні, обернені – гідрофобні; розчини на нафтовій основі, на основі розчинників, із загущувачами і т.д. Тому під час використання рідин глушіння, що містять такі компоненти, необхідно дотримуватися правил санітарії і гігієни, які рекомендуються в разі виконання робіт з токсичними речовинами.
Вогне- і вибухонебезпечність. Рідини глушіння не повинні бути вогне- і вибухонебезпечними. До вогне- і вибухобезпечних рідин глушіння відносяться сольові розчини і стічні води (з ПАР чи без них, або з загущувачами) тощо, а до вогне- і вибухонебезпечних розчинів – розчини на вуглеводневій основі (розчини на нафтовій основі та інвертні емульсійні розчини). Якщо виконувати правила пожежної безпеки, які чинні в галузі, то під час використання інвертних емульсійних розчинів, як показує виробничий досвід, вогненебезпечних умов практично не виникає.
Ціна і дефіцитність компонентів рідини глушіння. Рідини глушіння не повинні бути дорогими, а їх компоненти – дефіцитними. Разом з тим використання рідини глушіння навіть високої вартості може бути економічно виправданим, якщо врахувати ефективність її використання і передбачити повторне використання на іншій свердловині.
Отже, рідина глушіння повинна відповідати таким вимогам:
мати густину, достатню для забезпечення необхідного протитиску на пласт;
мати достатню в'язкість і характеризуватися доброю тиксотропією для запобігання поглинання рідини глушіння пластом;
забезпечувати максимальне збереження колекторських властиво-стей продуктивного пласта і не утворювати твердих осадів;
не чинити корозійного та абразивного діяння на труби і ремонтне та експлуатаційне устаткування;
бути термотривкою в конкретних умовах (не замерзати взимку; не розкладатися чи закипати за високих температур);
бути сумісною з іншими технологічними рідинами, що використовуються під час ремонту свердловин, не утворювати з ними осадів;
не погіршувати колекторських властивостей пласта під час здійснення перфораційних робіт;
не повинна виявляти впливу на результати геофізичних досліджень у свердловині;
бути технологічною в приготуванні і використанні;
характеризуватися технологічними властивостями, регульованими в широких межах гірничо-геологічних умов експлуатації свердловин;
не повинна бути вогне- і вибухонебезпечною;
не повинна бути дорогою, а також містити дефіцитні компоненти.
2.3.3 Рідини глушіння на водній основі
Для глушіння використовують рідини на водній і вуглеводневій основах. До рідин на водній основі відносяться прісна (технічна) і пластова вода, стічні води, розчини мінеральних солей, розчини полімерів, системи з конденсованою твердою фазою (гідрогелі), піни, прямі емульсії (типу Н/В), глинисті розчини (нормальної густини й обважнені). Рідини глушіння на вуглеводневій основі охоплюють товарну або загущену нафту, вапняно-бітумні розчини, обернені емульсії (типу В/Н з вмістом водної фази до 70%).
2.3.3.1 Водні рідини глушіння без твердої фази
Технічна вода. Для глушіння свердловин на родовищах з пластовим тиском, близьким до гідростатичного, звичайно, як рідину глушіння без твердої фази використовують прісну технічну воду (густина до 1040 кг/м3), оброблену ПАР; пластову воду (густина 1180–1230 кг/м3), яку видобувають із продуктивних і обводнених свердловин родовищ, що розробляються; стічні води (суміш пластових і прісних вод густиною 1080-1120 кг/м3), які отримуються в результаті промислової підготовки пластової продукції видобувних свердловин; водні розчини хлористого натрію (густина до 1160 кг/м3) або кальцію (густина до 1382 кг/м3), а також морську воду (табл. 2.6). Однак великим недоліком їх є висока чутливість глин колектора до набрякання в цих рідинах.
Таблиця 2.6 – Водні рідини глушіння без твердої фази
Рідина
Джерело або спосіб отримання
Густина, 103 кг/м3
Фізико-хімічна характеристика

Технічна пріс-на вода
Стічна вода



Високомінера-лізована плас-това вода
Штучний розчин різних солей





Гідрофобний емульсійний розчин ГЕР (ін-вертно-емуль-сійний розчин)
Вуглеводнева важка рідина (ВВР)






Обважнена робоча рідина


Морська вода
Промисловий водовід (дже-рело) технічної води
Промислове устатковання під-готовки нафти і води


Водовиливаючі свердловини


Промислове устатковання під-готовки рідини глушіння. Ус-татковання бувають різного ступеня централізації і індуст-ріалізації в залежності від по-трібної продуктивності, необ-хідних властивостей рідини глушіння та інших факторів
Промислове устатковання під-готовки ГЕР



Продукт, який отримується при виробництві трихлоретану на стадії реактифікації






Устатковання з підготовки бу-рових розчинів



0,99-1,04

1,05-1,12



1,12-1,22


1,05-1,23
1,23-1,45






0,95-1,7




1,55-1,65








1,3-1,7



1,1-1,2
Гомогенна рідина

Гомогенна рідина з залиш-ковим вмістом розчинених хімічних реагентів (деемульгаторів, інгібіторів)
Гомогенна рідина з високим вмістом розчинених солей

Гомогенна рідина з високим вмістом розчинених солей






Емульсія типу “вода в нафті” з додаванням ПАР для стабі-лізації і за необхідності з обважнювачем

Гомогенна багатокомпонент-на рідина. Хлорорганічний склад ВВР негативно відоб-ражається на процесах під-готовки і переробки нафти. Це накладає жорсткі вимоги щодо технології освоєння свердловини після ремонту. Застосовується обмежено
Суспензія з глинистими час-тинками і частинками обваж-нювача як диспергованої фази
Гомогенна рідина з вмістом розчинених солей


Введення в рідину глушіння на водній основі 0,05-0,3% нейоногенної поверхнево-активної речовини (типу ОП-10, превоцел, неонол та інших) сприяє деякому покращанню стабілізуючої здатності і підвищенню поверхневої активності рідини глушіння, що позитивно впливає на колекторські властивості продуктивних порід. Так, аналіз даних по родовищах Пермі (Російська Федерація) показує, що коефіцієнт продуктивності свердловин, заглушених прісною водою, знижується в 2-5 разів, а початкові їх значини можуть відновитися тільки через 3-5 місяців безперервної роботи. Після глушіння свердловин на родовищах Татарстану пластовою (аналогічно стічною) водою їх дебіт за рідиною на 10-20% менший початкового, тривалість освоєння біля 3 діб, а вихід на початковий режим роботи перед ремонтом відбувається через 30-45 діб. Через наявність глин у колекторах застосування морської води також призводить до зниження дебітів свердловин після їх глушіння у 2 рази і більше. Зниження дебітів свердловин при застосуванні води (без ПАР чи оброблених ПАР) пояснюється недостатньою мінералізацією використовуваних рідин глушіння, тому що в системі мінералізована вода-ПАР основний вплив на зміну об'єму каолініто-гідрослюдистих і бентонітових глин внаслідок їх набрякання виявляє мінералізація.
Водні розчини мінеральних солей. У групі рідин глушіння на водній основі провідна роль належить водним розчинам мінеральних солей, які не містять твердої фази.
У різних нафтовидобувних регіонах випробувано велику кількість водорозчинних солей як базових реагентів для створення рідин глушіння: хлористий натрій (NaCl), хлористий кальцій (CaCl2), хлористий цинк (ZnCl2), двозаміщений фосфорнокислий натрій (NaH2PO4), двозаміщений фосфорнокислий калій (K2HPO4·3H2O), тризаміщений фосфорний калій (K3PO4·7H2O). Крім вказаних використовують бромід натрію (NaBr), карбонат калію (K2CO3), нітрит натрію (NaNO3), хлорид олова (SnCl2) і інші. Всі ці реагенти використовують для регулювання основного параметра рідини глушіння – густини.
У робочі рідини можуть додаватися допоміжні реагенти – загущувачі для регулювання в’язкості і здатності проникати в ПЗП. Як загущувачі використовують сульфіт-спиртову барду (ССБ), сульфіт-дріжжову бражку (СДБ), поліакриламід (ПАА) та інші.
Використання сольових розчинів зумовлюється їх інгібіювальним діянням та відсутністю твердої фази. При достатньому співвідношенні в рідині між іонами Na+ та Са2+ або Mg2+ обмінний комплекс глинистих мінералів, які містяться в породі-колекторі, набуває полівалентної форми, що запобігає їх подальше набрякання навіть у дистильованій воді. Так, хлоркалієвий розчин забезпечує коефіцієнт відновлення проникності 99 %.
Із комплексу причин, які викликають погіршення проникності продуктивного пласта внаслідок діяння на нього рідин глушіння, у випадку використання таких розсолів часто виключається необоротна, некерована кольматація пор твердими частинками. Особлива увага надається ступеню чистоти сольових розчинів, оскільки експериментальні дослідження показали, що використання забруднених рідин може більш ніж на 80% знизити коефіцієнт проникності пласта. Відсутність необхідної чистоти розсолів робить їх більш шкідливими для продуктивного пласта, ніж глинисті розчини на водній основі. Розроблені за границею системи очищення розсолів дають змогу видалити всі тверді частинки розміром вище 2 мкм.
У випадку використання мінеральних солей можна досягнути таких максимальних значин густин (в кг/м3) їх водних розчинів (розсолів):
Хлорид амонію NH4Cl
1070

Хлорид калію KCl
1170

Хлорид натрію NaCl
1200

Хлорид магнію MgCl2
1300

Бромид калію KBr
1370

Хлорид кальцію CaCl2
1400

Бромид натрію NaBr
1510

Карбонат калію (поташ) K2CO3
1550

Бромид кальцію CaBr2
1820

Бромид цинку ZnBr2
2300

NaCl+Na2CO3
1200-1270

NaCl+CaCl2
1200-1400

NaCl+NaBr
1200-1510

CaCl2+CaBr2
1400-1810

CaBr2+NaBr2
1800-2300

CaCl2+CaBr2 +ZnBr2
1800-2300

Фосфорнокислий натрій двозаміщений Na2HPO4
1460

Фосфорнокислий натрій однозаміщений NaН2РО4
1500

Суміш 62% NaH2PO4+38%Na2HPO4
1580

Фосфорнокислий калій двозаміщений K2HPO4·3H2O
1800

Фосфорнокислий калій тризаміщений K3PO4·7H2O
1620

Суміш 50% K3PO4·7H2O+50%·Na2HPO4
1440


Хлористий натрій (кухонна сіль) – безколірна кристалічна речовина з кубічною структурою кристалів.
Хімічна формула
Молекулярна маса
Густина, кг/м3
Температура, °C
плавлення
кипіння
Молярна теплоємність при 25 °C і 101,3 кПа, Дж/(моль·К)
NaCl
58,44
2165

801
1465
49,71


Значини розчинності NaCl у воді такі:
Температура, °C
0
20
40
60
80
100

Розчинність, г/100г
35,7
35,9
36,4
37,2
38,1
39,4


Розчинність NaCl в інших розчинниках при температурі 25 °C така:
Розчинник
Етанол
Метанол
Гліцерин

Розчинність, г/100г
0,065
1,31
8,2


Найчастіше як рідину глушіння без твердої фази з густиною до 1180 кг/м3 використовують розчин хлористого натрію NaCl, який отримують із солевидобувних свердловин, із морської води, із соляних шахт та відходів. За густини таких розчинів понад 1080 кг/м3 уже практично виключається набрякання глинистих мінералів. Розчин NaCl не виявляє помітного кородуючого діяння на обладнання. Для захисту від корозії рН розсолу збільшують до 9-10 шляхом додавання приблизно 0,1 кг каустичної соди на 1 м3 рідини. Для приготування 1,133 м3 розсолу NaCl густиною 1190 кг/м3 (при температурі 20( С) до 1 м3 прісної води треба додати 300 кг NaCl.
Хлористий калій KCl, звичайно, додають до хлористого натрію NaCl для надійнішого запобігання гідратації пластових глин (оптимальна концентрація 13%). Для отримання 1,135 м3 розсолу KCl густиною 1150 кг/м3 треба до 1 м3 прісної води додати 320 кг KCl.
Бромид калію KBr використовують для глушіння свердловин, які експлуатують пласти, чутливі до іонів кальцію Ca2+, оскільки під час змішування з водами, що містять іони сульфату і бікарбонатів, він не спричиняє утворення осадів.
Розчин бромиду натрію NaBr призначений для пластів, води яких мають великий вміст сульфатів, сульфітів, бікарбонату і фториду.
Хлористий кальцій – безколірна кристалічна речовина з ромбічною (CaCl2) або тригональною (CaCl2·6H2O) структурою кристалів.
Хімічна формула
Молекулярна маса
Густина, кг/м3, при 25 °C
Температура, °C
плавлення
кипіння
Молярна теплоємність при 25 °C і 101,3 кПа, Дж/(моль·К)
CaCl2
110,99
2512

772
1600
72,63
CaCl2·6H2O
219,08
1650

29,2-250



Розчинність CaCl2 у воді така:
Температура, °C
0
10
20
25
40
60
80
100

Розчинність, г/100г
59,5
60
74,5
100
116
137
147
158

Розчинність CaCl2 в інших розчинниках така:
Розчинник
Метанол
Етанол
Ацетон

Розчинність, г/100г, при температурі, °C
0
20
40

21,8
29,2
38,5

28,3
25,8
35,3


0,01



Хлорид кальцію CaCl2·6H2O дуже добре розчиняється у воді.
Існує широкий асортимент солей, на базі яких можливе приготування рідини глушіння. У практичних умовах використовують всього 5-6 типів сольових розчинів, при цьому найчастіше свердловини глушать водним розчином СаСl2. Для свердловин з підвищеним пластовим тиском як основна рідина глушіння є водний розчин хлористого кальцію СаСl2 з густиною до 1390 кг/м3. Густина його може сягати 1400 кг/м3, але кристалізація в рідині починається уже за 1313SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С. Розсіл густиною 1300 кг/м3 кристалізується за температури близько -5113SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С, що зумовлює його широке використання під час ремонтів свердловин. Разом з тим лабораторні і промислові дослідження свідчать про зниження коефіцієнта відновлення проникності кернів на 13-30% і коефіцієнта продуктивності свердловин на 20-25% після діяння на них цієї рідини. Для захисту від корозії величину рН збільшують до 8-9 шляхом додавання приблизно 1 кг вапна на 1 м3 рідини. Для одержання 1,206 м3 розсолу густиною 1390 кг/м3 треба до 1 м3 води додати 700 кг СаСl2.
У табл. 2.7 наведено значини густини стійких розчинів СаСl2 у залежності від типів води, яку використовують, стосовно до умов родовищ Татарії.
Для отримання розчинів більшої густини використовують суміші розчинів CaCl2 і ZnCl2. У табл. 2.8 наведено значини густини такої суміші з різними співвідношеннями CaCl2, ZnCl2 і розчинника за температури -40 °С.
Рідини глушіння, приготовлені на базі суміші хлоридів цинку і кальцію, склад яких наведений в табл. 2.7, мають температуру замерзання близько -40 °С. Вони мають задовільну сумісність з пластовими водами.
Для високотемпературних умов суміш реагентів CaCl2 і ZnCl2 дає змогу отримати розчин густиною до 2030 кг/м3.
Таблиця 2.7 – Значини густини стійких рочинів CaCl2 в залежності від типів води
Тип води
Густина розчинника, г/см3
Густина стійкого розчину глушіння, г/см3

Прісна технічна
Стічна з устатковання підготовки нафти і води
Пластова
1,04
1,08
1,18
1,22-1,24
1,26-1,28
1,33-1,35

Таблиця 2.8 – Склад рідин глушіння, приготовлених на базі суміші хлоридів цинку і кальцію
Вміст компонентів, %
Густина, кг/м3
Вміст компонентів, %
Густина, кг/м3

CaCl2
ZnCl2
Розчинник (вода)

CaCl2
ZnCl2
Розчинник (вода)


27,3
18,2
32,6
11,1
22,2
19,6
61,6
59,6
48,4
1395
1425
1460
21,6
10,7
28,8
39,5
51,6
49,8
1520
1560


Дані про розчинність солей хлориду кальцію і цинку у воді за різних температур і їх густини з різними концентраціями подано в табл. 2.9, а залежність густини від вмісту солей – у табл. 2.10.
Значини густин водного розчину кристалогідратної модифікації хлориду кальцію (CaCl2·6H2O) у залежності від концентрації в умовах насичення такі:
Температура, °C
-55
-25
0
10
20

Вміст реагенту, %
20
26
30
35
40

Густина, кг/м3
1177
1338
1281
1337
1345


Таблиця 2.9 – Розчинність солей хлориду кальцію і цинку у воді
Сіль
Температура, (С
Розчинність*, %
Концентрація*, %
Густина, кг/м3

CaCl2(6H2О
-55
-25
0
10
20
40
29,9
33,3
37,5
39,4
42,7
53,5
20
26
30
35
40

1177
1238
1281
1337
1345


ZnCl2(2H2O
-40
-30
-10
0
10
20
40
55,9
61,5
65,4
67,5
73,1
78,6
81,9
40
50
60
70



1417
1568
1749
1962




* Масовий вміст

Таблиця 2.10 – Залежність густини сольових розчинів від вмісту солей
Густина, кг/м3
Масовий вміст, %


CaCl2
ZnCl2
H2O

1395
1425
1460
1520
1560
27,3
18,2
32,6
21,6
10,7
11,1
22,2
19,6
26,8
39,5
61,6
59,6
48,4
51,6
49,8


Широке використання хлоридів кальцію зумовлено властивостями його розчину: низькою температурою замерзання; незначними витратами теплової енергії для приготування розчину; задовільною сумісністю з більшістю типів пластових вод; невеликою вартістю і малою дефіцитністю.
Водний розчин бішофіту (кристалогідрату хлориду магнію МgСl2) за ГОСТ 7759-73 (табл. 2.11) також використовується як рідина глушіння. З використанням цієї легкорозчинної солі можна отримати рідину з густиною до 1300 кг/м3. Але розчин бішофіту такої густини має температуру кристалізації біля 313SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С. Розчин густиною 1250 кг/м3 має температуру кристалізації нижче –1613SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С; коефіцієнт набрякання глин менший, ніж у розчині хлориду кальцію СаСl2, а величина показника рН– на рівні 5-6. Під час змішування розчину бішофіту з пластовими водами будь-якого ступеня мінералізації та іонного складу відсутнє утворення нерозчинних осадів.

Таблиця 2.11 – Компонентний склад розчинів бішофітів різних родовищ України
Іонний склад розчину
Затуринське*, густина 1258 кг/м3
Східно-Полтавське*, густина 1300 кг/м3
Новоподільське**, густина 1273 кг/м3


мг/л
екв.%
мг/л
екв.%
мг/л
екв.%

Cl
252652,5
48,715
325522,8
49,07
245737,8
48,43

SO42-
8850,54
1,261
8164,16
0,91
10722
1,56

HCO3-
170,8
0,019
195,2
0,02
48,8
0,005

CO32-
24,0
0,005
відсутній
48
0,005

Сума аніонів
261697,84
50
333882,16
50
256606,59
50

Ca2+
1002,0
0,34
відсутній
1002,0
0,35

Mg2+
82080,0
46,15
102144,0
44,90
73568,0
42,28

Na+,K+
11798,77
3,51
21923,6
5,10
24264,45
7,37

Сума катіонів
94880,77
50
124067,6
50
98884,45
50

Загальна сума йонів
356578,61
100
457949,76
100
355441,04
100

Примітки. Родовища знаходяться в Полтавській (*) і Чернігівській (**) областях.

Практично всі розсоли густиною понад 1400 кг/м3 представлені розчинами бромвмісних солей. Найширше використовується бромид кальцію CaBr2. У США його виробляють у вигляді розчину густиною 1700 кг/м3 або 95%-го концентрату (решта – вода гідратації). Даний розчин густиною 1700 кг/м3 має температуру кристалізації –13,313SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С; значину pH=7, динамічний коефіцієнт в'язкості 8 мПа13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415с (при 210С). Розчин бромиду кальцію має високу інгібіювальну здатність щодо глинистих матеріалів продуктивного пласта, корозійно інертний, малотоксичний, але дуже дорогий.
В інтервалі густин 1400-1810 кг/м3 найчастіше використовують розсоли на основі суміші хлориду і бромиду кальцію (CaCl2+CaBr2). Базовим є розчин CaBr2 густиною близько1670 кг/м3. Додаток хлориду кальцію CaCl2 підвищує густину базової рідини, знижує його вартість. Густина розсолу зменшується введенням розчину СаCl2 густиною 1360 кг/м3, а підвищується введенням гранульованого або пластівцеподібного хлориду кальцію CaCl2. З 1 м3 прісної води, додаючи 1428 кг CaBr2 і 753 кг CaCl2, одержують 1,654 м3 розсолу густиною 1800 кг/м3 з рН=7-9. Насичений розчин суміші цих солей густиною 1810 кг/м3 має температуру кристалізації 180С.
Наприклад, якщо густина 60% розчину бромиду кальцію при 25(С становить 1857 кг/м3, то розчин із суміші бромиду кальцію (48%) і хлориду кальцію (14,3%) має густину 1871 кг/м3.
Розчини на основі бромиду кальцію CaBr2 за корозійною активністю ідентичні з розчинами хлориду кальцію CaCl2 і мають перевагу над розчинами хлориду цинку ZnCl2. Для зниження корозійної активності і підвищення термотривкості можна додавати гідроксид кальцію Ca(OH)2 і вільний аміак NH4.
Для регулювання технологічних властивостей розсолів на основі бромиду кальцію успішно було випробувано амілодекстрин і модифікований крохмаль для розчинів густиною до 1500 кг/м3 за температури до 100 (С та оксиметилцелюлозу для розчинів до 1700 кг/м3 за температури до 170(С. Величина фільтратовіддачі розчинів на основі бромиду кальцію добре регулюється комбінованим введенням оксиетилцелюлози (до 1 %) і карбонатів (до 10 %; крейда, вапняк, сидерит).
В інтервалі густин 1810-2300 кг/м3 використовуються розсоли, основним компонентом яких є бромид цинку ZnBr2. Додаючи до нього концентрат бромиду кальцію CaBr2, можна отримати розсіл з максимальною густиною 2380 кг/м3. Такий розчин густиною 2300 кг/м3 має температуру кристалізації –100С; величину pH=4 і динамічний коефіцієнт в'язкості 27 мПа13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415с (при 210С). Ці розчини є дуже дорогими, але потрібні вони для глушіння невеликої кількості свердловин (до 5% усього фонду). Вони є екологічно небезпечними (втрати його не допускаються), корозійноактивними (не можна залишати у свердловині на тривалий час; для захисту від корозії додають інгібітор).
Дешевший розчин густиною до 2300 кг/м3 можна отримати на основі солей хлориду (СаСI2) і броміду кальцію (СаВr2) та броміду цинку ZnBr2. Вони мають величину показника рН = 4-6 і кристалізуються за температур від –34 до +2113SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С у залежності від іонного складу. Чим більший вміст бромиду і хлориду кальцію, тим вища температура кристалізації і дешевший розчин. Змішування двох-трьох солей дає змогу не тільки підвищити густину розсолу, але й зменшити витрату дуже дорогого бромиду кальцію.
Наприклад, для отримання водного розчину густиною 1614 кг/м3 тільки із одного ZnCl2 необхідно 45 % води і 55 % ZnCl2 (масові частки). 1 м3 розчину солі такої густини має масу 1614 кг, кількість ZnCl2 в ньому становить 1614·0,55=890кг. При отриманні розчину такої ж густини із суміші солей ZnCl2 і СаCl2 витрати компонентів розчину становитимуть: води – 38,5 %; СаCl2 – 25,7 % і ZnCl2 – 35,6 %. Частка ZnCl2 в розчині буде уже меншою і становитиме 1614(0,356=575 кг. Економія ZnCl2 при приготуванні 1 м3 водного розчину такої ж густини, але із суміші двох солей становить 890-575=315 кг. У разі використання трьох солей хлоридів – NaCl, СаCl2 і ZnCl2 витрата останнього буде ще меншою, ніж у розглянутому випадку. Склад компонентів для отримання 1 м3 водного розчину густиною 1613 кг/м3 із трьох солей хлоридів: вода – 39,1 %, NaCl – 7,8 %, СаCl2 – 23,5%, ZnCl2 – 29,6 %. Кількість ZnCl2 у цьому разі 1613(0,296=476 кг або на 98 кг менше, ніж при використанні двох солей хлоридів. При цьому витрата СаCl2 також нижча на 39 кг (417-378=39).
Для обважнення рідини глушіння на основі водного розчину поліакриламіду (0,3-0,5%) з додаванням поверхнево-активної речовини (до 0,5 кг/м3) було запропоновано використати хлориди заліза, цинку і сірчанокислий магній. Але застосування хлоридів заліза FeCl3 і цинку ZnCl2 супроводжується високою корозійною активністю, а сірчанокислого магнію MgSO4 – гіпсоутворенням у порах пласта.
За порівняно невисоких температур (до 4013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С) можна приготувати водні розчини натрієвих солей ортофосфорної кислоти (Na2HPO4; NaH2PO4) з густиною 1460-1500 кг/м3. Суміші цих солей внаслідок синергетичного ефекту дають розчин підвищеної густини (1580 кг/м3). Калієві солі ортофосфорної кислоти (К2НРО4.3Н2О; К3РО4.7Н2О) утворюють розчини вищої густини (1800 і 1620 кг/м3), ніж натрієві. Солі ортофосфорної кислоти характеризуються доброю розчинністю у воді; для повного розчинення (з метою отримання насичених розчинів) потрібна невисока температура нагрівання (30-40 °С); розчини тривкі до зміни температури; зворотна кристалізація солей наступає під час досягненні температури 26 °С і нижче; солі недефіцитні. Але рідини глушіння на основі фосфорнокислих солей не набули широкого промислового використання через свою невисоку густину в умовах низьких температур, складності приготування, а також можливості утворення твердого осаду під час контактування з мінералізованими пластовими водами.
Наприклад, під час змішування водного розчину К3РО4(7Н2О густиною 1300-1600 кг/м3 з пластовими водами гідрокарбонатнонатрієвого типу уже за 40 (С утворюються пластівцеподібні осади фосфатів кальцію і магнію.
У табл. 2.12 наведено значини густин рідини глушіння, приготовленої на базі трикалійфосфату K3PO4 в залежності від вмісту реагенту. Недолік реагенту – значні витрати теплової енергії та часу для розчинення його у воді, що характеризується так:
Температура, °C
11
11
16
100

Час розчинення К3РО4, год
18
4
3
0,6

Густина розчину, кг/м3
1450
1440
1500
1580


Таблиця 2.12 – Значини густин рідини глушіння, приготовленої на базі трикалійфосфату К3РО4 в залежності від вмісту реагенту
Вміст, %
Витрата на приготування 1 м3 розчину, кг
Густина розчину, кг/м3

прісної води
К3РО4
прісної води
К3РО4


75
70
65
60
55
50
45
35
30
25
25
30
35
40
50
50
60
65
70
75
876
846
805
760
684
684
557
500
430
347
293
360
437
524
684
684
890
1000
1120
1250
1169
1206
1242
1284
1368
1368
1447
1500
1550
1597


Відомо також і застосування кальцієвої селітри Ca(NO3)2 як одного із компонентів рідини глушіння, що випускається у вигляді сухої речовини або рідини.
На основі водного розчину суміші хлориду і нітрату кальцію (СаСI2 + Ca(NO3)2) можна отримати рідину глушіння густиною 1600 кг/м3, яка кристалізується за температури –(8-16)13SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415C, а густиною 1450 кг/м3 – нижче –5013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С. В’язкісні і фільтраційні властивості рідини за температур до 100 °С можна регулювати додаванням модифікованого крохмалю (1-4%), а до 150 °С – оксиметилцелюлози (0,2 – 1%). Рідина може бути використана для глушіння свердловин, схильних до нафтогазопроявів і поглинань. Інгібіювальна здатність цієї рідини по відношенню до глинистих мінералів дуже висока.
Отже, застосування хлоридів натрію і калію в конкретному випадку визначається величиною їх густини (до 1200 кг/м3). Для одержання розчинів з більшою густиною використовують солі полівалентних металів, зокрема в Україні розчини хлориду кальцію та бішофіту, які забезпечують густину до 1300 кг/м3. Для одержання важчих рідин застосовують розчини бромідів кальцію та цинку, хлориду цинку, йодовмісних солей тощо, але їх застосування обмежується високою вартістю. Дещо зменшити вартість таких систем вдається шляхом поєднання важких розчинів з солями меншої густини і вартості. Так, у результаті поєднання броміду СаВr2 і хлориду СаСl2 кальцію густина суміші може навіть перевищувати густину розчину однієї важкої солі. В іншому разі доводиться обважнювати рідини твердими обважнювачами.

Задача 2.1. Розрахувати необхідні кількості солі та розчину для глушіння свердловини з метою ремонту для заміни свердловинного насоса. Відомо: внутрішній діаметр колони 13 EMBED Equation.3 1415; глибина свердловини 13 EMBED Equation.3 1415; середній зенітний кут нахилу свердловини нижче глибини 13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415; зовнішний діаметр НКТ 13 EMBED Equation.3 1415; глибина опускання НКТ (опускання ЕВН) 13 EMBED Equation.3 1415; пластовий тиск 13 EMBED Equation.3 1415; об’єм водного розчину бромиду кальцію 13 EMBED Equation.3 1415 з густиною 13 EMBED Equation.3 1415; додатково необхідно використати розчин хлориду кальцію.
Розв’язування. Послідовно визначаємо:
– об’єм металу НКТ
13 EMBED Equation.3 1415
де 13 EMBED Equation.3 1415 – товщина стінки НКТ; 1,1 – коефіцієнт, який враховує збільшення на 10 % об’єму металу у свердловині (занурений агрегат відцентрового насоса, електричний кабель тощо);
– площу прохідного перерізу обсадної колони
13 EMBED Equation.3 1415;
зниження рівня рідини глушіння у свердловині після витягування НКТ
13 EMBED Equation.3 1415;
об’єм внутрішнього простору обсадної колони труб
13 EMBED Equation.3 1415;
густину рідини глушіння (з розрахунку неповного заповнення свердловини після витягування НКТ)
13 EMBED Equation.3 1415;
кількість рідини глушіння
13 EMBED Equation.3 1415;
необхідну кількість бромиду кальцію
13 EMBED Equation.3 1415;
об’єм водного розчину хлориду кальцію
13 EMBED Equation.3 1415;
необхідну густину розчину хлориду кальцію із формули
13 EMBED Equation.3 1415,
звідки
13 EMBED Equation.3 1415;
необхідну кількість хлориду кальцію
13 EMBED Equation.3 1415.

Розсолам не є властивою суспензійно-втримувальна здатність, що призводить до швидкої седиментації на вибої твердих частинок після припинення циркуляції в процесі глушіння свердловин.
Розчини солей чутливі до забруднювальних матеріалів. Під час контактування з діоксидом вуглецю СО2 в пласті утворюється бікарбонат кальцію Са(НСО3)2. Компоненти, що присутні у привибійній зоні (вода, каустична сода NaОН, кальцинована сода Na2CO3, вапно Са(ОН)2, буровий розчин, цементний шлам), а також різні йони, які попадають у розсіл із недостатньо чистої тари, затруднюють регулювання і підтримування хімічного складу та властивостей розсолу.
Розсоли великої густини кристалізуються за досить високих температур навколишнього середовища, що супроводжується зниженням їх густини і в’язкості. Зниження температури розсолів (особливо підвищеної густини) спричиняє кристалізацію солей.
Розсоли є дуже гігроскопічними і поглинають вологу з атмосфери, в результаті чого їх густина зменшується.
У процесі використання необхідно враховувати можливість термічного розширення і зниження густини розсолів, що залежить від концентрації солей і їх природи. Зниження густини, наприклад, розчинів NaCl i СaСl2 становить 10 % з підвищенням температури від 15 (С до 205 (С, особливо помітно знижується густина розсолів з CaBr2.
За високих температур зростає корозійна активність розсолів великої густини. Це вимагає постійного контролю за показником рН системи, застосування відповідних інгібіторів корозії та реагентів.
Хімічні властивості розсолів багато в чому визначаються концентрацією солей, що входять до їх складу. Розчинні у воді гази (сірководень Н2S, діоксид вуглецю СО2) гірше розчиняються у висококонцентрованих розсолах, але в останніх можуть розчинятися водонерозчинні матеріали. Наприклад, у розсолах з високим вмістом броміду цинку ZnBr2 присутній у розчиненому стані гідроксид цинку Zn(OH)2 під час розведення розсолів водою випадає в осад. Каустична сода NaOH і цемент вступають у небажані реакції з важкими розсолами. Гашене вапно Са(ОН)2 в них розчиняється, а карбонат кальцію СаСО3 і хлорид натрію NaCl випадають в осад. Змішування важких розсолів з буровими розчинами на водній основі призводить до коагуляції останніх. Розсоли під час проникання в привибійну зону пласта сприяють утворенню високотривких емульсій, руйнування яких може бути досягнуто тільки шляхом введення соляної кислоти або інших активних розчинників.
Очищені розсоли високої густини можуть стати причиною ускладнень, пов’язаних з їх інтенсивним поглинанням у пласт, оскільки вони не містять матеріалів для закупорювання (кольматації) пор. Як правило, після поглинання розсолу в ході ремонтних робіт дебіт свердловини, що існував до ремонту, не досягається. У разі поглинань рідину глушіння доводиться багатократно доливати (іноді до 20 об’ємів свердловини). Обмеження надходження рідин вглиб пласта-колектора можливе за рахунок надання їм структурно-механічних властивостей, а також за рахунок введення до їх складу твердих наповнювачів-кольматантів. При цьому тиксотропну структуру одержують шляхом створення в системі конденсованих гідрогелевих сполук різних типів, хоч вилучення таких рідин з пласта ускладнено процесами підсилення міцності коагуляційних структур у порах пласта. Через це поширюється застосування псевдопластичних нетиксотропних рідин.
Полімерні системи. Спеціальні полімерні системи розроблено в першу чергу з метою попередження їх поглинання продуктивним пластом. Як агент, який регулює в’язкісні і фільтраційні властивості рідини глушіння, використовують не бентоніт, а різні полімерні загущувачі. Полімерні системи залежно від типу використаного полімера можуть бути тиксотропними і нетиксотропними. Нагадуємо, що тиксотропія – це здатність колоїдів і суспензій загусати, перетворюючись з текучих рідин на гелі (драглеподібні дисперсні системи). Нетиксотропним рідинам глушіння властива підвищена в’язкість, але вони не здатні до гелеутворення. Їх використання обмежене лише необхідністю підвищити виносну здатність рідини під час циркуляції. Тиксотропні рідини глушіння характеризуються значною в’язкістю і високою структурованістю, що надає їм здатності утримувати в завислому стані тверді частинки тривалий час після припинення циркуляції рідини.
Високов’язка рідина глушіння нафтових і газових свердловин на основі полімера полікар забезпечує широке регулювання величини густини і реологічних характеристик. Цей полімер є порошком блідо-жовтого кольору з фракційним складом 0,08-1,0 мм або в гелеподібному вигляді – пастоподібною речовиною матово-голубого кольору. У воді полімер не розчиняється, а набрякає, багатократно збільшуючись в об’ємі. Так, у прісній воді полімер об’ємно збільшується в 160-170 раз (із порошку) і в 16-17 раз (із гелю), у високомінералізованих водах – у 70-80 раз (із порошку) і 7-8 раз (із гелю). Температура не виявляє істотного впливу на набрякання. Термічна деструкція полімера настає за температури 180 °С незалежно від мінералізації води, а механічна деструкція при швидкостях зсуву до 130 c-1 не спостерігається. Під час змішування з водою полімер утворює стійку водно-полімерну дисперсію, яка термотривка до 17013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С і має добре виражений неньютонівським характер руху. Ефективна в’язкість дисперсій при порівнюваних концентраціях і швидкостях зсуву в 20-30 раз вища ефективної в’язкості водних розчинів поліакриламідів (ПАА, Пушер-500, ПДА-1020). Реологічні характеристики зберігаються понад 5 років при контактуванні з водами мінералізації до 130-150 г/л. Полікар не токсичний, вибухопожежобезпечний. Глушіння свердловин цією дисперсією здійснювалось на газоконденсатних (Битківське, Уренгойське і Ямбургське) і нафтових (Спаське, Бугреватівське) родовищах. Так, свердловина № 26 Битківського родовища характеризувалася інтенсивними поглинаннями, що не давало змоги здійснити циркуляцію води через насосно-компресорні труби і затрубний простір з метою здійснення підземного ремонту. Водну дисперсію об’ємом 3 м3 (на 57 м інтервалу перфорації) приготували із 200 кг гелеподібного полімера (концентрація 67 кг/м3) з допомогою агрегату ЦА-320, подали у свердловину і протиснули 4,2 м3 води у привибійну зону. Цим була заблокована привибійна зона, що дало змогу заглушити свердловину і створити пряму циркуляцію води у свердловині.
Піни. Для глушіння свердловин в умовах аномально низьких пластових тисків часто використовують дво- і трифазні піни. До складу перших, як правило, входять вода (дисперсійне середовище), піноутворювачі – ПАР і стабілізатор із групи водорозчинних полімерів, а до складу других – додатково високодисперсна тверда фаза.
Найбільшим піноутворюванням характеризуються низькомолекулярні аніонактивні ПАР – піноутворювачі сульфонал (суміш натрієвих солей алкилбензолсульфокислот), ДС-РАС (суміш натрієвих солей алкиларилсульфокислот) та мийний реагент "Прогрес" (алкилсульфат або натрієва сіль сульфоефірів вищих жирних спиртів) концентрацією до 1%, а також низькомолекулярна нейоногенна ПАР – піноутворювач ОП-10 концентрацією 1,5-2%. Як реагенти стабілізатори (структуроутворювачі) використовують карбоксилметилцелюлозу (КМЦ-600) і модифіковану метилцелюлозу (ММЦ) 0,5-1% концентрації, які є високомолекулярними аніонактивними ПАР.
Тривкість пінних систем значно підвищують гідрофільні дрібнодисперсні стабілізатори – бентоніт, крейда, видутий вермикуліт. При цьому бентоніт серед них забезпечує найбільшу тривкість. Наприклад, додаток 5% бентоніту підвищує тривкість піни в 10 раз, а 10% – в 50 раз.
Необхідно врахувати, що метанол і електроліти значно знижують тривкість піни, тому їх необхідно попередньо видалити із вибою свердловини.
Застосування пін для глушіння свердловин дає змогу знизити величину протитиску на пласт і, відповідно, поглинання пластом рідини глушіння в значних об’ємах. Слід зазначити, що реологічно піни можна розглядати як псевдопластичні рідини.
Густину піни можна записати так:
13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415п = 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415р(1–13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 141415г) + 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415г13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 141415г, (2.17)
або, якщо вважати газ ідеальним, тобто
13EMBED Equation.2 1415, (2.18)
то
13EMBED Equation.2 1415, (2.19)
де 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415п – густина піни; 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415р – густина піноутворювального розчину; 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415г, 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415г0 – густина газу (повітря) відповідно при тисках і температурах у свердловині p, Т і в стандартних умовах ( p0, Т0); 13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 141415г – дійсний газовміст піни.
Для двофазної піни на основі експериментів можна брати, що
13SYMBOL 106 \f "Symbol" \s 141415г = (1 + k) 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 141415г, (2.20)
де 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 141415г – витратний газовміст піни, 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 141415г = Qг / (Qp + Qг); Qг, Qp – витрата відповідно газу і розчину; k – коефіцієнт проковзування, який враховує відносний рух фаз у піні, k = 13SYMBOL 177 \f "Symbol" \s 1414150,05 (знак мінус відноситься до випадку висхідного потоку піни, плюс – спадного).
Вважаємо, що газ підлягає закону Бойля-Маріотта, тобто
13EMBED Equation.2 1415, (2.21)
тоді
13EMBED Equation.2 1415, (2.22)
де а – ступінь аерації – відношення витрати газу Qr0 в умовах стандартного тиску і температури до витрати розчину Qp.
Тоді густина піни
13EMBED Equation.2 1415, (2.23)
або у випадку відсутності відносного руху фаз
13EMBED Equation.2 1415. (2.24)
Під час руху рідини у свердловині газ проковзує відносно рідини, внаслідок чого у висхідному потоці фактична густина піни перевищує розраховану без урахування проковзування, а для спадного потоку маємо протилежне співвідношення. Густина підвищується від гирла до вибою.

Задача 2.2. Визначити густину водоповітряної піни зі ступенем аерації a = 40 для трьох випадків: а) спадного потоку; б) висхідного потоку; в) відсутності відносного руху фаз. Відомо: тиск і температура у розрахунковій точці глибини свердловини становлять 4,7 МПа і 32 13SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С.
Розв’язування. Густина піни спадного потоку
13EMBED Equation.2 1415
Густина піни висхідного потоку
13EMBED Equation.2 1415
Густина піни у випадку відсутності відносного руху фаз
13EMBED Equation.2 1415
Отже, маємо: 13EMBED Equation.2 1415; 13EMBED Equation.2 1415. Як бачимо, нехтування відносним проковзуванням фаз призводить до незначної похибки.

Густина двофазної піни, яка складається із води, ПАР (ОП-10, сульфонол) з масовим вмістом, рівним 0,3-0,5% основної речовини, і газу (повітря, природного газу, азоту), може легко змінюватися за рахунок ступеня аерації від 900 до 200 кг/м3.
Наприклад, трифазна піна, якою здійснили глушіння свердловини на Шебелинському газоконденсатному родовищі, була отримана на основі води, бентонітового глинопорошку (5%), сульфонолу (1%) та природного газу і мала кратність 18-20 (відношення об’єму піни до об’єму розчину; характеризує піноутворювальну здатність піни або спінюваність) та густину 650-700 кг/м3. Перед закачуванням піни в затрубний простір подали 3 м3 води, що містила 0,2% ОП-10. Густина піни зростала з часом від гирла до вибою до 950 кг/м3, але поглинання її пластом не спостерігалось. Через 12 діб піна почала руйнуватися, появилися газопрояви. Свердловина була зразу ж підключена до промислового колектора. Продуктивність її після освоєння зросла, що можна пояснити додатковим очищенням вибою від пластової води і твердої фази під час руху піни до гирла свердловини.
Емульсії. Розрізняють емульсії прямого (нафта чи масло у воді – Н/В) і оберненого (вода в нафті чи маслі – В/Н) типів. Емульсії типу “нафта у воді” (або емульсії першого роду), коли краплі нафти (дисперсна фаза) розподілені у воді (дисперсійне середовище), називають нафтоемульсійним розчином. У емульсіях типу “вода в нафті”, навпаки, краплі води розподілені у нафті, тобто нафта є зовнішньою фазою (дисперсійне середовище), а вода – внутрішньою (дисперсна фаза); такі емульсії називають інвертними (або інакше оберненими чи другого роду) розчинами. Обернення (інверсія) суміші нафти і води настає при об’ємному вмісті води в нафті 50-90 %, найчастіше 70 %, тобто інвертні розчини можуть містити до 50 % води.
Будь-який розчин на водній основі можна перевести в емульсійний шляхом додавання відповідної кількості нафти чи інших вуглеводневих речовин і емульгатора. Позитивними результатами емульгування нафти (чи нафтопродуктів) у рідині глушіння є пониження густини і зменшення водовіддачі розчину. Останнє пов’язують із закупорювальним впливом крапель нафти та зі зв’язуванням вільної води завдяки емульгуванню з нафтою. Підтвердженням цього є те, що фільтратом добре емульгованого глинистого розчину є вода.
Для одержання нафтоемульсійних розчинів як емульгатори використовують високомолекулярні поверхнево-активні речовини аніонного (продукти окислення синтетичних жирних кислот, смоляних нафтенових кислот, талового масла, продукти сульфування масел та ін.) і нейоногенного типу (похідні нонилфенолу з вмістом понад 30 молекул оксиду етилену, продукти оксиетилювання жирів рослинного і тваринного походження та ін), а також полімери (поліамінокс і т.д.).
Рідина глушіння газових свердловин, яка містить водний розчин КМЦ з додаванням сульфонолу і гашеного вапна, має густину 900-960 кг/м3, умовний коефіцієнт в’язкості 780-960 с, величину водовіддачі 4 см3/30хв і величину статичної напруги зсуву (СН3) 0-3 дПа, а рідина глушіння газових свердловин з підвищеною в’язкістю (регулюється в широких межах розведенням суміші водою), що містить водний розчин КМЦ, ПАР (неонол П12-14/2), технічний гліцерин і моноетаноламід, має густину 800-1120 кг/м3.
Для глушіння газових свердловин з метою попередження поглинання розроблено високов’язку, неструктуровану пряму емульсію, яка містить водний розчин сульфіт-спиртової барди (ССБ) і газоконденсат у співвідношенні від 1:1 до 1:3, а також гумову крихту (0,25-0,5% до об’єму газоконденсату). Тривка емульсія утворюється тоді, коли густина розчину ССБ не менша 1140 кг/м3 (вміст ССБ 30-40%). Розріджують емульсію прісною або пластовою водою. Гумова крихта запобігає спінювання. Густина емульсії, яка не тече через лійку, становить 900-1000 кг/м3, а величина водовіддачі – 1,5-3 см3/30 хв. Для приготування емульсії в ємність послідовно завантажують розрахункову кількість газоконденсату і гумової крихти, перемішують протягом 30 хв, додають необхідну кількість розчину ССБ і старанно перемішують суміш.
Пряму емульсію, що містить воду, хлористий кальцій СаСl2, бентонітову глину, газовий конденсат і сульфонол, розроблено як рідину глушіння свердловин для умов вічномерзлих порід.
Пряма емульсія на основі води, нафтопродукту (нафти або дизельного пального), лігніну, лугу, КМЦ, ПАР і етилендіаміну слабко фільтрується в пласт і прискорює відновлення проникності колекторів у свердловинах, що були заглушені для здійснення ремонтних робіт. Прискорення відновлення проникності забезпечує додавання етилендіаміну. Рідину глушіння готують так: послідовно розчиняють у лужному розчині лігнін, КМЦ, нафтопродукт, ПАР і під час інтенсивного перемішування вводять етилендіамін.
2.3.3.2 Водні рідини глушіння з твердою фазою
До рідин глушіння на водній основі з твердими частинками відносяться глинисті розчини невисокої густини та обважнені (з додаванням обважнювачів), розчини мінеральних солей з додатками твердих частинок – кольматантів та обважнювачів, а також безглинисті розчини з конденсованою твердою фазою (гідрогелеві розчини).
Глинисті розчини. Не зважаючи на відносну дешевизну і доступність глинистих розчинів, вони найменше відповідні як рідини глушіння при ремонті свердловин. Це зумовлено їх негативним впливом на колекторські властивості привибійної зони через проникання в пори і тріщини фільтрату (води) і твердої фази (глинистих частинок). Глинисті частинки виконують роль обважнювача (збільшення густини) і кольматанта для прісної води як рідини глушіння, але глину – кольматант трудно видалити із привибійної зони після закінчення ремонту. Застосування глинистих розчинів для глушіння свердловин допустиме тільки за умови, що попереднє хімічне оброблення їх унеможливить кольматацію порід-колекторів. Але поки-що це забезпечити повною мірою не можливо.
Обважнені розчини. Одночасне підвищення густини розсолів (розчинів мінеральних солей) зі зниженням їх проникної здатності (у привибійну зону) може бути досягнуто введенням твердих обважнювачів, видалення яких із пор пласта відбувається під дією пластових флюїдів або внаслідок кислотного оброблення. Найчастіше використовують такі обважнювачі: хлорид натрію NaCl (густина 2170 кг/м3), карбонат кальцію СаСО3 (2710 кг/м3), карбонат заліза – сидерит FeCO3 (3800 кг/м3), сульфат барію – барит ВаSО4 (4300 кг/м3), окис заліза – гематит Fe2O3 (5000 кг/м3 і залізистий кварцит – ітабірит (4000 кг/м3).
Характеристика мінералу бариту (сульфату барія) ВаSO4
Молекулярна маса
Густина, кг/м3
Зовнішній вигляд
Твердість за шкалою Мооса
Тип кристалічної гратки
Температура плавлення, °С
Абразивність
Молярна теплоємкість при 25 °С і 101,3 кПа, Дж/(моль·К)
Розчинність у воді, г/100г, при температурі, °С:
18
100
233,4
4480
Безбарвна кристалічна речовина
3-3,5
Ромбічний
1580
Невисока

101,8

0,00022
0,00041


Показники промислового реагенту за ТУ 39-126-76, який регламентує якість флотаційного баритового концентрату, наведено в табл. 2.13.
В якості рідини (дисперсійного середовища) для приготування використовують глинистий розчин або звичайну воду. У табл. 2.14 наведено значини необхідної кількості сухого обважнювача (кг) різних сортів для приготування 1 м3 рідини глушіння заданої густини в залежності від густини рідини-носія.

Таблиця 2.13 – Показники промислового реагенту за ТУ 39-126-76, який регламентує якість флотаційного баритового концентрату
Показники
Сорт реагенту


І
ІІ
ІІІ

Вміст сульфату барію, %
Густина, кг/м3
Вміст, %:
вологи
водорозчинних солей
( 92
( 4250

( 1,5
( 0,3
( 87
( 4150

( 1,5
( 0,35
( 80
( 4050

( 1,5
( 0,35


Таблиця 2.14 – Значини необхідної кількості сухого обважнювача (кг) різних сортів для приготування 1 м3 рідини глушіння заданої густини
Необхідна густина обважненої рідини, кг/м3
Сорт баритового концентрату (реагент сухий)


І
ІІ
ІІІ
І
ІІ
ІІІ
І
ІІ
ІІІ


Густина рідини-носія, кг/м3


1000
1100
1
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
залізна руда – може використовуватися як реагент-обважнювач, але в промисловій практиці це робиться рідко.
Хімічна формула
Молекулярна маса
Густина (без домішок), кг/м3
Стан
Тип кристалічної гратки
Fe2O3
159.69
До 5250
Кристалічна речовина
Тригональний

Твердість за шкалою Мооса
Абразивність
Температура розкладання, °С
Молярна теплоємкість за 25 °С і 101,3 кПа, Дж/(моль·К)
Розчинність у воді
5,5-6,0
Висока
1565
103,8
Не розчиняється


Сидерит – біла кристалічна речовина з кристалами тригонального типу.
Хімічна формула
Молекулярна маса
Густина, кг/м3
Температура розкладання, °С
Молярна теплоємкість за 25 °С і 101,3 кПа, Дж/(моль·К)
Розчинність у воді
FeCO3
115,86
3800–3900
490
83,3
Малорозчинний


Застосування обважнених рідин глушіння, як правило, пов’язане з інфільтрацією їх в пласт і зниженням проникності. Це необхідно враховувати під час проведення підземного ремонту свердловин.
Гематит значно погіршує фільтраційні властивості колекторів, чинить ерозійне і корозійне діяння на устаткування, тому його намагаються не застосовувати. Найбільш широко у світовій практиці застосовують барити, хоч з екологічних міркувань забороняється скидати розчини, оброблені баритом, у земляні амбари. Альтернативним у цьому аспекті є доломіт Са.Mg(CO3)2. За потреби незначного збільшення густини розчину (в межах 1200-1300 кг/м3) як обважнювач можна застосовувати крейду CaCO3. Барит використовують у глинистому, хлормагнієвому і хлоркалієвому розчинах з густиною понад 1300-1500 кг/м3, у водному розчині бентоніту з густиною 1800-2000 кг/м3. Доломіт використовують у хлоркалієвому і хлормагнієвому розчинах з густиною до 13001500 кг/м3.
Необхідна кількість обважнювача для збільшення густини розчину розраховується за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415, (2.25)
а збільшення об’єму розчину за рахунок додавання обважнювача за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415, (2.26)
де 13 EMBED Equation.3 1415 – кількість обважнювача в кг на 1 м3 розчину; 13 EMBED Equation.3 1415 – необхідна густина обважненого розчину, кг/м3; 13 EMBED Equation.3 1415 – вхідна густина розчину, кг/м3; 13 EMBED Equation.3 1415 – густина обважнювача, кг/м3; 13 EMBED Equation.3 1415 – збільшення об’єму обважненого розчину, м3; 13 EMBED Equation.3 1415 – об’єм вхідного розчину, м3; 13 EMBED Equation.3 1415 – коефіцієнт, значина якого залежить від типу обважнювача; для бариту 13 EMBED Equation.3 1415=4350; для доломіту 13 EMBED Equation.3 1415=2870.
Необхідно відмітити, що тверді обважнювачі використовують тільки у складі тиксотропних полімерних розчинів. Полімерні розсоли низької густини (насичені розчини хлориду натрію і кальцію), які обважені хлоридом натрію і карбонатом кальцію, можуть мати густину, яка не перевищує 1740 кг/м3, в той час як використання гематиту й ітабіриту може забезпечити густину рідини до 2280 кг/м3. Молотий вапняк CaCO3 високої чистоти дає змогу підвищити густину розсолів до 1800 кг/м3.
Розчини з кольматантами. Ефективним способом регулювання фільтраційних властивостей рідин глушіння, які являють собою чисті розсоли, є введення до їх складу твердих наповнювачів-кольматантів. Гранулометричний склад їх повинен мати широкий діапазон за розмірами, охоплюючи великі частинки для закупорювання пор і дрібні – для створення малопроникної кірки. Розмір найбільших частинок повинен бути не меншим 1/3 середнього діаметра пор пласта, а кількість їх у розсолі повинна складати не менше 5% від загального об’єму наповнювача. Загальна концентрація кольматантів у розсолі знаходиться в межах 2-10% від об’єму рідини. Нагадаємо, що середній діаметр пор dп пов’язаний із коефіцієнтом проникності пласта k формулою:
13EMBED Equation.2 1415, (2.27)
де m – коефіцієнт пористості пласта.
Для попередження утворення пробок на вибої свердловини розміри частинок і структурно-реологічні властивості рідини глушіння повинні забезпечувати незначні швидкості їх седиментації. Додаткове зниження швидкості осідання кольматантів досягається додаванням диспергатора (наприклад, гексаметафосфату натрію).
Основною функцією цих наповнювачів є утворення на поверхні фільтрації у свердловині малопроникної кірки, яка пізніше може бути видалена. Відповідно до цього кольматанти підрозділяються на кислото-, нафто- і водорозчинні.
До кислоторозчинних наповнювачів відносяться гранульовані карбонати кальцію, магнію, заліза. Частинкам кислоторозчинних матеріалів типу азбесту, сідериту, мармуру, вапняку, крейди тощо легко можна надати форму і розмір, які сприяють тимчасовій кольматації пор пласта. Крім того, швидкість розчинення карбонату кальцію СаСО3 в соляній кислоті в 30 разів вища, ніж сидерита FeCО3. Як кислорозчинний додаток, який забезпечує додаткове зниження проникності фільтраційної кірки, використовують лігносульфонат кальцію.
Проте під час солянокислотного оброблення у привибійній зоні залишаються об’єми, в яких кислота не вступає в контакт з прониклими туди твердими частинками кольматанту; кислотне оброблення не однакове в усьому інтервалі оброблюваного стовбура свердловини за об’ємом і тривалістю контактування, необхідного для завершення реакції; вона може спричинити часткове руйнування матриці пласта з вивільненням нерозчинних твердих частинок.
Тому кращими і безпечнішими вважаються розчинні у воді наповнювачі-кольматанти, тобто підібрані за розміром тверді частинки мінеральних солей, які не розчиняються в рідині глушіння внаслідок близького до граничного насичення сольового розчину, або, інакше, молоті солі як водорозчинні наповнювачі перенасичених сольових розсолів. Такі наповнювачі легко розчиняються пластовою водою, що є запорукою повного відновлення проникності. Після закінчення ремонтних робіт видалення фільтраційної кірки із такого матеріалу здійснюється промиванням свердловини прісною водою або вимиванням водою, що міститься в продукції свердловини. Солі для приготування рідини глушіння і водорозчинна сіль-кольматант вибираються із групи: хлориди натрію і калію, хлорид кальцію, сульфат натрію, карбонат натрію, бікарбонат натрію, бромід кальцію, карбонат калію і їх суміші. Останнім часом як кольматант використовують хлорид натрію.
Як нафторозчинні наповнювачі-кольматанти використовують розчинні в нафті гуми і смоли. Утворена ними у привибійній зоні фільтраційна кірка видаляється промиванням вибою вуглеводневими розчинниками або нафтою.
Необхідно відзначити, що практично всі кольматанти використовуються в сукупності з полімерними регуляторами в’язкості і фільтраційних властивостей розсолів. У той же час як основа таких систем може бути застосована тільки тиксотропна рідина, отримання якої за умови повної відсутності глинистого компоненту є складною проблемою. Найчастіше використовується комбінація гідроксиетилцелюлози (ГЕЦ) і карбонату кальцію СаСО3, яка утворює полімерний розчин нетиксотропного типу. Полімерні розчини, що містять ксантанову смолу, відносяться до структурованих систем.
Гідрогелеві розчини. Серед рідин глушіння на водній основі виділяють групу безглинистих розчинів з конденсованою твердою фазою (гідрогелеві розчини). Конденсація на відміну від диспергування полягає у виділенні із розчину труднорозчинних сполук. Тиксотропна структура цих розчинів створюється високоактивною (колоїдною) дисперсною фазою, яка конденсується безпосередньо в рідині. Як основу гідрогелевого розчину використовують водний розчин хлориду магнію MgCl2 (пластову воду хлормагнієвого типу), а також азбест (марки М-6) як затравку, каустичну соду NaOH, азбестову крихту (або крохмальний реагент), ПАР з піногасником. Оброблення лугом (каустичною содою NaOH чи їдким калієм КОН) водного розчину хлориду магнію MgCI2 супроводжується утворенням нерозчинної основи – гідроксиду магнію Mg(OH)2, який має добре розвинену активну поверхню. Як затравку можна використати також негашене вапно (3-10 % мас.). Процес структуроутворення залежить від інтенсивності перемішування і наявності інертних частинок (азбест, негашене і гашене вапно). В’язкість гелю підвищується введенням каустичної соди, азбестової крихти, крейди, крохмального реагенту. Нейоногенну ПАР з піногасником вводять з метою зниження забруднення продуктивного пласта. Структурні властивості системи забезпечують додатково введені дрібнодисперсні наповнювачі будь-якого хімічного складу. Стабілізувати такі розчини можна модифікованим чи харчовим крохмалем (до 3 %) або його сумішшю з КМЦ (до 0,2 %) і ССБ (до 5 %).
2.3.3.3 Регулювання фільтраційних властивостей водних рідин глушіння
Фільтраційні властивості рідин глушіння на водній основі (в першу чергу чистих розсолів) регулюють шляхом зменшення густини рідини глушіння (для зменшення гідростатичного тиску на пласт); підвищення в’язкості рідини додаванням полімерних загущувачів; введенням твердих частинок-кольматантів (для тимчасового закупорювання пор продуктивного пласта). Основним способом запобігання надходження водної фази в пласти є використання полімерних систем на основі розчинів солей з регульованими фільтраційними та реологічними властивостями.
Додатки, які регулюють в’язкість розсолів, не повинні втрачати своїх властивостей у присутності електролітів або через забруднення рідини; повинні легко розчинятися в порах пласта і на вибої свердловини з застосуванням традиційних методів (кислотне оброблення і т. д.); повинні забезпечити стабільну в’язкість розчину при зміні температури. За рахунок підвищення в’язкості надходження рідини до пласта-колектора значно зменшене, а за певної концентрації реагентів майже повністю усунено.
Підвищення в’язкості розсолів забезпечують такі додатки природних і синтетичних органічних колоїдів:
крохмалі-полісахариди, виділені із харчових продуктів (картоплі, рису, пшениці, кукурудзи), частково розчинні у воді, але недостатньо термотривкі;
карбоксилметилцелюлоза (КМЦ) – похідні целюлози, що розрізняються за ступенем полімеризації, концентрації і чистоти, менш чутливі до температури, не піддаються ферментації; її ефективність знижується з підвищенням мінералізації рідини;
карбоксиметилгідроксиетилцелюлоза (КМГЕЦ) і гідроксиетилцелюлоза (ГЕЦ) – похідні целюлози, які розчинні в 15% соляній кислоті;
біополімери – утворюються під час бактеріальної ферментації гідрату вуглецю; розчинні в прісній і соленій водах; дають завислі колоїди;
гуми – полімери натуральної гуми; практично не застосовуються через необхідність просіювання і значний негативний вплив на пласт;
синтетичні полімери – поліакриламід (ПАА), поліоксиетилен (ПОЕ); мають добру загущувальну здатність.
Рослинна смола (гуар) підвищує в’язкість розчину хлориду натрію NaCl, але при цьому має місце погіршення фільтраційних властивостей порід внаслідок гідролізу гуарової смоли під дією ферментів чи кислоти з утворенням до 3% нерозчинного осаду.
Ксантогенова смола забезпечує низьку фільтрацію рідини в пласт і добру носійну здатність розчинів з низьким вмістом іонів кальцію і є кислоторозчинним полімером.
Ксантанова гума (високомолекулярний полімер ХС), яка виробляється бактеріями, є загущувачем і стабілізувальним агентом для більшості рідин глушіння, в т.ч. систем з твердими кольматантами, термостабільна при температурах до 120-13513SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С (з використанням спеціальних додатків – до 15013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С).
Синтетичні аніонні полімери (натрієвий ПАА, ПОЕ) не впливають негативно на пласт, але в присутності кислоти переходять у водонерозчинну форму.
Найчастіше в полімерних системах на основі розчинів солей використовуються гідроксиетилцелюлоза (ГЕЦ), деякі форми модифікованого крохмалю, полімери. Якраз ці реагенти забезпечують необхідні властивості рідин в умовах високої концентрації полівалентних іонів, але в Україні подібні реагенти поки що не виробляються. Можна регулювати фільтраційні та реологічні властивості рідин на основі броміду кальцію модифікованим крохмалем, оксиетилцелюлозою (ОЕЦ), а також їх комбінацією з КССБ. Застосування лужного крохмалевого реагенту в таких системах неможливо через неминуче зменшення густини розчинів.
Вимогам, що ставляться до загущувачів розсолів, найбільшою мірою відповідають ГЕЦ та її модифікації. ГЕЦ у товарній формі – незлежуваний, дрібно диспергований, нетоксичний продукт білого кольору, повністю розчинний у воді. Водні розчини ГЕЦ псевдопластичні, але не тиксотропні. Найбільша в’язкість з найменшими витратами отримується при використанні ГЕЦ високої молекулярної маси під назвою “Селлосайз”QP-100 M, хімічна модифікація якого робить його тимчасово нерозчинним у воді. В цьому випадку не відбувається злипання частинок полімера, утворення труднорозчинних грудок, немає потреби в застосуванні спеціальних технологічних прийомів розчинення. Розчини з додатками ГЕЦ термотривкі до 120-13513SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С, а з використанням спеціальних реагентів – до 15013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С. Для кращого розчинення ГЕЦ величини показника рН рідини повинні бути в межах 6,5-8, бо при рН < 3 в розчині відбувається зниження в’язкості через гідроліз полімера. Швидкість гідратації ГЕЦ залежить від вхідної густини розсолу. Так, загущення розсолів густиною до 1620 кг/м3 відбувається за кімнатної температури, але для загущення розсолів більшої густини, що містять броміди кальцію і цинку, необхідні нагрівання і безперервне перемішування.
ГЕЦ діє в розсолах як ПАР, викликаючи спінювання рідин, що вимагає використання піногасних або пінопопереджувальних агентів. Наприклад, суміш полімер-вуглекислий кальцій треба обробити піногасником на спиртовій основі в кількості 0,07-0,14 кг/м3. ГЕЦ, як і всі полімери на основі целюлози, піддається ферментативному розкладанню. Якщо проводяться короткотривалі ремонтні роботи, то не потрібні які-небудь додаткові заходи, а під час капітального ремонту в розчин необхідно вводити біоциди: формальдегід, хлорований фенол або фенілоцтову ртуть. Ефективним засобом боротьби з усіма видами бактерій, в т.ч. і з сульфатвідновлювальними, є параформальдегід.
Гідролізатором ГЕЦ можуть бути ферменти целюлози і соляна кислота. Перевага віддається кислоті, оскільки наявність ферментів може призвести до подальшого забруднення розчинів. Розкладання ГЕЦ у важких розсолах досягається введенням речовин, які містять окислювачі або генератори вільних радикалів (гіпохлоріти, персульфати), але при цьому не повинен утворюватися вільний бром.
Разом з тим на основі лабораторних та промислових досліджень доведено, що полімери можуть зменшувати проникність привибійної зони. Причиною погіршення продуктивних характеристик є адсорбція полімерів на стінках каналів фільтрації флюїдів і зменшення внаслідок цього їх ефективного діаметра. Зокрема, виявлено негативний вплив ПАА, закупорювальну роль КМЦ, зменшення проникності пласта желатиноподібними або крохмалевими реагентами, негативний вплив на проникність кернів навіть таких розповсюджених у закордонній практиці закінчування свердловин реагентів, як гуарова смола та ГЕЦ. Тобто майже всі реагенти в тій чи іншій мірі зменшують проникність порід. У той же час світовий досвід переконує, що погіршення колекторських властивостей внаслідок діяння полімерів не може зрівнятися з тими перевагами, які одержуються внаслідок їх застосування. Навіть за умови проникнення сольового розчину, який стабілізовано полімерами, у поровий простір пласта, коефіцієнт відновлення проникності для нафти становить 80-85%, в той час, коли при застосуванні води він сягає лише 50-60%. Саме тому полімерні сольові розчини сьогодні найбільше застосовуються провідними нафтогазовидобувними компаніями. Разом з цим вживаються певні заходи щодо зменшення їх негативного впливу.
Для регулювання фільтраційних властивостей чистих розсолів густиною 1090-2300 кг/м3 можна застосувати як загущувач також низькомолекулярну азотисту сполуку, яка, на відміну від полімерів, зумовлює граничне підвищення в’язкості розсолів без утворення грудок протягом 3-5 хв., а розчини, що її містять, дають незначне і короткотривале зниження проникності пласта, яке значно менше порівняно з ГЕЦ.
Застосування крохмалю як реагента-стабілізатора під час проведення робіт з ремонту свердловин забезпечується його високими інгібувальними властивостями та здатністю загущувати і стабілізувати висококонцентровані розсоли полівалентних солей. Прикладом позитивного впливу крохмалю на колекторські властивості порід можуть бути результати розкриття продуктивних пластів Надвірнянського нафтопромислового району. Найбільш ефективною для оброблення розчинів в аспекті збереження ємнісно-фільтраційних властивостей колекторів є комбінація КМЦ з крохмалем. Оброблення розчинів вугільно-лужним реагентом (ВЛР), КССБ та комбінацією КССБ з КМЦ не забезпечують збереження ємнісно-фільтраційних властивостей пластів і не рекомендуються для застосування.
Звідси можна зробити висновок, що найдоцільніше регулювати фільтраційні властивості водних рідин глушіння шляхом:
використання нетиксотропних рідин з псевдопластичними властивостями, що сприяє їх вилученню з пластів;
уникання застосування реагентів, які утворюють нерозчинні сполуки з пластовою водою або породою;
використання полімерів, схильних до хімічного або біологічного розкладання.
2.3.4 Рідини глушіння на вуглеводневій основі
Для максимального збереження колекторських властивостей продуктивних пластів у процесі проведення ремонтних робіт у свердловинах в якості рідин глушіння рекомендуються розчини на вуглеводневій основі.
Рідини глушіння на вуглеводній основі представлені загущеною нафтою, вапняно-бітумними розчинами і оберненими емульсіями (табл. 2.15).
Таблиця 2.15 – Рецептури розчинів на нафтовій основі
№ п/п
Рецептура
Межа термотривкості, (С


Компонентний склад
Витрати, кг/м3


1
Вапняно-бітумний розчин:
дизельне паливо (л)
високоокислений бітум
вапно
вода
сульфонол

585
160
320
62
12
220

2
Інвертно-емульсійний розчин:
дизельне паливо або нафта (л)
СМАД (л)
Емультал (л)
Бентоніт
Вода
СаСl2 або MgCl2

420
30-40
15-20
10-15
410-395
235-225
70

3
Інвертно-емульсійний розчин:
дизельне паливо або нафта (л)
кубові залишки СЖК
СаСl2
NaOH
палигорскіт
четвертична сіль амонію (АБДМ-хлорид)
вода

490
10
190
1-2
15-20

5-10
304-278
160

4
Інвертно-емульсійний розчин:
дизельне паливо або нафта (л)
ИКБ-2 (украмін)
вода
СаСl2 або MgCl2
крейда високодисперсна

420
40
420
245
40
150

5
Інвертно-емульсійний розчин:
дизельне паливо або нафта (л)
високоокислений бітум
СаСl2
NaOH
ПАР
вода

474-360
20-30
200
3-5
3-5
300
200


Загущена нафта. Нафта не повинна містити домішок, які можуть спричинити зменшення проникності пластів. За умов, що вимагають застосування рідин на вуглеводневій основі з певними реологічними і фільтраційними властивостями, можна використовувати загущену безводну нафту, вапняно-бітумний розчин, емульсію води в нафті. Рецептура загущення нафти може бути такою: гудрони рослинних і тваринних жирів – 2-4%, каустична сода – 1-2%, нафта – 97-94%. Для регулювання в’язкості і фільтрації рідин на вуглеводневій основі використовують додатки бітумів, асфальтенів, інших органічних колоїдів.
На родовищах з аномально низькими пластовими тисками як рідина глушіння доброю виявилася загущена нафта. Загущення і структуроутворення нафти здійснювали натрієвими милами жирних або нафтенових кислот. Така рідина глушіння містить 95% безводної розгазованої нафти, 4% суміші гудронів рослинних і тваринних жирів (або СМАД-1) і 1% каустичної соди NаОН. Вона характеризується такими технологічними властивостями: густина 940-960 кг/м3, умовний коефіцієнт в’язкості 70-75 с, СН3 1-3 мПа, величина водовіддачі 6-8 см3/30 хв. Компоненти змішують на поверхні і багатократно прокачують суміш через свердловину, підготовлену до ремонту. Підвищена температура у свердловині і рух рідини забезпечують рівномірний розподіл компонентів в її об’ємі і омилення кислот протягом 2-3 циклів. Навіть після 2-3 місяців діяння на пласт така загущена нафта не погіршує його колекторських властивостей. Таку рідину можна неодноразово використовувати.
Емульсії. Для глушіння свердловин широко використовують інвертні (обернені) емульсії, що відносяться до колоїдних полідисперсних систем на нафтовій основі, які утворені двома або більше взаємонерозчинними або слабкорозчинними рідинами. В обернених емульсіях неперервною (дисперсійною, зовнішньою) фазою є вуглеводнева рідина (дизпальне, спеціальні мастила, сира нафта або газоконденсат), а дисперсною (внутрішньою) фазою є вода будь-якого ступеня мінералізації (прісна, пластова або морська вода, спеціальні розчини мінеральних солей).
Емульсії з необхідною стабільністю (або тривкістю), тобто здатністю протягом певного часу не руйнуватися і не поділятися на окремі фази, утворюються за наявності в системі третього компонента – емульгатора, який виконує роль стабілізатора системи і регулятора основних властивостей емульсії. Емульгатори, як правило, – поверхнево-активні речовини, які рівномірно розподіляються на границі розділу фаз і стабілізують емульсію. Крім зниження поверхневого натягу на границі розділу фаз, вони повинні утворювати в міжфазних шарах гелеподібну тиксотропну структуру (або, простіше, певну захисну плівку навколо кожної краплі води), мати достатню адсорбційну здатність до дисперсних твердих частинок (крейда, барит тощо), низьку токсичність і високі інгібувальні властивості для захисту підземного обладнання від корозії, а також дестабілізувати систему під час діяння деемульгаторами в процесі підготовки нафти і не чинити шкідливого впливу на якість нафтопродуктів, які отримуються із нафти.
Найбільш ефективними й універсальними емульгаторами обернених емульсій, як показують дослідження і виробнича практика, є азотовмісні ПАР на основі амідів і алкіламідів жирних кислот, імідазолінів жирних кислот і четвертинних амонієвих сполук.
Технологічні властивості обернених емульсій регулюють у широких межах введенням додаткових компонентів, які виконують роль регуляторів стабільності (гідрофобна глина, гідрофобна крейда, окислений бітум, аеросил), густини (крейда, барит, сидерит), в’язкості (водна фаза), фільтратовіддачі (окис кальцію, бітум, крейда). Як емульгатори і регулятори властивостей застосовували гідрофобну крейду, кальциновану соду, емультал, СМАД-1, емульгатор ЕС-2, кальцієві мила СЖК. Поширено застосовують інвертні емульсії на основі емульталу та продуктів омилення синтетичних жирних кислот, а також, особливо, емульгатора ЕС-2.
Гідрофобну крейду одержують шляхом гідрофобізації сепарованої крейди синтетичними жирними кислотами (СЖК).
Чим меншим є розмір крапель, тим емульсія є стабільнішою, бо більші краплі легше коалесціюють, ніж менші. Тому для отримання стабільної, тривкої і тиксотропної емульсії суміш необхідно ретельно, тривало й інтенсивно перемішувати, намагаючись якомога більше подрібнити краплі. Додавання нафти робить емульсію стабільнішою і менш в’язкою, а води – навпаки.
Але введення до складу емульсії дрібнодисперсних твердих частинок небажане через можливу кольматацію ними перфораційних отворів і порових каналів у привибійній зоні. Крім того, висока стабільність обернених емульсій небажана, бо після виконання своєї функції вони повинні руйнуватися, не спричиняючи ускладнень у процесах підготовки нафти.
Збереження колекторських властивостей пласта при глушінні може бути забезпечене використанням гідрофобно-емульсійних розчинів (ГЕР), стабілізованих дегідратованими поліамідами (ЕС-2), які містять, у разі необхідності, обважнювач (барит, гематит та ін.). Якщо як рідину глушіння на родовищах Татарстану використали обернені емульсії, стабілізовані емульгатором ЕС-2, то зберігались колекторські властивості привибійної зони і, як наслідок, незначно підвищувався початковий дебіт свердловин.
ГЕР – це обернені емульсії (типу “вода в маслі”). Склад ГЕР, які використовують для глушіння свердловин, наведено в табл. 2.16.

Таблиця 2.16 – Склад ГЕР, які використовують для глушіння свердловин
Компонент (фаза)
Характеристика
Об’ємний вміст компоненту, %

Дисперсійне (зовнішнє) середовище
Дисперсна (внутрішня) фаза
Емульгатор-стабілізатор
Обважнювач (за необ-хідності)
Товарна нафта або нафтопродукт (дизельне пальне, бітумний дистилят і т. п.)
Пластова вода або водні розчини солей і т.п.
ПАР типу дегідратованих поліамідів
Барит або залізисті сполуки (сидерит, гематит)

36,5-57,5

60,0-36,0
0,5-2,5

10,0-25,0


Властивості ГЕР при концентрації дисперсної (вуглеводневої) фази 40-60 %, такі:
Густина, кг/м3
Умовна в’язкість за приладом ВП-5, с
Показник фільтрації, см3/30 хв
Межа застосування за температурою, °С:
з обважнювачем
без обважнювача
Температура застигання водної фази, °С, яка складається з водного розчину СаСl2 з густиною, кг/м3:
1200
1280
Температура спалаху, °С, ГЕР з вуглеводневою фазою на базі:
нафти
дизельного пального
Термін зберігання в промислових умовах, діб
950-1700
90-800
0,5-2,0

До 55
До 90


-21
-50


· 55

· 70

· 60


Стійкість ГЕР контролюється показниками електростабільності, яка для звичайних ГЕР повинна бути на рівні 80-120 В, а для ГЕР з обважнювачем – 120-250 В.
Здатність ГЕР утримувати обважнювач характеризується показником статичної напруги зсуву, який регулюється зміною концентрації ЕС-2.
Комплексний реагент під товарною назвою ЕС-2 (ТУ-38 УРСР 201351-81) суміщає функції емульгатора і стабілізатора обернених емульсій, структуроутворювача, гідрофобізатора твердих мінеральних частинок та інгібітора корозії металів. Він є продуктом конденсації кубових залишків синтетичних жирних кислот (СЖК) фракції С21+вище і декстраміну, тобто синергетичну суміш СЖК та їх алкіламідів, яка розчинена до об’ємного вмісту 50% у гасовій фракції 424-543 К. Фізико-хімічні властивості емульгатора ЕС-2 такі:
Найменування реагенту
Дегідратовані поліаміди

Стан товарного реагенту
В’язка рідина

Зовнішній вигляд
Темно-коричнева легкорухома рідина

Міжфазний натяг розчину об’ємною часткою 2 % у дизельному паливі на границі з дистильованою водою, мН/м
Не більше 10

Кислотне число, мг КОН/мг
20-30

Умовний коефіцієнт в’язкості за Енглером, оВУ
2,0-2,5

Температура застигання, (С
Мінус 15-20

Джерело отримання
Відходи виробництва левоміцетину

Спосіб отримання
Конденсація вищих жирних кислот і декстраміну

Поставка
У залізничних цистернах або бочках

Термін зберігання
Не обмежений

Регламентуючий документ
ТУ 38 УРСР 202351-80

Склад і параметри гідрофобно-емульсійного розчину без обважнювача і з ним, стабілізованого емульгатором ЕС-2, подано в табл. 2.17 і 2.18.
Обернена емульсія, в якій зовнішньою (дисперсійною) фазою є вуглеводневий розчинник, окрім властивостей рідини глушіння має здатність одночасно розчиняти асфальтеносмолопарафінові відклади. Така обернена емульсія, яка комплексно використовується в ролі рідини глушіння і розчинника, повинна характеризуватися підвищеною фільтратовіддачею, а її фільтрат має бути переважно вуглеводневою рідиною. Нагадаємо, що фільтратовіддачу (не рекомендується для цього використовувати термін “фільтрація”, бо він означає процес) характеризує об’єм рідини, яка відфільтровується із емульсії при певному перепаді тиску за 30 хв. (у звичайних умовах фільтратовіддачу вимірюють приладом ВМ-6 за перепаду тиску 0,1 МПа, а за високих температур і тисків – ПФП-200). Кращі розчиняючі властивості з найбільш доступних розчинників має дистилят (широка фракція легких вуглеводнів з деяким вмістом ароматичних сполук; побічний продукт устаткувань комплексної підготовки нафти при стабілізації останньої в ректифікаційних колонах), а також суміш дистиляту з нафтою при співвідношенні від 3:1 до 1:1. Така суміш повністю розчиняє парафін і частину смол, при цьому асфальтени і решта смол диспергують до дрібних твердих частинок, які утворюють у розчиннику стійкі суспензії. Оптимальний об’ємний вміст ЕС-2 становить для таких емульсій 0,5-1% (табл. 2.19). При цьому фільтрат на 95-98 % є вуглеводневим середовищем, фільтратовіддача становить 8-14 см3/30 хв, умовний коефіцієнт в’язкості емульсії – 50-120 с, електростабільність – 80-130 В, статична напруга зсуву за 1 і 10 хв. спокою відповідно 8-24 і 10-26 дПа, густина 967-1160 кг/м3 для емульсій без твердого обважнювача і до 1435 кг/м3 для емульсій, обважнених баритом. У цьому випадку вміст ЕС-2 потрібно підвищити до 1,5 %.
Таблиця 2.17 – Склад і параметри гідрофобно-емульсійного розчину (ГЕР) без твердого обважнювача
Номер складу
Склад 1 м3 ГЕР
Параметри ГЕР***


Нафта*, м3
ЕС-2**, м3
Водна фаза
Густина, кг/м3
Коефіцієнт в’язкості за ВП-5, с
Статична напруга зсуву, сПа




Густина, кг/м3
Кількість, м3


через 1 хв.
через 30 хв.

1
0,392
0,008
1000
0,6
950
500-650
30-40
40-50

2
0,397
0,003
1100
0,6
1000
550-600
25-30
30-35

3
0,397
0,003
1180
0,6
1050
450-600
20-25
25-30

4
0,396
0,004
1250
0,6
1090
400-600
25-28
28-35

5
0,396
0,004
1300
0,6
1120
350-500
18-25
20-30

6
0,395
0,006
1360
0,6
1160
300-450
12-18
18-23

Примітки. *Нафта Ромашкинського родовища густиною 870 кг/м3. **Густина ЕС-2 950 кг/м3. *** Фільтратовіддача ГЕР 0,5-2,0 см3/30 хв.

Таблиця 2.18 – Склад і параметри гідрофобно-емульсійного розчину (ГЕР), обважненого баритом
Номер складу
Склад 1 м3 ГЕР
Параметри ГЕР


Нафта*, м3
ЕС-2**, м3
Пластова вода***, м3
Барит, т
Густина, кг/м3
Коефіцієнт в’язкості за ВП-5, с
Статична напруга зсуву, сПа
Фільтро-віддача, см3/30 хв.








через 1 хв.
через 30 хв.


1
0,592
0,008
0,350
0,2
1140
110-130
8-12
10-15
2,0

2
0,590
0,010
0,325
0,3
1200
110-140
10-14
12-18
1,8

3
0,588
0,012
0,300
0,4
1270
160-180
14-18

·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
Примітки. *Нафта Ромашкинського родовища густиною 870 кг/м3. ** Густина ЕС-2 900 кг/м3. *** Пластова вода густиною 1180 кг/м3.

Обернені високов’язкі емульсії отримуються на основі дизпального, води, гідрофобної крейди (емульгатор, стабілізатор і структуроутворювач) і кальцинованої соди (покращує диспергування води в дизпальному).
Обернені емульсії на основі СЖК (як емульгатора) готують розчиненням їх у дизпальному і подальшим введенням технічної води та свіжоприготовленого гідроксиду кальцію Са(ОН)2 при інтенсивному перемішуванні. Кальцієві мила СЖК, які утворюються при цьому, стабілізують емульсію і надають їй необхідних структурно-реологічних і фільтраційних властивостей. Обважнювання системи за необхідності здійснюють крейдою або баритом.

Таблиця 2.19 – Склад і параметри гідрофобно-емульсійного розчину (ГЕР) як рідини глушіння з функцією вуглеводневого розчинника
Склад 1 м3 ГЕР, м3
Параметри ГЕР

Нафта
Дистилят
ЕС-2
Пластова вода густиною 1180 кг/м3
Розчин CaCl2 густиною 1340 кг/м3
Густина, кг/м3
Умовний коефі-цієнт в’язкості, с
Електро-стабіль-ність, В
Статична напруга зсуву, дПа
Фільтра-товід-дача, см3/30 хв









через 1 хв
через 10 хв


0,152
0,190
0,008
0,650
-
1054
50-120
80-120
8-14
14-18
6-10

0,183
0,210
0,007
0,600
-
1037
50-120
80-120
8
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·Примітка. Об’ємний вміст вуглеводневого середовища у фільтраті 90-98 %.

Обернена емульсія на основі газового конденсату (після добового відстоювання), морської води (або водного розчину хлориду кальцію СаСl2), емульталу і СМАД-1 має густину до 1260 кг/м3, умовний коефіцієнт в’язкості 140-220 с, величину СН3 5-41 мПа. Таку емульсію готують у відкритій ємності з застосуванням цементувального агрегату і диспергатора. При цьому важкі фракції газоконденсату можуть розчиняти асфальтено-смолисті і парафінові відклади, які кольматують пори привибійної зони пласта (дебіт збільшується на 15 %).
Інвертно-емульсійний розчин – це обернена емульсія на основі нафти, яка емульгована і стабілізована милами СЖК фракції С20+вищ, де як дисперсна фаза використовується водний розчин хлориду кальцію СаСl2 різної густини. Цей розчин має густину 1060-1120 кг/м3, умовний коефіцієнт в’язкості 400-800 с, величину СН3 за 1 і 10 хв відповідно 4·10–6-10–5МПа.
Обернену емульсію на основі фосфоліпідного емульгатора – реагент ФЕМ запропоновано для глушіння свердловини під час капітального і підземного ремонту шляхом блокування привибійної зони продуктивних пластів (див. нижче) у ВАТ "Укрнафта". Реагент ФЕМ – темно-коричнева рідина густиною 950–1000 кг/м3 з умовним коефіцієнтом в’язкості 200–300с – є ефективним природним екологічно чистим і дешевим емульгатором для приготування емульсії другого роду (вода в нафті). Ця емульсія практично не фільтрується в пористе середовище, тобто не призводить до погіршення колекторських властивостей продуктивного пласта, в ряді випадків забезпечує збільшення продуктивності свердловини в середньому на 12%, а після проведення робіт з глушіння легко виноситься із свердловини. Вона тривка за температур до 150 (С і будь-якої мінералізації пластової води, технологічно просто готується, забезпечує високу надійність та ефективність глушіння нафтових свердловин в умовах поглинань і неоднорідності продуктивних пластів.
Обернені міцелярні розчини. До рідин глушіння на вуглеводневій основі відносяться також обернені міцелярні розчини (дисперсні системи з дуже низькими значинами міжфазного натягу на границі нафта-вода), які сприяють самовільному приєднанню до них значних об’ємів води (до 20% від загального об’єму) при необмеженому змішуванні з вуглеводнями. Обернені міцелярні розчини, приготовлені на основі нейтралізованого чорного контакту (НЧК) і пластової води, мають густину 1160-1170 кг/м3, тривкі за температур до 8013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С. Міцелярним розчином у кількості 4-6 м3 заповнюють свердловину в зоні фільтра (див. нижче), а вище – іншою рідиною глушіння (наприклад, водою для створення протитиску на пласт). Показники роботи свердловини в 1,6-1,8 рази кращі, ніж у разі глушіння водою.
Якщо рідини глушіння на вуглеводневій основі не містять твердої фази, то їх густина не перевищує 1160 кг/м3.
Вапняно-бітумний розчин. Для глушіння свердловин з пластовим тиском більшим за гідростатичний тиск з розчинів на вуглеводній основі можна успішно використовувати вапняно-бітумні розчини (ВБР). Вапняно-бітумний розчин – це розчин на нафтовій основі, дисперсійним середовищем якого є дизельне пальне або нафта, а дисперсною фазою – високоокислений бітум, оксид кальцію, барит і невелика кількість води, потрібної для гашення вапна. Високоокислений бітум виконує функції колоїдної дисперсної фази, подібно як глина у розчинах на водній основі, і спричиняє утворення зв’язно-дисперсної системи. Для звичайних бітумів такі властивості не характерні, бо вони розчиняються у дизпальному до молекулярних розмірів й утворюють істинні розчини. В результаті окислення бітуму повітрям він набуває високої твердості і крихкості, його температура розм’ягчення підвищується до 150-160(С, а розчинення відбувається з утворенням колоїдних частинок. Оптимальне співвідношення між асфальтенами і смолами у високоокисленому бітумі повинно бути в межах 2,5:1.
Для приготування ВБР використовують негашене вапно (СаО) з активністю не менше 50 %. Кількість вапна (в кг), необхідного для зв’язування води, визначають за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415, (2.28)
де 13 EMBED Equation.3 1415 – об’єм розчину, м3; 13 EMBED Equation.3 1415 – вміст води в розчині, %; 13 EMBED Equation.3 1415 – вміст активного оксиду кальцію в негашеному вапні, %.
Оптимальне співвідношення вапна і бітуму складає від 1:1 до 1:2.
Компонентом ВБР є також поверхнево-активна речовина (сульфонол або окислений петролатум – СМАД), яка гідрофобізує тверду фазу і регулює структурно-механічні властивості розчину.
ВБР практично є безводним розчином на нафтовій основі. Його фільтратовіддача є нульовою або близькою до нульової, а вміст води не перевищує 2-3 %. Приклад рецептури ВБ (в кг/м3): дизпальне 500-600; бітум 170-200; вапно 130-150; ПАР (наприклад, сульфонол) – 1-2; вода і обважнювач – за розрахунком.
Вміст компонентів, необхідних для притягування 1 м3 ВБР з різною густиною, подано в табл. 2.20.
Таблиця 2.20 – Вміст компонентів необхідних для приготування 1 м3 ВБР
№ п/п
Рецептура
Межа термотривкості, °С


Компонентний склад
Витрати, кг/м3


1
Вапняно-бітумний розчин:
дизельне пальне (л)
високоокислений бітум
вапно
вода
сульфанол

585
160
320
62
12
220

Запропоновано також рідину глушіння, яка призначена не тільки для заповнення свердловини, але й для очищення привибійної зони, і є розчином триетаноламонієвої солі кубових жирних кислот у чотирихлористому вуглеці СCl4. Ця рідина має густину 1420 і 1490 кг/м3 з динамічним коефіцієнтом в’язкості 1,79 і 4,33 мПа(с за температур 70 і 20(С. Очищення привибійної зони відбувається внаслідок розчинення асфальтеносмолистих речовин і парафінів у чотирихлористому вуглеці і солюбілізації капілярно утримуваної у привибійній зоні пластової води в міцелах мила (ПАР) і бутанолі, які містяться в чотирихлористому вуглеці.
Як рідину глушіння розроблено вуглеводневу важку рідину з досить високою густиною (1550-1650 кг/м3) і малою в’язкістю, що тривка до температурних змін, не змішується з прісною і пластовою водами та сольовими розчинами, не чинить шкідливого впливу на привибійну зону продуктивних пластів. Вона складається з хлорорганічних компонентів С2-С4, отримується під час виробництва трихлоретилену на стадії ректифікації і є рухомою, труднозаймистою рідиною від світло-коричневого до чорного кольору. Оскільки хлорпохідні вуглеводневої рідини негативно впливають на процеси переробки нафти, то під час виконання ремонтних робіт необхідно не допускати надходження рідини в систему збирання і підготовки нафти та, відповідно, в продуктивні пласти.
Використанням таких систем забезпечується збереження природної водонасиченості пор привибійної зони пласта (відповідно фазової проникності його для нафти), не спричиняється набрякання глинистих матеріалів пласта, блокувальної дії води, зумовленої капілярними явищами, утворення нерозчинних осадів під час контактування з мінералізованими водами, потовщення пристінних шарів рідини, корозії устаткування, появи сірководню на гирлі свердловин. У той же час рідини глушіння на вуглеводній основі мають істотні недоліки: вони вогненебезпечні, шкідливо впливають на довкілля, їх приготування і використання за умов мінусових температур утруднене.
2.3.5 Буферні блокувальні рідини
Тимчасове блокування продуктивного пласта здійснюють перед початком ремонтних робіт на свердловині. Незалежно від виду блокувальної системи, технологічна схема глушіння свердловини практично однакова і складається з таких операцій:
відтиснення вуглеводневої продукції зі стовбура свердловини буферною рідиною;
перекриття розкритого інтервалу продуктивного пласта блокувальною рідиною найчастіше від вибою до пакерного пристрою чи до глибини підвішування насоса, але не більше, ніж на 100 м вище верхніх отворів перфорації;
витіснення буферної й блокувальної рідин та заповнення стовбура свердловини мінералізованою чи технічною водою, полегшеними дисперсними системами або іншими відповідними рідинами глушіння.
Пласт вважається заблокованим, якщо після глушіння свердловини і в процесі ремонтних робіт не відбувається проникання рідини глушіння чи її фільтрату в пласт, а також відсутній приплив вуглеводнів із пласта.
За ступенем гідрофільності блокувальні дисперсні системи підрозділяються на дві великі групи: на водній та вуглеводневій основах.
2.3.5.1 Блокувальні системи на водній основі
Під час створення блокувальних систем на водній основі основним є надання їм тривкості й антифільтраційних властивостей. У більшості це досягається структуруванням мінералізованих водних розчинів колоїдними (аеросил, бентоніт, крейда, гідроксид магнію та ін.) і полімерними (КМЦ, ПАА, ГЕЦ, ПВС, ферохромлігносульфонати, крохмаль, гуарова смола, поліакрилати та ін.) матеріалами.
Найбільше застосування знайшли водні розчини карбоксилметилцелюлози (КМЦ) різних типів (марок): КМЦ-400; КМЦ-500; КМЦ-600, а також сірогель. Буферні рідини готують шляхом розчинення КМЦ у воді або у сольовому розчині, густина якого вибирається з урахуванням того, що 5-6 % додатку КМЦ підвищує густину розчину на 30 кг/м3. Доцільно, щоб густина буферної рідини була дещо більшою від густини рідини глушіння чи промивальної рідини з метою уникнути гравітаційного перемішування і розрідження буферного об’єму у стовбурі свердловини.
Практикою глушіння свердловин встановлено, що динамічний коефіцієнт в’язкості буферної рідини в межах (1-2) Па(с достатній з метою ефективного зниження приймальності поглинаючих пластів. У разі великих поглинань рідини глушіння, коли застосування розчинів КМЦ малоефективне, як буферні рідини можна застосовувати в’язкопружні суміші (ВПС).
Наприклад, на родовищах Північного Кавказу під час глушіння свердловин неструктурованими системами в зону фільтра і частково у привибійну зону закачують водний розчин КМЦ з додатком ПАР та інших допоміжних речовин (технічний гліцерин, моноетаноламін). Однак, ці речовини мають низьку термотривкість і високу чутливість до солей. У разі вмісту NaCl у пластовій воді понад 100 г/л і температури вище 45(С різко знижується в’язкість розчинів і збільшується їх фільтрація в пласт, а в присутності йонів лужноземельних металів погіршуються не тільки структурно-механічні властивості розчинів, але й відбувається необоротне закупорювання пористого середовища в результаті втрати розчинності та адсорбції полімеру на породі. Ці ж недоліки, хоч і дещо меншою мірою, характерні і для систем на основі поліакриламіду та інших акрилових полімерів.
На нафтових родовищах Західного Сибіру для тимчасового усунення гідродинамічного зв’язку продуктивного пласта зі свердловиною широко застосовувались гелеподібні композиції, в’язкопружні гелі (ВПГ) чи суміші (ВПС) на основі ПАА (2,3%), біхромату (гіпосульфату) натрію (2-6 г/л) чи гексарезорцинової смоли і формаліну. Характерною особливістю цих систем є висока рухомість вхідних композицій, пружність хімічно зшитих макромолекулярних ланцюгів, їх здатність зберігати просторову структуру в разі значних деформацій і відновлювати її після зняття зусиль. Істотним недоліком цих та інших гелеподібних систем є непередбачуваність поведінки вхідних компонентів у пластових умовах, неможливість, у зв’язку з цим, цілеспрямованого регулювання тривалості гелеутворення і трудність подальшого (після завершення ремонтних робіт) повного видалення ВПС.
Серед блокувальних рідин на водній основі виділяють групу розчинів з конденсованою твердою фазою (гідрогелеві розчини), тиксотропна структура яких створюється дисперсною фазою, яка конденсується безпосередньо в рідині. Наприклад, оброблення лугом водного розчину хлориду магнію супроводжується утворенням нерозчинного гідроксиду магнію.
Під час капітального ремонту свердловин на Оренбурзькому газоконденсатному родовищі як блокувальна рідини використовується гідрогелемагнієвий розчин, який одержується шляхом змішування розрахованої кількості хлориду магнію, пластової води кунгурського ярусу чи ропи ір’єнського горизонту з додаванням бішофіту і каустичної соди, крохмалю й азбестової крихти у теплій воді з подальшим витримуванням протягом 2-3 діб для гелеутворення. Середня витрата гідрогелю магнію на свердловино-операцію складає 21,1 м3, технічної води 108 м3, тобто в середньому на 60 % перевищує розрахунковий.
2.3.5.2 Блокувальні системи на вуглеводневій основі
До рідин на вуглеводневій основі відносяться вапняно-бітумні, нафтові і різного типу інвертні дисперсні системи, які є дво- чи трифазними багатокомпонентними сумішами із зовнішньою вуглеводневою фазою. Для їх емульгування і стабілізації використовують, як правило, низько- чи високомолекулярні органічні ПАР, рідше – високодисперсні неорганічні речовини (крейда, аеросил, вапно та ін.). Серед них найбільшого поширення як блокувальні рідини набули обернені емульсії з підвищеним вмістом води (50-70%), стабілізовані емульталом (суміш складних ефірів триетиноламіну і талового масла), ЕС-2 (продукти взаємодії кубових СЖК і декстраміну), “Нафтохімом” (продукт конденсації поліетиленполіаміну і кислот легкого талового масла), сумішшю оксиамідів, моноамідів і солей синтетичних жирних кислот кубового залишку і етилендіаміду чи поліетиленполіаміну.
Використання обернених емульсій як блокувальних рідин грунтується на тому, що дисперсія води, яка утворюється у вуглеводнях з розміром глобул 1020 мкм, ефективно перекриває колектор з розмірами фільтраційних каналів понад 100 мкм, а у випадку проникання в продуктивний пласт – легко витісняється з нафтопровідних каналів спорідненою їй вуглеводневою пластовою рідиною, яка надходить під час освоєння свердловини.
Широке застосування обернених емульсій на основі нафт на родовищах Татарстану, Комі і Західного Сибіру показало їх високу ефективність. Після проведення ремонтних робіт ці свердловини вводяться в експлуатацію без додаткових витрат часу і засобів на освоєння. Дебіти їх близькі до доремонтних, а в окремих випадках і значно їх перевищують завдяки додатковому очищенню привибійної зони пласта від асфальтено-смоло-парафінових відкладів.
Спроби впровадження емульсійних розчинів цього типу на газових і газоконденсатних свердловинах Уренгойського родовища бажаного результату не дали. Після глушіння інвертно-емульсійним розчином свердловину № 1853 освоїти не вдалося, а на газоконденсатній свердловині № 2356 – довелося проводити повторне глушіння глинистим розчином. Ці невдачі пов’язані, перш за все, з низькою тривкістю одержуваних емульсій через недостатню поверхневу активність і низьку стабілізуючу здатність використаних ПАР у системі газоконденсат – ПАР – вода. Внаслідок цього відбувається руйнування і повна фільтрація розчину в продуктивний пласт вже під час руху по стовбуру свердловин, особливо за підвищених температур (70(С). З іншого боку, в газових свердловинах з добрими колекторськими властивостями пласта, наприклад, в умовах сеноманського покладу Уренгойського родовища, можливі випадки розгазування обернених емульсій і наступної глибокої фільтрації фаз, які розділилися, разом із протискувальною рідиною в продуктивний пласт, що призводить до збільшення строків освоєння свердловин, зниження їх продуктивності і повільного виходу на технологічний режим.
Аналогічні труднощі притаманні способам глушіння свердловин технічною чи мінералізованою водою з попереднім блокуванням продуктивного пласта вуглеводневими розчинами ПАР і міцелярним розчином. Блокувальна суміш нафти чи нафтопродукту з 1-2 % емульталу, 3-4 % дегідратованого поліаміду і 34 % катаміну не може бути ефективною, оскільки ці ПАР характеризуються високим міжфазним натягом (1-23 мН/м), припустиме самовільне утворення в нафтовому пласті емульсій – малоймовірно, а в газових свердловинах і зовсім виключається.
Навпаки, міцелярні розчини, що містять 24% розчин нафтового сульфонату натрію (31%), ізопропіловий спирт (1%), нафту (8%) і воду (60%) чи нейтралізований чорний контакт і пластову воду, забезпечують досягнення міжфазного натягу на межі розділу з нафтою до 10-2-10-3 мНм. Це і давало змогу збільшити продуктивність свердловин у 1,6-1,8 разів. Одержаний ефект досягається, перш за все, за рахунок виділення води з привибійної зони пласта. Разом з тим, цілком очевидно, що у свердловинах з низьким пластовим тиском і високою проникністю можливим є глибоке проникання міцелярного розчину разом з протискувальною водою в продуктивний пласт. Це може призвести до ускладнень під час подальшого освоєння свердловин і втрати доремонтних дебітів. Крім того, використання як рідини глушіння пластової води чи розчину хлористого кальцію високої густини сприяє змішуванню їх з блокувальним мікроемульсійним розчином, що призводить до руйнування останнього і виділення з нього води зі всіма наслідками, які звідси витікають. Поряд з труднощами створення і складністю приготування мікроемульсій, які відповідають геолого-фізичним умовам конкретного родовища, дефіцитність і висока вартість хімічних речовин, які входять до їх складу, а також складність приготування в польових умовах, роблять цей спосіб нетехнологічним і економічно невиправданим.
Отже, найбільш ефективними для глушіння і консервації свердловин є блокувальні системи на вуглеводневій основі. Кращими з них є олеофільні дисперсні системи, тобто інвертні системи, які містять понад 50 % водної фази, потрубують невеликих кількостей вуглеводнів та ПАР, але разом з тим, їм властиві колоїдно-хімічні і технологічні властивості, що легко піддаються керуванню.
2.3.5.3 Блокувальні інвертні крейдові дисперсії
Експериментальні і теоретичні дослідження нафтових та синтетичних акрилсульфонатів і закономірностей регулювання поверхневих та об’ємних властивостей їх розчинів для створення тривких емульсійних розчинів типу “вода в маслі” показали, що ПАР сульфонатного типу дають змогу досягти в заданих умовах гранично низьких величин міжфазного натягу. Разом з тим вивчення емульсій з варіюванням у широких межах вмісту алкілбензолсульфонатів (0,5-10%), співвідношення водної та вуглеводної фаз і концентрації електролітів (NaCl, KCl, CaCl2) показали, що малорозчинні ПАР є поганими стабілізаторами інвертних систем. Навіть за високої концентрації ПАР і підвищеного вмісту дизельного пального системи після приготування швидко розшаровуються на три фази: вуглеводень, емульсію В/М і воду. Тільки шляхом додавання до цих систем невеликих кількостей водо- і водомаслорозчинних нейоногенних ПАР типу неонол АФ9-6, а в разі підвищених температур (80(С) – АФ9-10, вдається одержати стабільні емульсії. Низька стійкість обернених емульсій на основі сульфонатних ПАР зумовлена їх високою олеофільністю і недостатньою міцністю утворених ними адсорбційно-сольватних шарів на поверхні частинок дисперсної фази.
Дослідження шляхів стабілізації інвертних систем показали, що самовільне утворення просторових структур коагуляційного типу легко досягається шляхом уведення в систему твердої фази переважно колоїдних розмірів (1-100 нм), які здатні здійснювати броунівський рух. Ці частинки, утворюючи разом з водою дисперсну фазу, підвищують структурну в’язкість і міцність системи як внаслідок збільшення кількості контактів між частинками в одиниці об’єму, так і в результаті збільшення ймовірності фіксації частинок у стані ближнього потенціального мінімуму із відповідним зростанням міцності контактів.
З точки зору доступності й технологічних вимог найбільш придатним для цієї мети є хімічно осаджений карбонат кальцію (крейда). Крім високої дисперсності, він дає змогу регулювати густину цільових блокувальних систем, а завдяки відсутності нерозчинних твердих домішок і повному розчиненню в кислотах забезпечує легкість зняття блокування без забруднення прифільтрової зони свердловин.
Пошуком реальних сировинних джерел для одержання інвертних крейдових дисперсій виявлено, що практично всі вказані компоненти містяться в присадках до мастил. Останні є колоїдними дисперсіями карбонату кальцію, стабілізовані алкілбензолсульфанатами, які містять понад 20 атомів вуглецю в бічному ланцюгу. Фізико-хімічними, макроскопічними й рентгено-структурними дослідженнями окремих типів присадок доказано, що колоїдні частинки характеризуються міцелярною будовою. Міцели мають середні розміри порядка 5-10 нм і складаються в більшості випадків із сферичних ядер карбонату кальцію (4,0-6,6 нм) і адсорбційно-сольватних оболонок (2,0-2,6 нм), які утворюються молекулами ПАР і розчинника.
Хімічний аналіз різних присадок і побічних продуктів на їх основі підтвердив, що стабільні інвертні системи для конкретних умов застосування утворюються на основі водомаслорозчинних ПАР із заданим гідрофільноліофільним балансом чи шляхом комбінації масло- і водорозчинних ПАР. Сульфонатні присадки типу С-300, ПМС, що випускаються промисловістю, та їх зарубіжні аналоги типу Лубризол-72, не відповідають умові оптимального співвідношення ПАР заданої будови і тому для одержання стабільних інвертних систем потребують додаткового введення гідрофільних супровідних ПАР. Окрім того дефіцитність і висока вартість цільових присадок не дає змоги розглядати їх як перспективну основу для створення ефективних інвертних дисперсій. З іншого боку, аналіз технологічного процесу одержання присадок показав, що необхідна суміш ПАР разом з масляним розчином цільової присадки відділяється у вигляді шламу (відходу виробництва), що не знаходить кваліфікованого використання і спалюється чи викидається у відвали.
З метою покращення якості блокувальних розчинів шляхом усунення їх фільтрації, підвищення стійкості й структурно-механічних властивостей, а також розширення сировинної бази в разі одночасного спрощення складу й технології його приготування проведено дослідження зі створення інвертних крейдових блокувальних дисперсій, у яких як вуглеводневу рідину і емульгатор-стабілізатор використовують шлам від виробництва сульфонатних присадок до масел. Останній являє собою в’язку дисперсну систему від світло-коричневого до жовто-сірого кольору, яка містить такі інгредієнти змінного складу, % мас:
вуглеводнева фаза 10-30;
сульфонат кальцію 20-30;
суміш карбонату й гідроксиду кальцію з переважним вмістом першого 15-40.
Дослідженнями шламу методами хімічного аналізу, хроматографії, ІК- і рентгенівської спектроскопії встановлено, що він є нетривкою висококонцентрованою полідисперсною системою, яка містить високоякісні водо- (1,4-2,9%), масло- (2,6-4,0%) і водомаслорозчинні (4,3-5,9%) сульфонати, воду і гідрофобізований карбонат кальцію в масляному середовищі. Внаслідок переважного (90%) вмісту грубодисперсного (100 нм) карбонату кальцію, який може призводити до абразивного зношування поршнів двигуна внутрішнього згоряння, ця частина присадок і потрапляє до розряду відходів виробництва нафтопереробних заводів. Саме тому, відповідно до всіх вимог, до інвертно-крейдових дисперсій щодо якісного складу, з причини седиментаційної нестійкості й розділення в процесі транспортування й зберігання шлам не може бути придатним для широкомасштабного використання на нафтогазовидобувних підприємствах.
З метою усунення цих недоліків для стабілізації шламу проведено розчинення частини грубодисперсного карбонату кальцію органічними кислотами і збільшення концентрації колоїдного карбонату кальцію CaCO3 з додатковою карбонізацією. На основі цього запропоновано присадку під товарною назвою “Дисін” (дисперсія інвертна), яка відвантажується в залізничних цистернах споживачу (ТУ 38202-03-3-90). З використанням цієї присадки розроблено і широко випробувано на родовищах Західного Сибіру стабільні суміші інвертних крейдових дисперсій, що створені відповідно до конкретних фізико-геологічних умов покладів вуглеводнів.
У процесі приготування інвертно-крейдової дисперсії (ІКД) як водна фаза може бути використана вода різного ступеня мінералізації. Від вмісту води, ступеня її мінералізації і сольового складу залежать технологічні властивості ІКД. Із збільшенням водовмісту зростає в’язкість, статична напруга зсуву і дещо знижується електростабільність. Оптимальний вміст водної фази визначається складом вуглеводневої фази, об’ємним заповненням системи твердою фазою і її природою. У разі використання дизельного пального як вуглеводневої фази оптимальний водовміст знаходиться в межах 60-80 %. Із збільшенням в суміші ІКД асфальтено-смолистих компонентів водовміст знижується до 40-70 %. Сольовий склад і ступінь мінералізації водної фази визначаються конкретними умовами застосування ІКД. Оскільки для капітального ремонту свердловин, продуктивні пласти яких представлені колекторами з підвищеним вмістом глин, не допускається використання прісної води, то в цьому разі для запобігання набрякання глин водна фаза насичується солями кальцію, калію, магнію чи використовується пластова вода, яка виділяється в процесі підготовки нафти і конденсату. При цьому слід урахувати можливість вмісту в цій воді ПАР – деемульгаторів, які можуть погіршувати властивості ІКД.
Поряд з диспергованою водною фазою в складі ІКД міститься тверда фаза – карбонат кальцію і гідроксид кальцію різного ступеня дисперсності. В ІКД вони виконують роль активного наповнювача, який додатково впливає на тривкість системи, її фільтраційні й реологічні властивості.
ПАР виконують у дисперсних системах три функції: гідрофобізують поверхню твердого наповнювача СаСО3+Са(ОН)2 (гідрофобізатори), знижують поверхневий натяг на межі водної й вуглеводневої фаз (емульгатори). В ІКД ПАР представлено водо-, масло- і водомаслорозчинними солями алкіларилсульфокислот, які одержуються в процесі виробництва сульфонатної присадки до моторних мастил. У разі необхідності для стабілізації ІКД чи підвищенння розчинної здатності по відношенню до асфальтено-смоло-парафінових відкладів за підвищених температур до суміші додають емультал, ЕС-2, дорад, “Нафтохім”.
ІКД готують безпосередньо на свердловинах чи на базі зберігання хімреагентів з допомогою стаціонарних устатковань для приготування тампонажних розчинів чи агрегатами ЦА-320. Для одержання кращих результатів слід дотримуватися такої послідовності введення компонентів. У випадку використання мінералізованої води розрахункову кількість солей розчиняють у воді перемішуванням шляхом циркуляції розчину цементувальним агрегатом чи іншими змішувальними пристроями. Розчини готують в окремій ємності безпосередньо на місці їх використання чи централізовано і довозять автоцистернами. Приготування ІКД здійснюють шляхом поступового введення водної фази у вуглеводневу дисперсію шламу в ході інтенсивного перемішування. Зворотна послідовність не допускається. Спочатку у вуглеводневий розчин шламу вводять не більше 1/10 розрахункової кількості розсолу на основі однієї з солей чи їх суміші, далі порціями, не більше 1/4 загального об’єму, вводять решту водної фази. Поступове введення диспергованого розчину скорочує строки готування ІКД. Основною умовою одержання якісної ІКД є інтенсивне перемішування. Для його забезпечення використовують спеціальні диспергатори різних конструкцій, які монтуються на нагнітальних лініях агрегату. Концентровану високов’язку ІКД розріджують за необхідності нафтою чи іншими відповідними вуглеводневими розчинниками до заданих густин і в’язкості, перемішуючи до повної гомогенізації системи.
В умовах з підвищеними температурами (понад 60(С) для додаткової стабілізації ІКД кількість шламу збільшують до 35-50% чи додатково до її складу вводять емульгатор-стабілізатор, який створює броньовані захисні шари на межі розділу фаз. Стабілізатор вводять безпосередньо в ІКД чи попередньо розчиняють у вуглеводнях, які призначені для приготування ІКД. Для збільшення густини ІКД до 1200-1400 кг/м3 дообважнювання здійснюють хімічно осадженою крейдою.
Глушіння свердловин з використанням інвертних крейдових дисперсій здійснюють, як правило, за комбінованою схемою, до якої входить послідовне закачування у свердловину ІКД і заповнення стовбура свердловини водним розчином неорганічних солей меншої густини. Густину ІКД для блокування привибійної зони свердловини вибирають такою, щоб гідростатичний стовп рідини забезпечував протитиск на пласт, який перевищує пластовий тиск на 2-20%.
Консервація свердловини з перфорованою експлуатаційною колоною здійснюється аналогічно глушінню свердловин з двократним збільшенням об’єму ІКД, а в окремих випадках і заповненням ІКД всього об’єму свердловини.
Створені ІКД характеризуються високою седиментаційною стійкістю, нульовою фільтратовіддачею, підвищеною в’язкістю (понад 400 с) і покращеними тиксотропними властивостями.
Разом з тим, досвід використання ІКД у газових свердловинах з хорошими колекторськими властивостями і високими тисками, наприклад, сеноманського покладу Ямбурського родовища, показав, що за незадовільних реологічних показників можливі випадки розгазування ІКД з подальшою їх фільтрацією разом із протискувальною рідиною в продуктивний пласт. Це призводить до збільшення строків освоєння свердловин. У зв’язку з цим для відтиснення із стовбура свердловини використовують схему з попереднім закачуванням води чи розчину ПАР у вигляді буферної облямівки. Однак, використання відомих буферних облямівок призводить до погіршення фільтраційних характеристик пласта через недостатню ефективність ПАР і закупорювання окремих пропластків грубодисперсною фазою.
Використання міцелярного розчину на базі нафтових сульфонатів, які забезпечують низький міжфазний натяг на межі розділу з вуглеводневою рідиною, не розв’язує поставленої задачі з причин руйнування мікроемульсії під дією мінералізованої води (рідина глушіння) і пластових умов.
Як показали дослідно-промислові випробування, найбільш перспективною для газових і газоконденсатних покладів Західного Сибіру є технологія послідовного закачування у привибійну зону водного розчину нейоногенних ПАР (буферна рідина), фазоінверсійна температура яких у системі з пластовим флюїдом лежить на 0-10(С нижче температури привибійної зони пласта, блокувальної рідини – інвертної дисперсії з нульовою фільтратовіддачею і умовним коефіцієнтом в’язкості не нижче 400 с, і рідини глушіння – водного розчину неорганічних солей.
Використання розчинів нейоногенних ПАР, наприклад, оксиетильованих моно- і діізононілфенолів із заданим ступенем оксиетилювання в концентрації, яка перевищує критичну концентрацію міцелоутворення на величину сорбції їх пластовою породою, забезпечує низький міжфазний натяг на межі розділу з пластовим флюїдом і тим самим запобігає утворенню грубодисперсних глобул водної фази, що кольматують низькопроникну частину колектора. В області інверсії фаз змінюється і колоїдна структура системи розчин ПАР – пластовий флюїд. Інвертний міцелярний розчин, який утворюється при цьому, стає спорідненим як пластовим вуглеводням, так й інвертній блокувальній дисперсії.
Додавання ацетону і метанолу негативно впливає на стабільність ІКД. В процесі їх введення у водну і вуглеводневу фази ІКД залишалася стабільною за кімнатної температури протягом декількох днів, а після утрушування відбувалося виділення водної фази з виділенням дрібнодисперсного карбонату кальцію. Звідси їх доцільно застосовувати для ефективного деблокування продуктивного пласта після завершення ремонтних робіт.
Технологія блокування привибійної зони пласта вибирається з урахуванням індивідуальних особливостей кожної свердловини і процесу її блокування під час глушіння. Звичайно, зняття блокування пласта здійснюється очищенням прифільтрової зони конденсатом, нафтою чи нафтопродуктами. Однак, часто, особливо у тріщинуватих колекторах, видалення залишкової кількості ІКД здійснюють хімічним шляхом. У колекторах з підвищеною карбонатністю цю операцію поєднують з обробленням привибійної зони з метою покращення ємнісно-фільтраційних характеристик продуктивного пласта. Найчастіше привибійну зону обробляють розчином мінеральних чи органічних кислот, які реагують з СаСО3. Виходячи з розчинності солей кальцію, які утворюються внаслідок реакції кислот з СаСО3, доступності і вартості кислот, показано, що найкращі техніко-економічні результати досягаються в разі використання соляної кислоти. Разом з тим відомо, що поверхнево-активні речовини, розчинені в рідкій фазі, яка оточує тверду поверхню, різко зменшують швидкість розчинення кристалів СаСО3 у водних розчинах кислот. Відбувається так зване адсорбційне пасевування поверхні СаСО3 поверхнево-активними речовинами. Окрім того, зовнішня фаза в ІКД вуглеводнева, контактування молекул НСl з сульфонатом кальцію ще більше знижує швидкість розчинення СаСО3.
Експериментально встановлено, що руйнування адсорбційно-сольватного шару і збільшення швидкості реакції у 1,5-2,9 рази забезпечується введенням у розчин НСl органічних розчинників (метанол, ацетон, етилен і діетиленгліколь). Найкращі результати одержано в процесі деблокування привибійної зони розчинами соляної кислоти в ацетоні. При цьому бажано, щоб концентрація НСl була не меншою 15 %, а її співвідношення з ацетоном було рівним 1:0,5-1,5. Час реагування кислотного розчину в залежності від карбонатності породи і пластової температури коливається від 12-24 годин для покладів з температурою 300-315 К і 1-2 години за температури 350 К. Після проходження часу реагування проводиться повна заміна рідини у свердловині на газоконденсат чи іншу зручну вуглеводневу рідину, в результаті чого відбувається вимивання розчину і продуктів його реакції на денну поверхню. В разі вдалого вибору часу реагування вуглекислий газ, який виділяється, створює додаткову енергію, яка сприяє процесу освоєння.
2.3.6 Рідини глушіння свердловин і буферні рідини на основі крохмале-сольових гелів
Крохмалевий реагент можна одержати шляхом гідролізу крохмалю безпосередньо в сольових розчинах. Встановлено, що за певного співвідношенні густини і температури, в розчинах бішофіту, хлориду та нітрату кальцію відбувається процес утворення крохмалевого клейстеру, який має властивості регулятора реологічних та фільтраційних властивостей рідин, що застосовуються в нафтогазовидобувній галузі, зокрема, для глушіння свердловин.
Мінімальні величини густини та температури, за яких здійснюється процес клейстеризації крохмалю, такі:
Тип розчиненої фази
Температура, (С
Густина розчину, кг/м3

бішофіт
12
1240

хлорид кальцію
32
1230

нітрат кальцію
6
1230


За підвищенням цих величин швидкість процесу клейстеризації зростає.
Перевага використання крохмале-сольових гелів перед традиційним крохмалевим реагентом полягає в можливості одержання технологічних рідин, які мають низьку фільтратовіддачу за густини, що дорівнює густині розчину солі, на основі якої даний гель був утворений. Так, у разі використання розчину бішофіту чи хлориду кальцію можна одержати рідини з густиною від 1100 до 1290 кг/м3, а нітрату кальцію – від 1190 до 1450 кг/м3.
Термотривкість гелів на основі нітрату кальцію знаходиться на рівні 120 - 13013SYMBOL 176 \f "Times New Roman" \s 141415С. Проведеними експериментальними роботами встановлено принципову можливість збільшення термотривкості крохмале-бішофітних гелів (КБГ) до 130 – 14013SYMBOL 176 \f "Times New Roman" \s 141415С. Реагентами, що підвищують термотривкість рідин на основі бішофітних гелів, є вапно та каустична сода. Вплив даних реагентів на фільтраційні показники рідин показано в табл. 2.21.
Таблиця 2.21 - Вплив лужних реагентів на термостійкість технологічних рідин на основі крохмале-бішофітного гелю
Склад розчину, %
Фільтратовіддача, см3/30 хв


Після приготування
Після термостатуван-ня за 8513SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 121415С
Після термостатуван-ня за 12013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 121415С
За температури 12013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 121415С

1
Вода+3КБГ
4
18
>40


2
№1+3СаО
6
3
4
24

3
Вода+3,4КБГ
3
12
>40


4
№2+3СаО
3,5
2
3
22

5
№1+0,3NaOH
5
7
5
30

6
№1+0,6NaOH
5
4
4,5
25

7
№1+1,25NaOH
11
5
6
27

8
№1+1,88NaOH
14
6
7,5
32

Тут і надалі концентрація крохмалю в КБГ – 5%; вміст крохмалевмісних реагентів у рідинах подано в перерахунку на сухий продукт. Як видно із табл. 2.21, технологічно прийнятні показники фільтрації рідин можуть бути досягнуті з концентрацією крохмалю на рівні 1,8 – 2%, що відповідає його звичайним витратам для оброблення бурових розчинів.
Значина коефіцієнта відновлення проникності кернів для рідин на основі крохмале-сольових гелів знаходиться на рівні коефіцієнта відновлення проникності для фільтрату хлоркалієвого бурового розчину. За додаткового оброблення рідин деякими типами поверхнево-активних речовин коефіцієнт відновлення проникності навіть перевищує показники для хлоркалієвого розчину. Під час вибору ПАР необхідно надавати перевагу нейоногенним типам, що мають підвищену термотривкість (совенол) та аніонактивним з підвищеною стійкістю до полівалентної агресії (супренол). Інакше ПАР можуть зменшувати коефіцієнт відновлення проникності (табл. 2.22).
Таблиця 2.22 – Коефіцієнт відновлення проникності для рідин на основі крохмале-бішофітного гелю
Склад розчину, %
Коефіцієнт відновлення проникності 13SYMBOL 98 \f "Symbol" \s 141415, %


за температури 2013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С
за температури 8513SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С

1.
Вода+7KCl+25КЛСТ
68
67

2.
Вода+3КБГ+0,63NaOH
65
64

3.
№2+0,5 сульфонолу
58
57

4.
№2+1 сульфонолу
50
49

5.
№2+0,5 супренолу
66
64

6.
№2+1 супренолу
69
67

7.
№2+0,5 совенолу
66
66

8.
№2+1 совенолу
69
68

9.
№2+0,5 жиреноксу
66
55

10.
№2+1 жиреноксу
67
52

11.
№2+0,5 ПО-6К
54
40

12.
№2+1 ПО-6К
56
42

13.
№2+0,5 сульфатного мила
40
38

14.
№2+1 сульфатного мила
38
35


Шляхом зміни концентрації крохмалю в крохмале-сольових гелях можна регулювати реологічні властивості технологічних рідин у широкому діапазоні. Реологічну поведінку крохмале-сольових гелів можна описати моделлю псевдопластичної рідини. В табл. 2.23 наведено константи двопараметричного рівняння Освальда для крохмале-бішофітного гелю 1 - 10% концентрації.

Таблиця 2.23 – Реологічні константи крохмале-бішофітного гелю
Концентрація,%
Показник консистентності системи к, Па13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415сn
Показник нелінійності системи п


за 2013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С
за 8013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С
за 2013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С
за 8013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С

1
0,180

0,999


2
0,836

0,967


3
1,523

0,919


4
4,401
2,025
0,887
0,901

5
10,085
4,040
0,848
0,864

6
19,110
7,430
0,773
0,808

7
71,323
21,357
0,641
0,727

8
118,095
45,206
0,584
0,653

9
149,035
70,098
0,574
0,610

10
195,031
98,119
0,554
0,565


Виходячи з цього, на основі крохмале-сольових гелів можуть бути утворені технологічні рідини “нормальної” та підвищеної в’язкості. Внаслідок цього їх можна використовувати для глушіння свердловин, для промивання свердловин і як тимчасово блокувальні рідини. Рідинами для промивання свердловин заповнюють весь стовбур свердловини. За своїми фільтраційними властивостями такі рідини подібні до бурових розчинів і застосовуються у випадках, коли після глушіння, за планом проведення подальших робіт, необхідне промивання інтервалу перфорації. Тимчасово блокувальні рідини використовують для консервації свердловин, коли роботи планується проводити над інтервалом перфорації. Тимчасово блокувальні рідини розміщують в інтервалі перфорації свердловини, що надає змогу уникнути забруднення продуктивної зони рідиною, якою заповнена решта її об’єму. Після закінчення робіт тимчасово блокувальні рідини легко вилучаються з вибою свердловини потоком пластового флюїду або шляхом промивання.
Рідини для промивання свердловин утворюють шляхом розведення крохмале-сольових гелів водою або розчином відповідної солі так, щоб концентрація крохмалю в них становила 1,8 - 2% у перерахунку на сухий продукт. За умов температур, що перевищують 10013SYMBOL 176 \f "Times New Roman" \s 141415С, слід використовувати гелі на основі бішофіту або нітрату кальцію. Рідини на основі бішофітного гелю в таких умовах вміщують 3-5% СаО або 0,6-1% NаОН. У разі утворення рідин низької густини з меотю підвищення їх стабільності замість води можна використовувати 15-20 % розчин вугільнолужного реагенту (ВЛР).
Як тимчасово блокувальні рідини застосовуються крохмале-сольові гелі з концентрацією крохмалю від 5% і вище. До густини 1290-1300кг/м3 використовують гелі на основі бішофіту, до густини 1450 кг/м3 і вище – гелі на основі нітрату кальцію. За умов температур, що перевищують 100(С, гель на основі бішофіту має додатково вміщувати відповідну кількість лужних компонентів. Застосовуючи тимчасово блокувальні рідини з концентрацією крохмалю, що перевищує 6%, найбільш технологічно проводити їх приготування безпосередньо у стовбурі свердловини.
У разі необхідності крохмале-сольові гелі можна використати як основу безглинистих обважнених розчинів з кислоторозчинною твердою фазою. Густина таких рідин з використанням тільки карбонатних матеріалів - до 1600 - 1650 кг/м3, а в комплексі з баритом чи гематитом - 2100-2200 кг/м3.
Одержані на основі крохмале-сольових гелей технологічні рідини для глушіння свердловин у різноманітних гірничо-геологічних умовах ДДЗ виявились ефективними, що підтверджено досвідом робіт більш як на десяти свердловинах підприємств "Полтавагазпром" та "Харківтрансгаз".
2.3.7 Вибирання рідини глушіння і блокувальної рідини
Глушіння свердловин є комплексом заходів з вибирання, приготування і закачування у свердловину рідини глушіння.
Раціональне вибирання рідини глушіння здійснюють з урахуванням гірничо-геологічних і технічних умов роботи свердловин. Це дає змогу вжити заходів щодо попередження ускладнень, а саме: поглинання рідини продуктивним пластом, нафтогазопрояви, зниження продуктивності свердловин у післяремонтний період, корозійне руйнування підземного устаткування і ін.
Вибираючи рідини для глушіння свердловин (рідини глушіння) чи блокувальні рідини, необхідно враховувати:
а) колоїдно-хімічну взаємодію на контакті пластовий флюїд – рідина глушіння;
б) фізико-хімічну і молекулярно-поверхневу взаємодію на контакті гірська порода-рідина глушіння.
Ці взаємодії за даними ЦНДЛ "Укрнафта" зумовлюються зі сторони нафти асфальтенами, парафінами, смолами, зі сторони пластової води – загальною мінералізацією, йонами полівалентних металів, а зі сторони гірських порід – літологічним складом (наявність піщаної і карбонатно-доломітової компонент, наявність монтморилонітових глин у глинистому, карбонатно-глинистому чи кварцовому цементі), змочуваністю мінералів, ємнісно-фільтраційною характеристикою колекторів за коефіцієнтами пористості m і проникності к.
Мінерали скелету нафтонасичених пластів переважно гідрофільні, хоч, наприклад, підвищеною гідрофільністю характеризуються породи верхнього та середнього карбону Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) і підвищеною гідрофобністю – породи нижнього карбону. У випадку контактування з нафтою змочуваність поверхні змінюється, адсорбція різних за поверхневою активністю компонент нафти на поверхні мінералів спричинює її гідрофобізацію, створення на поверхні мінералів бімолекулярних адсорбційних шарів, які є основою для формування так званого граничного шару – полімолекулярного шару, що сягає десятих часток мікрометра, а інколи – й 1–2 мікрометрів. Безперечно, це залежить від вмісту поверхнево-активних компонентів у нафті.
Стосовно до нафтових родовищ ДДЗ за ємнісно-фільтраційною характеристикою виділяють три групи колекторів: 1) добрі колектори (m > 17%, к > 6·10–3 мкм2); 2) погіршені (m = 6–17%, к = (1–6)·10–3 мкм2); 3) ущільнені (m < 6%, к = 10–3 мкм2).
З урахуванням характеристик (характерних ознак) цих же порід-колекторів і пластових флюїдів проведено диференціацію модифікацій рідин для глушіння свердловин (табл. 2.24 і 2.25). Відповідно до пластових нафт здійснено розподіл ПАР за ефективністю щодо диспергуючого, емульгуючого і відмиваючого діянь (табл. 2.26), при цьому враховувались компонентний склад нафт і характеристики ПАР (коефіцієнт розподілу, поверхнево-адсорбційна активність, критична концентрація міцелоутворення, крайовий кут змочування, термотривкість і солестійкість, вплив на реологічні властивості водонафтових дисперсій).
За ступенем підвищення негативного впливу на продуктивність свердловин рідини глушіння розподіляються в такому порядку: обернені емульсії, пластова вода з додатком ПАА, пластова вода з додатком ПАР і ПАА, розчин хлористого кальцію з додатком ПАР і без них. Так, обводненість видобувної продукції з початковою обводненістю до 60% підвищується після глушіння свердловин на родовищах Башкортостану пластовою водою і розчинами хлористого кальцію, а за більшої обводненості продукції цього не спостерігається. Дані по свердловинах родовищ Башкортостану свідчать про зниження коефіцієнта продуктивності після глушіння пластовими водами на 10-20 %, розчинами хлористого кальцію на 14 % (за рахунок погіршення проникності привибійної зони на 10-25 %). Застосування поверхнево-активних речовин і поліакриламіду дещо зменшує негативний вплив водних рідин глушіння на пласт. Якщо у випадку застосування пластової води (густина 1120 кг/м3; загальна мінералізація 13,9 %; вміст іонів Ca2+ 11022 мг/л, іонів Mg2+ 1216 мг/л; рН = 6,2) наслідки кольматації порід-колекторів Охтирського нафтопромислового району після глушіння порівняно незначні, то в разі застосування пластової води, дообважненої хлоридом кальцію CaCl2 до густини 1310 кг/м3, спостережено зниження коефіцієнта відновлення проникності до значин 15–45 %. Те ж стосується і розчинів поліакриламіду ПАА, які широко застосовуються як технологічні рідини.
Таблиця 2.24 – Диференціація модифікацій рідин для глушіння свердловин з урахуванням характерних ознак порід колекторів ДДЗ
Ознаки
Компоненти активного діяння

Нижній карбон
HCl, CaCl2
інвертні емульсійні композиції
гідрофілізуючі додатки (сукринол АФ9–12)
вуглеводневі гелі-блокатори
розчини на нафтовій основі, HCl

Середній карбон
гідрофілізуючі додатки
HCl, CaCl2
інвертні емульсійні композиції
спиртові форми ПАР

Наявність адсорбційноактивних глин
KCl
катіонні ПАР
HCl, NaOH, NaCl (KCl)
CaCl2

Цемент вапняно-глинистий
аніонні ПАР, слабкі кислоти
загущені вуглеводні + HCl

Висока проникність
грубо дисперсні наповнювачі
HCl, NH4OH, амфіонні ПАР


Таблиця 2.25 – Диференціація модифікацій рідин для глушіння свердловин з урахуванням характерних ознак пластових флюїдів ДДЗ
Ознаки
Компоненти активного діяння

Підвищений вміст парафінів
CH3OH + карбамід
CH3OH, CaCl2, HCl
нейоногенні ПАР
рідини з високою буферною ємністю

Висока в’язкість нафти
полімер + слабка кислота

Високосмолиста нафта
рідини з високою буферною ємністю
спиртові розчини ПАР солюбілізуючого діяння

Присутність іонів заліза
NH4OH + NH4Cl (NH4NO3)
синтетичні ПАР, NH4OH

Водонасиченість > 30%
суміш ПАР
нейоногенні ПАР + KCl


Таблиця 2.26 – Ряд ефективності ПАР щодо диспергуючого, емульгуючого і відмиваючого діяння
Нафти з родовищ НГВУ "Охтирканафтогаз"
Показники
Ряд ефективності ПАР
Вплив підвищення pH


Густина, кг/м3
Вміст водної фази, %



Анастасіївська
900
33
жиринокс > совенол > синтанол > сукринол АФ9–12 > дисольван > сульфонол
+

Високов’язка бугриватівська (свердловина №79–Б)
940
20
совенол


В’язкопарафіниста рибальська (свердловина №119–Р)
836

синтанол > дисольван > сукринол АФ9–12 > сульфонол
+

Високосмолиста бугриватівська (свердловина №230–Б)
950
41
жиринокс > сукринол 2ІАФ > сульфонол


Малов’язка козіївська (свердловина №26–Коз)
830
44
совенол > синтанол > сульфонол > дисольван > сукринол 2ІАФ > жиринокс
+

Парафінистий конденсат (свердловина 5–Г)
820

синтанол > совенол > дисольван > сульфонол



Застосування гарячої технічної води збільшує тривалість освоєння в результаті закупорювання фільтрової частини свердловини загуслою нафтою і парафіносмолистими речовинами, змитими зі стінок свердловин і НКТ.
Як рідина глушіння може бути використана суміш води, мінеральної солі, хімічно осадженої крейди, КМЦ, а також сульфонолу і лугу. Така рідина глушіння має невелику в’язкість, підвищену тривкість і ефективна в разі здійснення подальшого солянокислотного оброблення пласта. Чим вища концентрація солі, тим значнішим є стабілізувальне діяння на неї сульфонолу. Технологія приготування системи охоплює розчинення у воді сульфонола і лугу з подальшим додаванням солі і КМЦ, витримування суміші протягом доби для гідратації полімера (у разі нагріванні до 7013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С процес прискорюється) і введення крейдового порошку. Така рідина придатна для глушіння свердловин у теригенних колекторах з коефіцієнтами карбонатності до 15% і проникності не вище 2 мкм2.
Полімери, які регулюють в’язкість прісної води, за їх термотривкістю розміщуються таким чином: ПАА, КМЦ-600, сіркогель Е-55, МЦ-65 (деструкція метилцелюлози розпочинається вже за 5013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С).
Мінералізація води впливає на реологічні властивості полімерних розчинів. Наявність солей у них призводить до часткової нейтралізації зарядів полімера, згортання молекул, різкого зменшення в'язкості рідини.
10-20% водні розчини хлористого натрію NaCl знижують термотривкість КМЦ-600, що проявляється в різкому зменшенні в'язкості розчинів за температур понад 5013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С. За таких температур із названих реагентів можна використати тільки ПАА.
Зміна в’язкості розчинів хлористого кальцію СаСl2 залежить від стійкості полімерів до агресії йонів кальцію і здатності утворювати з ним нерозчинні сполуки. Полімери типу КМЦ не мають стійкості до двовалентних іонів. Активність МЦ-65 зберігається за вмісту в розчині СаСl2 до 15%, а далі розчин спінюється.
Хоч ПАА відноситься до класу полімерів, нестійких до агресії хлоридів багатовалентних металів, але він є єдиним реагентом, здатним загущувати розчини густиною до 1250 кг/м3.
Для обважнення рідини глушіння на основі водного розчину ПАА з додатком нейоногенної ПАР використовують хлориди натрію, кальцію, заліза, цинку, сірчанокислий магній, а як структуроутворювач - глинопорошок. Ступінь стабілізації таких систем, який оцінюється за величиною водовіддачі, залежить від концентрації хлоридів у полімерній рідині.
Розчини на основі броміду кальцію CaBr2 мають високу інгібувальну дію відносно глинистих мінералів продуктивного пласта.
Оброблення розчинів броміду кальцію CaBr2 густиною до 1500 кг/м3 амінодекстрином і модифікованим крохмалем забезпечує регулювання в’язкості і фільтраційних властивостей за температур до 10013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С. Властивості розсолів густиною 1500-1800 кг/м3 ефективно регулюються додаванням модифікованого крохмалю, а розсолу густиною до 1700 кг/м3 – додаванням оксиетилцелюлози (реагент термотривкий до 15013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С; втрата його значно менша, ніж двох попередніх). Величини фільтрації розсолів на основі бромиду кальцію CaBr2 добре регулюються комбінованим введенням оксиетилцелюлози і карбонатів (крейда, вапняк, сидерит).
Існуюче розмаїття складів рідин глушіння на водній основі густиною до 2300 кг/м3 з вмістом твердої фази або без неї дає змогу в кожному конкретному випадку глушіння свердловини підібрати економічно вигідну, вибухо- і пожежобезпечну рідину глушіння, яка виявляє мінімальну забруднювальну дію на продуктивний пласт, сприяє швидкому й ефективному освоєнню свердловини в післяремонтний період.
Рідини глушіння на вуглеводневій основі, в основному, представлені оберненими емульсіями з широким діапазоном технологічних властивостей, але густина таких систем без вмісту твердої фази не перевищує 1160 кг/м3. За кордоном такі рідини використовують переважно в умовах високих температурах (до 26013SYMBOL 176 \f "Courier New" \s 141415С).
Застосування обернених емульсій спричиняє короткочасне зниження висоти динамічного рівня без втрат у видобутку нафти. Глушіння розчином МЛ-72 дає незначне зниження висоти динамічного рівня, короткотривалий (до 32 год) період освоєння свердловин, високий рівень видобутку нафти.
Той чи інший тип рідини глушіння використовують у залежності від технологічних особливостей ремонтних робіт.
У рідинах глушіння на водній основі часто є необхідним застосовувати інгібітори корозії, що зумовлюється їх іонним складом, величинами рН і ступенем мінералізації. Так, розсоли, що не містять бромідів і хлоридів цинку, звичайно, мають слабколужну реакцію і низьку корозійну активність. Але в них може розчинятися кисень у значних кількостях, що зумовлює підвищення їх агресивності відносно сталі. Найактивнішими інгібіторами корозії в сольових розчинах є плівкотвірні азотовмісні ПАР, зокрема катіонні. Ефективними є сульфонати, інгібітор І-1-Д, ДС-РАС.
Деякі зарубіжні фірми випускають полімер-карбонатні розчини, які містять у своєму складі хлорид натрію (або хлорид калію), правильно підібрані полімери, частинки карбонату кальцію певного фракційного складу, чистий і кислоторозчинний обважнювач, а також деемульгатори, інгібітори корозії, бактерициди, термостабілізувальні додатки і поглиначі кисню.
Ефективність використання рідин глушіння для поточного і капітального ремонту свердловин не визначається однозначно за яким-небудь одним показником, наприклад, за скороченням тривалості ремонту свердловин, збільшенням строку служби занурених електровідцентрових насосів, величиною дебіту свердловини після глушіння і т.д. Мабуть, це зумовлюється тим, що застосовувана рідина глушіння не може бути високоефективною за всіма показниками.
Із рідин глушіння на водній основі завдяки простоті їх приготування і застосування можуть обмежено використовуватися, якщо маємо відповідні умови (величина пластового тиску, відсутність взаємодії з пластовими водами продуктивних пластів і т.п.), стічні води, сольові розчини з ПАР, особливо нейоногенного типу, а також водні розчини солей, загущені лігносульфонатами, полімерами, обважнені до 1250-1450 кг/м3 карбонатно-глинисті (глинисто-крейдові) і крейдові розчини (розчини, які не містять баритових і залізистих обважнювачів, що не розчиняються під час кислотних оброблень).
Але більш прийнятними, в аспекті збереження проникності привибійних зон і коефіцієнта продуктивності свердловин після їх глушіння і ремонту, є розчини на вуглеводневій основі, на нафтовій основі та інвертно-емульсійні розчини як необважнені, так й обважнені. У випадку високопроникних продуктивних поглинальних пластів можна застосовувати розчини на вуглеводневій основі, а в разі потреби високоструктуровані і високов’язкі розчини на вуглеводневій основі, а також стабілізовані піни.
Перспективними напрямками досліджень слід вважати розробку рідин глушіння, які не змішуються з водою і нафтою (не розчиняються в них), пошук обважнювачів, які можна було б видаляти із привибійної зони пласта після глушіння свердловин (шляхом розчинення), та створення рідин глушіння, які додатково ще й очищали б привибійну зону продуктивного пласта від асфальтено-смолистих речовин і парафіну, що містяться в нафті.
Для попередження ускладнень внаслідок глушіння свердловин неструктурованими системами застосовується метод зниження інтенсивності їх поглинання подаванням у зону фільтра і частково у привибійну зону пласта буферних об’ємів, наприклад, водного розчину КМЦ з додатком ПАР або крейдової пульпи.
Буферний об’єм є прямою емульсійно-суспензійною композицією, до складу якої входять: вода, дизельне пальне, крейдовий порошок і превоцел. Рідина має густину 1200-1300 кг/м3, величину водовіддачі не вище 1 см3/30 хв.
Для запобігання поглинань рідини глушіння високопроникними пластами, тобто для блокування продуктивного пласта, застосовують буферні рідини (об’ємом близько 1 м3), в ролі яких широко використовують водні розчини карбоксилметилцелюлози (КМЦ) і в’язкопружний склад (ВПС).
Використання водорозчинних полімерів дає змогу регулювати реологічні властивості рідин для глушіння. Найчастіше з цією метою застосовують поліакрилати, зокрема поліакриламід (ПАА) в кількості 0,2-0,5%.
Зниження фільтрації розчинів солей, полімерних розчинів та розчинів, одержаних шляхом їх комбінації, досягають додаванням до них карбонату кальцію. Крім того, з цією метою використовують смоли, розчинні у вуглеводнях, а також різні органічні колоїди, що здатні утворювати антифільтраційну кірку-плівку.
В’язкість буферної рідини в межах 1-2 Па13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415с є достатньою для ефективного зниження приймальності поглинальних пластів.
Буферну рідину на основі КМЦ готують шляхом розчинення КМЦ у сольовому розчині, густина якого вибирається з урахуванням того, що 5-6% додаток КМЦ підвищує густину розчину на 30 кг/м3. На одну операцію глушіння беруть 1 м3 буферної рідини. Буферну рідину на основі КМЦ готують у ємності шляхом циркуляції через насос.
У разі великих поглинань рідин глушіння, коли використання водних розчинів КМЦ малоефективне, як буферні рідини можуть використовуватися в’язкопружні суміші (ВПС). В’язкопружну суміш готують, наприклад, шляхом поліконденсації поліакриламіду (ПАА) з формальдегідом у слабколужних і нейтральних середовищах з додаванням смоли (СФ-282, ФР-12, ФР-50, ТС-10 або гексарезорцинової). Після конденсації (24-48 год) ВПС перетворюється у пружну гелеподібну масу, яка має слабке зчеплення з поверхнями труб, гірських порід і цементного каменю. Суміш зберігає свої властивості за температур до 9013SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 141415С, під час тривалого контактування з нафтою, соляною кислотою і пластовою водою. Об’ємне співвідношення компонентів таке (%): 2% водний розчин ПАА (100): смола (1,5) : формалін (1,5). ВПС готують шляхом змішування з допомогою насосних агрегатів розчину ПАА зі смолою, після отримання однорідної суміші до неї додають формалін, а відтак суміш перемішують ще 5-10 хв, закачують у свердловину і витримують у спокої до перетворення в гелеподібну масу.
Під час глушіння свердловин, що експлуатуються устаткованням ЕВН, небажаною є наявність у рідині глушіння завислих, нерозчинних у воді частинок, які призводять до заклинювання і руйнування насоса.
2.3.8 Технології приготування рідин для глушіння свердловин
Стічні і пластові води для глушіння свердловин отримують як з устатковань підготовки нафти, так і безпосередньо зі свердловин. Ці води по приймальному колектору подаються в буферну ємність (буліт), об’єм і рівень води в якій контролюється регулятором рівня або тиску (рис. 2.4). Ефективним є рівномірне розміщення пунктів набору води для глушіння по території родовища.
Для отримання водних розчинів солей обладнують вузли їх приготування, які містять у собі глиномішалки з підвідними і відвідними трубопроводами, насосами. Завантаження солей у глиномішалку здійснюють бульдозерами або автонавантажувачами. Розчини солей транспортують на свердловини автоцистернами.

13 EMBED Designer.Drawing.6 1415
Рис. 2.4 – Схема водозабірного устаткування для використання в якості рідини глушіння стічної води з устатковань підготовки нафти: 1 – приймальний колектор стічної або мінералізованої пластової води; 2 – приймальна засувка; 3  регулятор рівня (тиску); 4 – буферна ємність (буліт); 5 – вихідна засувка; 6  лінія відбирання; 7 – естакада фермова з майданчиком; 8 – драбина
13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 2.5 – Схема приготування водного розчину хлориду кальцію: 1 – склад для зберігання хлориду кальцію; 2 – стрічковий транспортер; 3 – гідрозмішувач; 4  насосний блок; 5 – енергетичне обладнання; 6 – службове приміщення; 7  проміжна ємність; 8 – насос для відкачування виловленої нафти; 9, 10  ємності для стічної води з термохімічних устатковань підготовки нафти; 11  резервуари для готової рідини глушіння; 12 – корпус гідрозмішувача; 13  приймальний люк; 14 – головки гідрозмішувача; 15 – глуха перегородка; 16  горизонтальна сітка; 17  поперечна (вертикальна) сітка; І – стічна вода; ІІ  готова рідина глушіння

Для приготування розчину солей на стічній або пластовій воді застосовують спеціальне устатковання (рис. 2.5.). Вода І поступає в приймальні резервуари 9 і 10, де відбувається попереднє відстоювання її від механічних домішок і залишкової нафти, для відбирання яких передбачено плаваючу трубу і насос 8, а з резервуарів 9 і 10 самоплином – у підземну проміжну ємність 7. Із неї насосом блока 4 під тиском 1-1,2 МПа вона нагнітається в гідрозмішувач 3, куди за допомогою транспортера 2 через люк 13 подається сіль у кількості, відповідно до розрахункової густини розчину. Вузол гідрозмішувача 3 (показано на рисунку зліва внизу) складається з двох відсіків, розділених вертикальною перегородкою 17 (перфорованою у верхній частині) для вловлювання великих нерозчинених частинок солі. Дрібніші частинки солі вловлюються горизонтальною сіткою 16 з розмірами чарунок 0,40,5 мм. Із гідрозмішувача 3 рідина надходить у проміжну ємність 7. Цим же насосом після подавання розрахункової кількості солі створюється циркуляція рідини за схемою насос блока 4 – гідроциклон 3  проміжна ємність 7 до повного розчинення завислих частинок солі і вирівнювання концентрації розчину у всьому його об’ємі, а відтак готова рідина ІІ цим же насосом блока 4 подається в товарні резервуари 11.
Якщо пластова вода належить до гідрокарбонатно-натрієвого типу, то у випадку приготування рідини глушіння з використанням хлориду кальцію до рідини додають гексаметафосфат натрію з метою запобігання випаданням осаду нерозчинних солей карбонатів.

13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 2.6 – Принципова технологічна схема устатковання для приготування обернених емульсій: І – нафта; ІІ – вхід реагенту; ІІІ – вхід водної фази; ІV – подавання бариту в емульсію; V – вихід оберненої емульсії

Для приготування обернених емульсій застосовують стаціонарне високопродуктивне (200-500 м3/доб) устатковання (рис. 2.6) або пересувне малогабаритне і малопродуктивне устатковання (до 5 м3/год). Технологія приготування оберненої емульсії зводиться до таких основних операцій (див. рис. 2.6):
заповнення ємностей (1Є, 2Є, 1В, 2В, 1Б, Є) відповідними компонентами;
введення у змішувальну ємність А (50-200 м3) розрахункової кількості вуглеводневого середовища й емульгатора ЕС-2 з одночасною їх циркуляцією (перемішуванням) за схемою ємність А-насос 4-диспергатор (турбулізатор) Т-ємність А;
введення в ємність А розрахункової кількості водної фази (пластової води або водного розчину СаСl2) насосом 3 (подавання 100-200 м3/год) через турбулізатор Т з одночасним прокачуванням (через нього ж) насосом 3 (подавання 100-200 м3/год) вуглеводневого середовища з розчиненим у ньому емульгатором (у турбулізаторі Т відбувається первинне утворення оберненої емульсії);
після введення розрахункової кількості водної фази насосами 3 і 4 продовжують перемішувати (диспергувати) емульсію через диспергатор до готовності (готовність оберненої емульсії як рідини глушіння визначається електростабільністю, структурно-реологічними параметрами і густиною);
готову обернену емульсію перекачують у резервуар Б (50-200 м3), за потреби подають на блок обважнення за схемою ємність А- бункер 1Б(2Б)-насос 3-ємність А. Під час проходження емульсії через блок обважнення барит із бункера 1Б (або 2Б) самочинно подається у струмінь емульсії і, перемішуючись у насосі, відкачується в ємність А, тобто одночасно з введенням обважнювача відбувається вирівнювання густини емульсії по всьому об’єму резервуара А;
з допомогою насоса 5 відпускають обернену емульсію в автоцистерни.
Устатковання розміщують поряд з устаткованням підготовки нафти для забезпечення вуглеводневою рідиною (нафтою) і парою.
Вадою застосування обернених емульсій є підвищена забруднюваність НКТ, робочого місця і спецодягу ремонтників. Погіршення умов праці пов’язане з підвищеною адгезійною здатністю обернених емульсій на металевому обладнанні. На стінках НКТ формується шар емульсії товщиною до 0,5 мм влітку і 1,5 мм взимку. Звідси виникла потреба застосовувати спеціальний механічний пристрій для очищення зовнішньої поверхні НКТ і кабеля (в процесі підіймання їх із свердловини) від свердловинної рідини за допомогою шкребка, який складається із двох шарнірно-з’єднаних половин і вільно переміщається вздовж і навколо НКТ. Пристрій монтується на гирлі свердловини, а зверху до нього кріпиться ключ АПР (апарата підземного ремонту).
13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 2.7 – Устатковання для приготування інвертно-емульсійного розчину для глушіння свердловин: 1 – всмоктувальна лінія; 2 – резервуар місткістю 50 м3; 3  диспергатор; 4 – насос

Для приготування інвертно-емульсійного розчину застосовується устатковання, яке містить резервуар 2 місткістю 50 м3, насос 4, диспергатор 3 і резервуар місткістю 12 м3 (рис. 2.7.). У резервуар 2 завантажують 30 м3 водного розчину СаСl2 густиною 1360 кг/м3, 14 м3 безводної нафти, відтак заливають 3 м3 нафти, яка містить 20 % СЖК фракції С20+вищі і 0,05 м3 20%-ого водного розчину NaOH. Розчинення СЖК у нафті здійснюється завчасно в меншому резервуарі, куди подається 9,5 м3 нафти і 2,5 м3 розігрітих СЖК (з допомогою паропересувного устатковання), при цьому перемішування здійснюється цементувальним агрегатом. Перемішування всієї суміші здійснюють насосом 4, регулюючи подавання рідини (нафти і розчину хлориду кальцію) за допомогою засувок на всмоктувальній лінії з переважанням нафти в суміші. Змішування і диспергування водяної фази в нафті відбувається в насосі 4, а відтак у диспергаторі 3, який складається із струменевого змішувача і турбулізаційної насадки. Операція приготування інвертно-емульсійного розчину триває 6-8 год.
На родовищах Західного Сибіру застосовують два типи розчинних вузлів для приготування водних розчинів хлоридів натрію і кальцію.
На розчинному вузлі (рис. 2.8) з продуктивністю від 100 до 300 м3/доб розчину приготування здійснюється таким чином. До збірно-щитового складу 1 завозять сіль у розсипному вигляді або в мішках. Сіль переміщують до ємності 6 бульдозером або автонавантажувачем, а засипають у горловину ємності вручну. В ємності 6 сіль інтенсивно перемішуєються за допомогою циркуляції гарячої води від насосів, розміщених у приміщенні насосної станції 3, при цьому вода подається в перфоровані труби з насадками, які знаходяться в днищах ємностей 6. У міру приготування сольового розчину необхідної концентрації останній подається в ємність 4, де в разі потреби розводиться до необхідної густини.

13 EMBED Designer.Drawing.6 1415
Рис. 2.8 – Схема розчинного вузла продуктивністю до 300  м3/доб: 1 – склад для зберігання хімреагентів; 2 – вхідні трубопроводи; 3 – насосна станція; 4 – ємність для готового розчину; 5 – напірні трубопроводи; 6 – ємності для приготування розчину

Розчинний вузол (рис. 2.9) з продуктивністю понад 300 м3/доб механізовано. Сіль завозиться самоскидами до складу 1, звідки бульдозером або автонавантажувачем переміщується на забетонований майданчик 3, який має нахили до заглиблених у землі ємностей 2. Для очищення від механічних домішок і нерозчинних залишків встановлено фільтр 4, який очищається механічно з допомогою вантажопідіймального механізму. За допомогою насосів 6 створюється циркуляція гарячої води із ємності 2 на забетонований майданчик 3 і по стоку майданчика назад у ємності 2.

13 EMBED Designer.Drawing.6 1415
Рис. 2.9 – Схема розчинного вузла продуктивністю понад 300 м3/доб: 1  склад для зберігання хімреагентів; 2 – ємність для приготування розчину; 3  майданчик для розмивання солі; 4 – фільтр; 5 – ємність для готового розчину; 6 – насосна станція; 7 – напірні трубопроводи; 8 – вхідні трубопроводи

Для приготування буферної рідини на основі КМЦ можна використати або цементувальний агрегат, або стаціонарне устатковання на розчинному вузлі, або пересувне устатковання на шасі автомобіля. За допомогою пересувного устатковання (рис. 2.10) буферну рідину звичайно приготовляють на свердловині. Для цього із бака 4 сольовий розчин перекачують у бак 1, де відбувається розчинення і перемішування КМЦ циркуляційним насосом 3. У міру перемішування і доведення розчину до необхідних параметрів за густиною і в’язкістю відбувається підігрівання розчину випускними газами автомобіля. Готова буферна рідина (або в’язкопружні розділювачі, в’язкопружні суміші) перекачуються в ємності цементувального агрегату, звідки закачуються у свердловину.

13 EMBED Designer.Drawing.6 1415
Рис. 2.10 – Схема пересувного устаткування для приготування буферних рідин і в’язкопружних сумішей: 1 – бак для приготування буферної рідини місткістю 2 м3; 2 – вхідна гребінка; 3 – насос з електроприводом; 4 – бак для води (розчину) місткістю 2 м3; 5  вихідна гребінка; 6 – відсік для зберігання хімреагентів; 7 – система підігрівання випускними газами

Кількість рідини для глушіння свердловини повинна бути рівна об’єму експлуатаційної колони плюс необхідний запас.
Перед ремонтом фонтанних свердловин повинен бути передбачений запасний об’єм рідини глушіння з необхідними параметрами не менше двократного об’єму свердловини, яка ремонтується. Створюваний тиск не повинен перевищувати допустимого тиску для експлуатаційної колони.
2.3.9 Технології глушіння свердловин
Рідину глушіння готують біля свердловини або централізовано.
Ланка з глушіння виконує наливання, зливання, транспортування рідин для глушіння, їх закачування, збирання і розбирання нагнітальних ліній для глушіння, збирання і розбирання викидних ліній, зниження тиску після глушіння.
Перед початком ремонту свердловину зупиняють і глушать, досліджуючи її при цьому на герметичність експлуатаційної і обсадних колон труб за зміною міжколонних тисків.
Нагнітальну свердловину зупиняють за декілька днів до ремонту, щоб забезпечити зниження буферного тиску. Глушать її тоді, коли пластовий тиск перевищує гідростатичний тиск.
Перед глушінням нафтових свердловин повинно бути припинено подавання електроенергії на двигун верстата-качалки або на кабель до свердловинного зануреного електродвигуна. Головка балансира верстата-качалки повинна бути відкинута назад (або відведена в сторону).
Глушіння свердловини допускається за повної або часткової заміни свердловинної рідини з відновленням або без відновлення циркуляції. Якщо часткова заміна свердловинної рідини недопустима, то заповнення колони рідиною глушіння здійснюється під час її прокачування на поглинання.
Спосіб глушіння свердловини вибирається в залежності від експлуатаційних параметрів (газовий фактор, обводненість, приймальність, тиск нагнітання, пластовий тиск) і способу її експлуатації. До спецтехніки для глушіння входить насосний або промивальний агрегат і автоцистерни.
Для вилучення з свердловини пластової рідини з малою густиною застосовують пряму і зворотну циркуляцію рідини. У процесі прямої циркуляції технологічну рідину глушіння закачують по колоні насосно-компресорних труб, а витіснена пластова рідина рухається по кільцевому простору між НКТ і експлуатаційною колоною. У процесі зворотної циркуляції технологічну рідину закачують у кільцевий простір, а витіснена пластова рідина рухається по НКТ.
Промивання з прямою і зворотною циркуляцією забезпечує гарантоване заміщення стовпа пластової рідини тільки до глибини опускання насоса або НКТ. Для заміщення всього об'єму рідини у разі зворотного промивання після появи технологічної рідини на гирлі свердловини, що визначається за періодичними відборами проб з контрольного вентиля, центральну засувку закривають, а закачування технологічної рідини не припиняють. За умови підвищення вибійного тиску закачуваної технологічної рідини порівняно з пластовим тиском стовп рідини, що знаходиться нижче колони промивальних труб або НКТ, буде затиснутим у пласт. Гарантувати повне заміщення всього стовпа пластової рідини на технологічну рідину під час промиванні не можна, тому густину промивальної рідини вибирають такою, щоб протитиск на пласт перевищував пластовий тиск на 5-10%. Відношення протитиску і пластового тиску називають коефіцієнтом запасу.
Глушіння фонтанної, газліфтної і нагнітальної свердловин здійснюється закачуванням рідини глушіння методом прямого (в НКТ) чи зворотного (в затрубний простір) промивання експлуатаційної колони до виходу закачуваної рідини на поверхню за протитиску на виході рідини із свердловини рівному або дещо більшому від статичного тиску на гирлі, та вирівнювання густин вхідного і вихідного потоків. У затрубний простір рідину закачують, в основному, тоді, коли колона НКТ перекрита парафіном, не перевищуючи при цьому допустимий для колони тиск. Після перебігу 1-2 год за відсутності переливання рідини і виходу газу свердловина вважається заглушеною.
Для глушіння газліфтної свердловини, яка обладнана пакером, спочатку за допомогою канатного інструменту відкривають циркуляційний клапан, знижують надлишковий (вище атмосферного) тиск і закачують в НКТ рідину глушіння до виходу її через затрубний простір на поверхню. Потім перекривають затрубний простір і закачують у пласт рідину глушіння, а відтак за відсутності виходу газу або рідини, розгерметизовують свердловину, зривають пакер. Після перебігу 1,5-2 годин відновлюють циркуляцію для виведення нафти, вимитої з підпакерної зони. Піднімання обладнання здійснюється з доливанням у свердловину рідини глушіння.
У разі підвищення тиску в затрубному просторі свердловин, обладнаних пакерами та відсікачами, виникає необхідність глушіння свердловин для запобігання руйнувань експлуатаційної колони з подальшим відкритим фонтаном чи грифоном.
У запакерованих свердловинах глушіння ускладнюється необхідністю гідравлічно сполучити затрубний простір з трубним.
Розглянемо деякі апробовані варіанти глушіння свердловин, які оснащені різним внутрішньосвердловинним обладнанням.
Якщо свердловина обладнана однорядним піднімачем з клапаном-відсікачем і пакером, то глушіння можливе після відкриття циркуляційного клапана. Найбільш складним є випадок, який вимагає тривалої зупинки свердловини під тиском, коли вказаний клапан-відсікач неможливо відкрити з допомогою дистанційного керування. В цьому випадку необхідно опустити через лубрикатор спеціальний інструмент та витягнути клапан-відсікач, попередньо створивши над ним тиск, який приблизно дорівнює пластовому. Якщо неможливо витягнути клапан з допомогою інструменту, який опускають на дроті, наприклад, через стирання заплечиків або заклинювання замкового пристрою клапана-відсікача, то необхідно опустити під тиском труби малого діаметра (48 мм та менше) зі спеціальним пристосуванням для витягування клапана-відсікача.
Якщо свердловина обладнана дворядним піднімачем та пакером, то її можна заглушити створенням циркуляції рідини через центральні труби з виходом у кільцевий простір. Якщо це не вдається, то необхідно використати глибинну лебідку з інструментом, який опускається на канаті, відкрити циркуляційний клапан, забезпечивши тим самим зв'язок між трубним та затрубним просторами. Під час відкривання циркуляційного клапана необхідною умовою опускання інструменту є закриття свердловини для виключення впливу високонапірної протитечії продукції. При цьому гирловий тиск різко підвищується, що (за наявності у свердловині НКТ із звичайними різьовими з'єднинами) може призвести до перетікання газу в затрубний простір. Тому для успішного відкривання циркуляційного клапана необхідно, щоб були висока міцність та герметичність обсадної колони.
У процесі експлуатації свердловин з дворядним піднімачем та пакером можливе порушення герметичності першого ряду і наявність сполучення трубного та затрубного просторів. При цьому глушіння свердловини проводиться описаним вище способом (через другий ряд та циркуляційний клапан). Однак, належить урахувати, що закриття свердловини в подібній ситуації та різке підвищення гирлових тисків може призвести до прориву НКТ першого ряду. Якщо прорив НКТ відбудеться в нижній частині колони піднімальних труб першого ряду, то глушіння свердловини не викликає особливих затруднень. У випадку прориву труб у верхній частині глушіння свердловини ускладнюється. Щоб запобігти виходу з ладу НКТ у процесі експлуатації, необхідно застосовувати труби зі спеціальними високогерметичними з'єднинами і проводити їх своєчасну профілактичну заміну. Доцільно також використовувати НКТ з високогерметичними різьовими з'єднинами, наприклад, типу Батресс, ВАМ і з більшою товщиною стінки (понад 5,5 мм), які витримують 70 МПа надлишкового тиску.
Насосні свердловини, як правило, глушать шляхом закачування рідини на циркуляцію в міжтрубний простір, а об'єм рідини між входом у насос і пластом протискують у пласт.
Для глушіння свердловин, обладнаних ЕВН, циркуляційний клапан збивають, рідину закачують у НКТ до виходу її через затрубний простір. Потім затрубну засувку закривають, а об'єм рідин між входом у насос і пластом протискують у пласт.
Глушіння свердловин, обладнаних ЕВН і ШСН, за необхідності виконують за два і більше заходів. У разі малої приймальності свердловину залишають у спокої на період витіснення свердловинної рідини рідиною глушіння і виконують наступний цикл глушіння. Якщо приймальність пласта відсутня, то після заміни об'єму рідини від гирла до входу в насос свердловину закривають і очікують, поки не відбудеться заміщення піднасосної рідини. Час заміщення піднасосної рідини визначається за формулою:
13EMBED Equation.2 1415, (2.29)
де Н – глибина свердловини; h – глибина опускання насоса; (0 – швидкість заміщення піднасосної рідини (для водних розчинів NaCI і CaCI 2 густиною 1100-1300 кг/м3 можна брати (0 = 0,1-0,15 м/с). Після заміщення піднасосної рідини закачуванням у міжтрубний простір витісняють цю рідину із свердловини. Після вирівнювання тисків контролюють наявність переливання рідини із свердловини. Якщо необхідно, то виконують додатковий цикл глушіння.
У випадку глушіння свердловин з високим газовим фактором, великим інтервалом перфорації, поглинанням рідини глушіння у високопроникні інтервали (приймальність 200-300 м3/доб при тиску 10-12 МПа) передбачають закачування в зону фільтра буферної пачки загущеної рідини глушіння або в'язкопружну рідину. Якщо має місце інтенсивне поглинання, то використовують нафто-водо-кислоторозчинні наповнювачі-кольматанти з умовою подальшого відновлення проникності привибійної зони пласта.
Буферну рідину прокачують до інтервалу перфорації, закривають гирлову засувку і рідину протискують у пласт. Засувки арматури закривають на 2030 хв для вирівнювання тисків.
Якщо після відкривання засувок відсутні газопрояви, переливання, поглинання рідини глушіння, тоді розпочинають ремонтні роботи.
2.3.10 Особливості глушіння свердловин, продукція яких містить сірководень
Нафтові родовища, які містять сірководень (H2S), можна класифікувати на три групи:
нафтові родовища з відносно невеликим вмістом H2S (від 0,0015 до 0,5% мол.); видобування і підготовка нафти, газу та води здійснюється без застосування яких-небудь спеціальних додаткових технологій;
нафтові родовища із середнім вмістом H2S (від 0,51 до 2,0% мол.); видобування і підготовка продукції вимагають виконання відповідних норм і правил охорони праці та довкілля;
нафтові родовища з великим вмістом H2S (понад 2,0% мол.); видобування і підготовка нафти вимагають використання спеціальних матеріалів, технології і техніки, виконання норм і правил охорони праці та довкілля.
Слід зазначити, що є особлива група нафтових родовищ, продукція яких у початковий період розробки не містила сірководню. Але в подальшому внаслідок заводнення нафтових пластів поверхневими водами, які містять сульфатвідновлювальні бактерії, відбулося зараження пластів мікроорганізмами, і в продукції свердловин появився сірководень (такі родовища, звичайно, відносяться до першої групи).
Газ газових і газоконденсатних родовищ у своєму складі теж може містити сірководень у великих кількостях (наприклад Локачівське родовище на Волині).
Якщо в продукції міститься понад 2% мол. сірководню, то середні строки експлуатації промислового обладнання значно скорочуються, забруднюється повітря в робочих місцях сірководнем. Найбільш ефективними напрямками зменшення шкідливого впливу H2S вважаються застосування інгібіторів і труб із матеріалів, стійких до корозії (низьковуглецевих аустенітно-феритних сталей; тефлону для ущільнення; пластмасові труби, армовані скловолокном).
Для безпечного здійснення робіт під час підземного і капітального ремонту розроблено спосіб нейтралізації H2S у стовбурі ремонтованої свердловини з використанням технічного двоокису марганцю MnO2:
2H2S + MnO2 = MnS2 + 2H2O.
Технічний двоокис марганцю є пастоподібною масою темно-бурого або чорного кольору, яка складається із двоокису марганцю (в перерахунку на суху речовину) – не менше 65% і лугу – не більше 5% (в перерахунку на їдкий калій); вміст вологи – до 60%. Реагент не горить, вибухобезпечний, не викликає корозії підземного обладнання, необоротно взаємодіє з сірководнем, дешевий, випускається вітамінними заводами у вигляді відходів.
Його додають до таких робочих рідин: полімерних розчинів на основі поліакриламіду (ПАА) і карбоксиметилцелюлози (КМЦ); полімерносольових розчинів на основі ПАА; хлористого кальцію чи натрію й інших солей металів; міцелярних розчинів; інвертно-емульсійних розчинів. Оптимальні значини співвідношення складових фаз міцелярного розчину знаходяться в межах: вуглеводнева фаза (гас, бензин, бітумний дистилят) – 60-70%; вода – 34,8-24,8%; ПАР (сепарол, дисолван) – 3-5%; ПАА – 0,2%. У разі застосування полімерних розчинів на основі КМЦ–300, КМЦ–500, КМЦ–600 їх вміст у воді складає відповідно 5; 4 і 3%.
Нейтралізуюча здатність технічного двоокису марганцю в цих розчинах значно вища, ніж у воді, бо за відсутності циркуляції рідини у свердловині він швидко осідає у воді.
Приготування нейтралізуючих рідин здійснюється з застосуванням механізованого устатковання або пересувних насосних агрегатів. Питома витрата технічного двоокису марганцю для нейтралізації 1л (1,52г) H2S становить 6г.
Нагнітання нейтралізуючої рідини здійснюють через затрубний або трубний простір за відкритої викидної засувки. Її закачують у свердловину як у повному об’ємі, так і у вигляді буфера (3-5 м3) в залежності від способу експлуатації, виду і тривалості ремонту свердловини. Закачування нейтралізуючої рідини у вигляді буфера здійснюють під час глушіння свердловини з розрахунку, щоб вона розмістилася у трубному і затрубному просторах на висоті 2/3 довжини підвіски НКТ, починаючи від башмака. У випадку складних видів ремонту тривалістю понад 3 доби і для ремонту фонтанної свердловини нейтралізуючою рідиною повністю заповнюють свердловину.
Окрім нейтралізації сірководню можна з метою запобігання забруднень повітря вентиляційним агрегатом відсмоктувати сірководневі гази із затрубного простору свердловини.
Корисним і цікавим у цьому аспекті є досвід здійснення капітального ремонту свердловин без піднімання НКТ шляхом опускання через колону НКТ бурильних труб малого діаметра (компанія Exxon, США) чи використання гнучких шлангів (метод канатної техніки).
2.3.11 Розрахунки, пов’язані з глушінням свердловин під час здійснення ремонтних робіт
1. Розрахунок тиску на вибої свердловини, яка простоює
Тиск на вибої простоюючої свердловини знаходимо за формулою:
pв = pг + p0 13SYMBOL 177 \f "Symbol" \s 141415 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415pс, (2.30)
де pв – тиск на вибої свердловини, яка простоює; pr - гідростатичний тиск стовпа рідини у свердловині; p0 – тиск на гирлі свердловини або тиск на вільній поверхні рідини; 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415pс – перепад тиску, що може виникати перед початком руху рідини від прояву її неньютонівських (в’язко-пластичних, структурно-механічних) властивостей.
Гідростатичний тиск стовпа рідини
pг = Н13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415g, (2.31)
де Н – глибина свердловини, точніше висота стовпа рідини; 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415 – середня густина рідини (нафти, води, рідини глушіння, бурового розчину тощо) за температурних умов у стовбурі свердловини; g - прискорення вільного падіння.
Перепад тиску 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415pс визначаємо за формулою:
13EMBED Equation.2 1415, (2.32)
де 13SYMBOL 116 \f "Symbol" \s 1414150 – статична напруга зсуву в’язкопластичної рідини (нафти, бурового розчину тощо); Dв – середній внутрішній діаметр колони труб (експлуатаційної колони).
Якщо тиск на вибої свердловини починає повільно зростати внаслідок слабкого припливу рідини із пласта, то перед початком руху розчину величину 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415pс необхідно брати зі знаком плюс, а перед початком руху рідини в пласт (повільне поглинання) – зі знаком мінус.
2. Визначення густини рідини глушіння
Якщо свердловина заповнена рідиною глушіння, то її гирло може бути відкритим, бо рідина глушіння створює протитиск на пласт і попереджує викиди зі свердловини. Тоді із формули гідростатичного тиску, нехтуючи величиною атмосферного тиску, знаходимо густину рідини глушіння (промивальної рідини під час розкриття і розбурювання продуктивного пласта):
13EMBED Equation.2 1415, (2.33)
де pпл – пластовий тиск (тиск на вибої свердловини, яка тривало простоює); kз – коефіцієнт запасу, який береться в залежності від глибини Н:
H, м

·1200
>1200


1,1-1,15
1,05-1,1.

3. Оцінка відносного тиску в системі пласт - свердловина
Відносний тиск – це відношення пластового тиску pпл до умовного гідростатичного тиску у свердловині pг (тиску стовпа прісної води висотою, рівною глибині свердловини),
13EMBED Equation.2 1415. (2.34)
У свердловині можуть мати місце:
– за pвідн > 1 – розгазування нафти (виділення газу з розчину), перемішування нафти і води та фонтанування, а за значного перевищення (pвідн >> 1) – газові, нафтові та водяні викиди і фонтанування; для їх попередження під час ремонтних робіт свердловину необхідно заповнити рідиною глушіння, густина якої повинна бути не меншою 103 pвідн кг/м3, тоді матимемо pвідн 13SYMBOL 179 \f "Symbol" \s 141415 1;
– за pвідн 13SYMBOL 163 \f "Symbol" \s 141415 1 – викидів нафти не повинно бути, але може спостерігатися поглинання рідини пластом (pвідн < 1), а за pвідн << 1 – повна втрата циркуляції; для безпеки робіт свердловину теж необхідно заповнити рідиною глушіння (наприклад, гідрофобно-емульсійним розчином), а за pвідн = 1 є найбільш сприятливі умови для роботи у свердловині.
3. Визначення зниження тиску у свердловині після підняття із неї колони труб
Колона труб у свердловині займає певний об’єм, а після їх підняття це призведе до зниження рівня рідини і, як наслідок, до зменшення тиску, що створюється стовпом рідини, якою заповнена свердловина:
13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415p = 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415h13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415g, (2.35)
де 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415h – зниження рівня рідини; 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415 – густина рідини; g – прискорення вільного падіння.
Об’єм колони труб становить
13EMBED Equation.2 1415, (2.36)
який дорівнює об’єму рідини
Vк = 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415h F, (2.37)
звідси зниження рівня рідини
13EMBED Equation.2 1415, (2.38)
де Мк – маса колони труб; 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415м – густина металу труб; F - площа поперечного прохідного перерізу експлуатаційної колони.
Маса колони однорозмірних труб
Мк = m L, (2.39),
де m - маса 1 м труб з урахуванням муфт (довідкова величина); L - довжина колони труб.
4. Типовий розрахунок процесу підготовки і закачування розчину для глушіння свердловини
Мета розрахунку – визначення густини розчину, витрати реагенту, кількість розчину. Порядок розрахунку такий:
– встановлюють розрахункову значину пластового тиску у свердловині, що ремонтуються (із карти ізобар або в результаті дослідження);
– обчислюють потрібну густину рідини глушіння:
13 EMBED Equation.3 1415 (2.40)
де
·р.г – густина розчину глушіння, кг/м3; рпл – пластовий тиск, Па; L – відстань по вертикалі від гирла свердловини до продуктивного горизонту, м; g – швидкість вільного падіння, м/с2;
· – коефіцієнт запасу, який враховує можливість підвищення пластового тиску в зоні свердловини у період ремонту;
· = 1,05 - 1,15;
– визначають вологість реагенту, густину сухого реагенту і густину вологи, що насичує реагент;
– обчислюють необхідний об’єм рідини глушіння:
Vрг = 0,785D2Lсв
·, (2.41)
де Vрг – об’єм розчину глушіння, м3; D – внутрішній діаметр обсадної колони, м; Lсв – довжина свердловини (відстань від гирла до вибою), м;
· – коефіцієнт втрат, залежить від приймальності свердловини,
· > 1;
– розраховують масу реагенту, необхідну для приготування заданого об’єму рідини глушіння Vрг необхідної густини
·р.г:
13 EMBED Equation.3 1415 (2.42)
де Мреаг – маса реагенту, необхідна для приготування розчину, кг;
·в – густина розчинника (води), кг/м3;
·реаг – густина реагенту в сухому стані, кг/м3; 13 EMBED Equation.3 1415 – вологість реагенту; Vвл – об’єм вологи у вихідному реагенті, м3; Vреаг – об’єм вологого реагенту, м3; решта позначень попередні;
– розраховують необхідний об’єм розчинника (води), м3:
13 EMBED Equation.3 1415 (2.43)
Задача 2.3 Визначити тиск оберненої емульсії (гідрофобно-емульсійного розчину, стабілізованого емульгатором ЕС-2) на вибій свердловини, яка простоює, глибиною 2125 м і з внутрішнім діаметром експлуатаційної колони 150,3 мм. Рідина глушіння має густину
· = 1120 кг/м3 і статичну напругу зсуву 13SYMBOL 116 \f "Symbol" \s 1414150 = 25 сПа. Гирло свердловин не герметизовано.
Розв’язування. Якщо гирло свердловини не герметизовано, то тиск на вільній поверхні рідини дорівнює атмосферному тиску, тобто p0 = 0,1 МПа.
Гідростатичний тиск стовпа рідини глушіння у свердловині
pг = Н 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415 g = 212513SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415112013SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 1414159,81 = 23,3(106 Па,
де Н – глибина свердловини; g – прискорення вільного падіння.
Перепад тиску рідини глушіння за рахунок її структурно-механічних властивостей
13EMBED Equation.2 1415,
де Dв - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м.
Тоді тиск рідини глушіння на вибій свердловини перед початком припливу рідини із пласта pв' = p0 + pг + 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415p = 0,1 + 23,3 + 0,014 = 23,41 МПа, а також перед повільним поглинанням pв'' = p0 + pГ – 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415p = 0,1 + 23,3 – 0,014 = 23,39 МПа.

Задача 2.4 Визначити густину і об’єм рідини для глушіння нафтової фонтанної свердловини. Відомо: глибина свердловини 3420 м; пластовий тиск 41,5 МПа; свердловина обсаджена двосекційною експлуатаційною колоною з умовним діаметром верхньої секції 168 мм (товщина стінки 10 мм), опущеної на глибину 2300 м, і нижньої секції 146 мм (товщина стінки11 мм) з глибини 2300 м до 3420 м.
Розв’язування. Визначаємо відносний пластовий тиск за формулою:
13EMBED Equation.2 1415,
де pпл – пластовий тиск, Па; Н – глибина свердловини, м; 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415в - густина прісної води
(13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415в = 1000 кг/м3); g - прискорення вільного падіння, м/с2.
Оскільки pвідн > 1, то необхідно, щоб густина рідини глушіння 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415 була не меншою 103 pвідн кг/м3. Беремо 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415 = 103 pвідн = 103·1,24 = 1240 кг/м3.
Об’єм свердловини
13EMBED Equation.2 1415,
де D/1, D1, L1 – відповідно зовнішній і внутрішній діаметри та довжина першої секції труб, м; D1 = D/1 – 213SYMBOL 100 \f "Symbol" \s 1414151 = 0,1683 - 213SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 14141510·10–2 = 0,1483 м; 13SYMBOL 100 \f "Symbol" \s 1414151 – товщина стінки труб першої секції, м; D/2, D2, L2, 13SYMBOL 100 \f "Symbol" \s 1414152 – аналогічно D/1, D1, L1, 13SYMBOL 100 \f "Symbol" \s 1414151 для другої секції; D/2 = D2 – 213SYMBOL 100 \f "Symbol" \s 1414152 = 0,146 – – 2·11·10–3 =0,124 м.
Оскільки свердловина фонтанна, то об’єм рідини глушіння беремо рівний двом об’ємам свердловини, тобто Vр.г = 2 V = 106,4 м3.

Задача 2.5 Визначити густину промивальної рідини, необхідної для розкриття продуктивного пласта під час буріння другого стовбура свердловини в процесі її капітального ремонту. Продуктивний пласт залягає на глибині H = 1850 м, а пластовий тиск у ньому pпл = 22 МПа.
Розв’язування. Густину промивальної рідини визначаємо за формулою:
13EMBED Equation.2 1415 кг/м3,
де kз = 1,1, якщо H > 1200 м.

Задача 2.6 Визначити тиск на вибої і зниження тиску у свердловині після підняття із неї колони насосно-компресорних труб, а також величину запасного об’єму рідини глушіння з метою дозаповнення свердловини і стабілізації в ній тиску. Відомо: глибина свердловини 2780 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони становить 152,3 мм (до глибини 2030 м) і 126 мм (нижче 2030 м); колона НКТ із гладких труб, двосекційна з умовним діаметром 73 мм (товщина стінки 5,5 мм, довжина 1850 м) і 60 мм (довжина 700 м); труби виконання А; свердловина заповнена розчином хлориду кальцію густиною 1230 кг/м3.
Розв’язування. Визначаємо масу кожної секції і загальну масу піднятих НКТ за формулами:
М1 = m1L1 + m113SYMBOL 162 \f "Symbol" \s 141415(L1/l) = 9,2 13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415 1850 + 2,4 (1850 / 10) = 17464 кг;
М2 = m2 L2 + m213SYMBOL 162 \f "Symbol" \s 141415(L2/l) = 6,8 13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415 700+1,3(700 / 10)= 4851 кг;
М = М1 + М2 = 17464 + 4851 = 22315 кг,
де m1, m2 - маса 1 м труби, кг; m113SYMBOL 162 \f "Symbol" \s 141415, m213SYMBOL 162 \f "Symbol" \s 141415 -маса одної муфти НКТ, м; L1, L2 - довжина секції труб, м; l - довжина однієї труби, м; Lі/l - кількість муфт і-ої секції; і = 1;2; М1, М2, М - маса труб відповідно першої і другої секцій та всієї колони НКТ, кг.
Об’єм металу колони НКТ
13EMBED Equation.2 1415 м3,
де 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415м – густина металу (сталі) НКТ (13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415м = 7850 кг/м3).
Зниження рівня рідини глушіння в експлуатаційній колоні з внутрішнім діаметром 152,3 мм
13EMBED Equation.2 1415 м,
де F - площа прохідного поперечного перерізу експлуатаційної колони, м; F = 13SYMBOL 112 \f "Symbol" \s 141415D2в/4; Dв - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м.
Оскільки 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415h < 2030 м , то зниження рівня рідини відбулося тільки у верхній частині експлуатаційної колони.
Зниження тиску на вибій свердловини після підняття НКТ становить
13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415p = 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415h13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415g = 156 13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415 1230 13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415 9,81 = 1.88·106 Па = 1,88 МПа,
де 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415 - густина рідини глушіння, кг/м3; g - прискорення вільного падіння, м/с2.
Гідростатичний тиск рідини глушіння на вибій свердловин становив
p1 = Н13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415g =2780 13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415 1230 13SYMBOL 215 \f "Symbol" \s 141415 9,81 = 3,35·106 Па = 3,35 МПа,
а після підняття НКТ
p2 = p1 – 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415p = (Н – 13SYMBOL 68 \f "Symbol" \s 141415h) 13SYMBOL 114 \f "Symbol" \s 141415 g = 3,35 – 1,88 = 1,47 МПа.
Запасний об’єм рідини глушіння для доливання у свердловину в процесі піднімання колони НКТ дорівнює об’єму металу НКТ і відповідно становить 2,84 м3.

Задача 2.7 Розрахувати густину, об’єм та компоненти гідрофобно-емульсійного розчину для глушіння свердловини. Відомо: глибина свердловини 13 EMBED Equation.3 1415; діаметр експлуатаційної колони 13 EMBED Equation.3 1415; пластовий тиск 13 EMBED Equation.3 1415.
Розв’язування. Визначаємо відносний тиск
13 EMBED Equation.3 1415,
де 13 EMBED Equation.3 1415 – пластовий тиск, Па; 13 EMBED Equation.3 1415 – гідростатичний тиск у свердловині, Па; 13 EMBED Equation.3 1415 – прискорення вільного падіння, м/с2; 13 EMBED Equation.3 1415 – густина води, кг/м3.
Оскільки 13 EMBED Equation.3 1415, то необхідно, щоб густина гідрофобноемульсійного розчину (ГЕР) була не менше 1280 кг/м3. Виходячи з розрахованої величини густини із табл. 2.6 знаходимо, що для розглядуваного випадку підходить склад ГЕР № 4, для приготування 1 м3 якого необхідно 0,56 м3 нафти густиною 870 кг/м3, 0,015 м3 емульгатора-стабілізатора (ЕС-2), 0,3 м3 пластової води густиною 1250 кг/м3, 0,5 т бариту. Тоді густина отриманого ГЕР згідно з цією ж таблицею буде 1350 кг/м3, умовний коефіцієнт в’язкості за ВП-5 рівний 300-400 с, статичне напруження зсуву через 1 хв – 16-20 сПа, через 10 хв – 18-25 сПа, фільтратовіддача 1 см3/30 хв.
Для глушіння свердловини необхідно мати ГЕР в об’ємі, що перевищує об’єм свердловини (для доливання в затрубний простір під час зниження рівня рідини в свердловині в процесі піднімання НКТ). Беремо об’єм ГЕР рівним 1,1 об’єму свердловини, тобто
13 EMBED Equation.3 1415,
де 13 EMBED Equation.3 1415 – об’єм свердловини, м3; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415 – внутрішній діаметр експлуатаційної колони, 13 EMBED Equation.3 1415=124 мм. Тоді 13 EMBED Equation.3 1415, а значить 13 EMBED Equation.3 1415. Беремо 13 EMBED Equation.3 1415.
Визначаємо кількість необхідних компонентів для приготування всієї розрахованої кількості ГЕР, виходячи з об’ємів, що складатимуть 48 м3 розчину, а саме:
нафти – 13 EMBED Equation.3 1415;
емульгатора-стабілізатора – 13 EMBED Equation.3 1415;
пластової води – 13 EMBED Equation.3 1415;
бариту – 13 EMBED Equation.3 1415.
Задача 2.8 Визначити кількість бентонітової глини з вологістю 5% і стічної води густиною 1040 кг/м3, необхідних для приготування 1 м3 розчину густиною 1200 кг/м3.
Розв’язування. Кількість глини, яка витрачається на приготування 1 м3 розчину, визначаємо за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415,
де 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 – густини відповідно глини, води і глинистого розчину (13 EMBED Equation.3 1415, беремо 13 EMBED Equation.3 1415); 13 EMBED Equation.3 1415 – вологість глини (для практичних розрахунків беруть 13 EMBED Equation.3 1415).
Об’єм глини в 1 м3 розчину
13 EMBED Equation.3 1415,
а об’єм води
13 EMBED Equation.3 1415.
Задача 2.9 Визначити кількість обважнювача – бариту густиною 4500 кг/м3, вологістю 10% для обважнення бурового розчину з метою збільшення його густини від 1200 кг/м3 до 1700 кг/м3.
Розв’язування. Кількість обважнювача, яка необхідна для підвищення густини 1 м3 бурового розчину, визначаємо за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415,
де 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 – густина відповідно обважнювача, бурового розчину і обважненого розчину; 13 EMBED Equation.3 1415 – вологість обважнювача, частка одиниці.
Об’єм обважнювача в 1 м3 обважненого розчину
13 EMBED Equation.3 1415,
а об’єм бурового (необважненого) розчину
13 EMBED Equation.3 1415.
Задача 2.10 Свердловину глибиною 2400 м заглушили рідиною глушіння, яка мала густину 1180 кг/м3, при цьому рівень рідини у свердловині знизився на 220 м від гирла. Визначити густину рідини глушіння, за якої свердловина буде заповнена рідиною глушіння до гирла.
Розв’язування. Необхідну густину рідини глушіння визначаємо із співвідношення тисків:
13 EMBED Equation.3 1415,
тобто
13 EMBED Equation.3 1415,
де 13 EMBED Equation.3 1415 глибина свердловини; 13 EMBED Equation.3 1415 зниження рівня рідини у свердловині; 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 густина рідини глушіння до поглинання і необхідна; 13 EMBED Equation.3 1415 прискорення вільного падіння.
Задача 2.11 Визначити кількість обважнювача (бариту) густиною 4500 кг/м3, вологістю 10 % для обважнення 1 м3 рідини глушіння з метою підвищення її густини від 13 EMBED Equation.3 1415 до 13 EMBED Equation.3 1415.
Розв’язування. Масу обважнювача, яка необхідна для підвищення густини 1 м3 розчину, визначаємо за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415.
Об’єм обважнювача в 1 м3 обважненого розчину
13 EMBED Equation.3 1415.
Задача 2.12 Визначити кількість бентонітової глини густиною 13 EMBED Equation.3 1415, обважнювача (бариту) густиною 13 EMBED Equation.3 1415, вологістю 13 EMBED Equation.3 1415і води, щоб отримати обважнений глинистий розчин об’ємом 13 EMBED Equation.3 1415 з густиною 13 EMBED Equation.3 1415.
Розв’язування. Послідовно розраховуємо для 1 м3 обважненого розчину:
– кількість глини для приготування 1 м3 глинистого розчину густиною 1200 кг/м3
13 EMBED Equation.3 1415;
– об’єм глини в 1 м 3 розчину
13 EMBED Equation.3 1415;
– кількість обважнювача для підвищення густини 1 м3 розчину
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415;
– об’єм обважнювача в 1 м3 обважненого розчину
13 EMBED Equation.3 1415;
– сумарний об’єм глини і обважнювача в 1 м3 розчину
13 EMBED Equation.3 1415;
– об’єм води в 1 м3 обважненого розчину
13 EMBED Equation.3 1415,
де 13 EMBED Equation.3 1415 – густина необважненого глинистого розчину, кг/м3; 13 EMBED Equation.3 1415 – густина води, кг/м3.
Відтак розраховуємо відповідні кількості компонентів для приготування 30 м3 обважненого розчину:
– об’єм глини для приготування 30 м3 розчину
13 EMBED Equation.3 1415;
– масу сухої глини
13 EMBED Equation.3 1415;
– об’єм обважнювача
13 EMBED Equation.3 1415;
– масу обважнювача
13 EMBED Equation.3 1415;
об’єм води
13 EMBED Equation.3 1415.

Задача 2.13 Розрахувати необхідну кількість реагенту з вологою b = 0,15 і густиною
·реаг = 2100 кг/м3 і розчинника – стічної води густиною
·в =1100 кг/м3 для приготування рідини глушіння з метою глушіння свердловини з внутрішнім діаметром обсадної колони D = 0,148 м, довжиною Lсв = 1950 м і відстанню до продуктивного горизонту Н = 1930 м. Коефіцієнт запасів
· = 1,08, витікань
· = 1,09,
·вл = 1040 кг/м3;
із карти ізобар встановлюємо розрахунковий пластовий тиск у свердловині рпл = 226·105 Па/м;
густина рідини глушіння
13 EMBED Equation.3 1415
об’єм рідини глушіння
13 EMBED Equation.3 1415
маса реагенту з вологістю b = 0,15:
13 EMBED Equation.3 1415
об’єм розчинника
13 EMBED Equation.3 1415
Зіставимий розрахунок показав, що витрата сухого реагенту (b = 0) на 11 % нижча.

2.4 Дослiдження свердловин та обстеження їх стовбурів
Мета цих робiт полягає:
1) у виявленнi i видiленнi iнтервалiв негерметичностi обсадних колон та цементного кiльця за ними, джерел припливу продукцiї, а також обводнених iнтервалiв колектора;
2) у вивченнi гiдродинамiчних i температурних умов належної до ремонту дiлянки стовбура, стану насичення та залишкової нафтогазонасиченостi;
3) у контролi мiсцезнаходження муфт обсадної колони, iнтервалiв перфорацiї, штучного вибою, ремонтного iнструменту, рiвня рiдини, дефектiв стовбура, аварiйного устаткування, зайвих предметiв;
4) в оцiнцi якостi промiжних операцiй i ремонту в цiлому.
Видiляють гiдродинамiчнi i промислово-геофiзичнi дослiдження та обстеження стовбурiв свердловин.
2.4.1. Гiдродинамiчнi дослiдження негерметичностi експлуатацiйної колони
Гiдродинамiчнi дослiдження, якими розпочинаються роботи з КРС, охоплюють:
а) дослiдження мiжколонних газопроявiв;
б) випробування експлуатацiйної колони труб на герметичнiсть;
в) визначення пропускної здатностi порушень цілісності експлуатаційної колони труб або спецiальних отворiв у колонi шляхом закачування чи вiдбирання рiдини;
г) встановлення інтервалів негерметичності експлуатаційної колони.
Дослiдження мiжколонних газопроявiв. Перед початком ремонту зупиняють свердловину, вимiрюють затрубний i мiжколоннi тиски на гирлi. Потiм зменшують мiжколонний тиск, закривають відвідну лiнiю iз мiжколонного простору i визначають час вiдновлення тиску до початкової значини. Пiсля цього глушать свердловину i спостерiгають за змiною мiжколонного тиску. Продовження мiжколонних газопроявiв (зростання міжколонного тиску) вкаже на наявнiсть перетiкань газу по негерметичному заколонному простору. Якщо газопрояви припиняться, то однозначно пiдтверджується негерметичнiсть колони труб.
Випробування експлуатацiйної колони труб на герметичнiсть. Випробування експлуатацiйної колони обсадних труб на герметичнiсть здiйснюється перед основними роботами з КРС, а також пiсля ремонтно-iзоляцiйних робіт з усунення негерметичностi колон, поворотiв на вище- чи нижчерозміщені пласти, цементування колон чи хвостовикiв, бурiння другого стовбура тощо.
Відомі три основні способи його здiйснення: опресування (гiдровипробування) внутрішнім надлишковим тиском, зниження рiвня рiдини в експлуатаційній колоні і замiна рiдин у свердловині. Другий спосіб в основному застосовують у нафтових свердловинах (після відмежування верхніх пластів, інтервалів негерметичності колони), в яких під час експлуатації не очікується надлишкового тиску на гирлі.
У залежності від виду виконаних ремонтних робіт випробування експлуатаційної колони труб на герметичність здійснюють відповідно такими способами:
а) після опускання колони труб і її цементування – заміною бурового розчину в колоні на воду і подальшим опресуванням; у свердловинах з вибійним тиском, нижчим за гідростатичний або рівним йому, колони випробовують на герметичність також зниженням рівня рідини;
б) після встановлення цементних пробок (мостів) для переходу на вищерозміщений пласт – опресуванням і тим самим способом, яким було викликано приплив під час випробування попереднього (ізольованого) пласта (зниження рівня, аерація тощо);
в) після цементування під тиском через спеціально перфоровані отвори – опресуванням і зниженням рівня рідини.
Технологічно ці способи реалізуються так.
У разі застосування способу опресування гирло свердловини обладнують спецiальною опресувальною головкою i манометром, а опресування здійснюють закачуванням рiдини, плавно збiльшуючи тиск у серединi обсадних труб. Створений тиск (тиск опресування) повинен на 20% перевищувати очiкуваний максимальний тиск пiсля освоєння свердловини, але має бути не меншим 5–12 МПа в залежності від діаметра колони (табл. 2.27).

Таблиця 2.27 – Реґламентовані величини тиску на гирлі для випробування колони на герметичність способом опресування
Дiаметр колони, мм
114–127
141–146
168
178–194
219–245
273–351
377–426

Тиск на гирлi, МПа
12
10
9
7,5
7
6
5


Цi норми тиску опресування геологiчна служба може зменшити в залежностi вiд ступеня зношення колони i характеру ремонтованої свердловини. Якщо в якомусь перерiзi колони можуть виникнути напруги, більші від допустимих для цих труб, то опресування колони слід здiйснювати окремими секцiями, відділяючи їх за допомогою пакера.
Колона вважається герметичною, якщо тиск протягом 30 хв не знижується або зниження не перевищує 0,5 МПа чи 0,3 МПа за початкового тиску вiдповiдно бiльше i менше 7 МПа, а також якщо пiсля замiни бурового розчину на воду вiдсутнє переливання рiдини i видiлення газу iз колони. Спостереження за змiнами тиску рекомендується починати через 5 хв. пiсля досягнення вказаних вище значин тиску опресування.
У випадку перевищення вказаних норм зниження тиску або коли не вдається закачуванням пiдвищити тиск до контрольних значин тиску гідровипробування, то свердловина вважається негерметичною; тодi необхiдно провести роботи з усунення негерметичностi, а пiсля цього слід повторити випробування.
У разі застосуваннi   .0lnѕАшъ
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·способу зниження рiвня рідини в експлуатацiйнiй колонi рiвень рідини знижують за допомогою компресора (методи протискування та аерацiї закачуванням через НКТ або через бурильнi труби стиснутого газу чи повiтря), ШСН, ЕВН, а також вiдбиранням желонкою, свабом (до 800-1000 м) або витiсненням рідини iз свердловини трубами.
Якщо застосовують компресора, то труби опускають спочатку на глибину, яка вiдповiдає максимальному тиску компресора (пусковий тиск), а відтак пiсля витиснення частини рiдини із свердловини допускають їх на бiльшу глибину.
Якщо витiснюють рiдину трубами, то у свердловину спочатку опускають колону труб iз заглушеним (перекритим) нижнiм кiнцем на необхiдну глибину або до вибою, при цьому частина рiдини витiсняється iз свердловини. Потiм труби пiднiмають на певну висоту h1, нагвинчують патрубок iз отвором i знову опускають їх до вибою. Під час опускання труб рiдина надходить у них через отвiр у патрубку, а під час пiднiмання виливається. Задаючись необхiдною глибиною зниження рiвня в колонi, iз рiвняння балансу об’ємiв рiдини визначають глибину h1 встановлення патрубка з отвором. При цьому максимальна глибина зниження рiвня визначається об’ємом у мiжтрубному просторi нижче отвору, а розміщення самого отвору на трубах розраховується iз умови рiвностi об’ємiв НКТ нижче отвору i мiжтрубного простору вище отвору.
Рiвень рiдини під час випробування способом зниження рівня не повинен бути вище того, при якому передбачається викликання припливу iз випробовуваного пласта, або глибше початкового рівня на 400–1000 м у залежності від глибини свердловини (табл. 2.28).

Таблиця 2.28 – Реґламентовані величини зниження рівня рідини для випробування колони на герметичність
Глибина свердловини, м
До 500
500-1000
1000-1500
1500-2000
Бiльше 2000

Зниження рiвня (не менше), м
400
500
650
800
1000


Колона вважається герметичною, якщо рiвень за 8 год спостереження пiднiметься на висоту не бiльше величин 0,5–2 м у залежності від діаметра колони і глибини зниження рівня (табл. 2.29).

Таблиця 2.29 – Реґламентовані допустимі висоти піднімання рівня рідини для випробування колони на герметичність способом зниження рівня
Діаметр
колони,
мм
Глибина зниження рівня, м


Менше 400
400-600
600-800
800-1000
Понад 1000


Висота піднімання рідини, м

114-219
0,8
1,1
1,4
1,7
2,0

Понад 219
0,5
0,8
1,1
1,3
1,5


Вимiрювання висоти рiвня здiйснюють за допомогою апарата Яковлева, рiвнемiра чи iнших приладів через кожнi 2 год. Якщо рiвень протягом 8 год пiднiметься на бiльшу величину, нiж нормативна, то вимiрювання повторюють. Якщо висота пiдняття все-таки буде вищою норми, то колона вважається негерметичною.

Задача 2.11. Розрахувати глибину розміщення патрубка з отвором і максимально можливу глибину зниження рівня рідини у свердловині шляхом витіснення її колоною НКТ з заглушеним нижнім кінцем. Відомо: глибина свердловини H = 1932 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони обсадних труб D = 129 мм; умовний діаметр гладких НКТ 73 мм за товщини стінки 7 мм.
Розв’язування. У ході випробування експлуатаційної колони на герметичність заданим способом у свердловині глибиною 1932 м зниження рівня рідини повинно бути не менше 800 м; беремо зниження рівня h = 800 м.
Внаслідок опускання в експлуатаційну колону, повністю заповнену рідиною (наприклад, водою), до вибою колони НКТ з заглушеним нижнім кінцем зниження рівня рідини у свердловині h1 визначаємо із умови рівності об’єму витісненої рідини (об’єм НКТ) і звільненого об’єму в експлуатаційній колоні, тобто
13 EMBED Equation.3 1415,
тобто
13 EMBED Equation.3 1415 м,
де d = 73 мм – зовнішній діаметр НКТ.
Додаткове зниження рівня рідини h2 відбудеться внаслідок перетікання рідини із міжтрубного простору в НКТ через отвір, розміщений на глибині hо. Тоді із умови рівності об’єму звільненого простору в експлуатаційній колоні і об’єму рідини в міжтрубному просторі над отвором
13 EMBED Equation.3 1415
знаходимо
13 EMBED Equation.3 1415.
Отже, необхідне зниження рівня рідини
13 EMBED Equation.3 1415
звідки маємо шукану глибину розміщення патрубка з отвором
13 EMBED Equation.3 1415 м.
Максимальне зниження рівня рідини у свердловині
hmax = H – hз,
де hз – залишкова висота рівня рідини у свердловині після піднімання НКТ з рідиною.
Із умови рівності залишкового об’єму рідини в експлуатаційній колоні і об’єму рідини в міжтрубному просторі нижче отвору
13 EMBED Equation.3 1415
знаходимо
13 EMBED Equation.3 1415.
Для забезпечення максимального зниження рівня рідини отвір необхідно розмістити на такій глибині, щоб об’єм рідини у міжтрубному просторі над отвором дорівнював об’єму рідини в НКТ під отвором, тобто
13 EMBED Equation.3 1415,
звідки знаходимо глибину розміщення отвору
13 EMBED Equation.3 1415
де d1 = 73 – 2·7 = 59 мм – внутрішній діаметр НКТ.
Тоді розраховуємо шукану величину
13 EMBED Equation.3 1415

Якщо під час бурiння використовувався буровий розчин густиною не менше 1400 кг/м3, то замiсть розглянутого способу зниження рівня рідини застосовують спосiб замiни бурового розчину водою. Заміну рідини здійснюють шляхом промивання. Колона вважається герметичною, якщо переливання рiдини чи видiлення газу не спостерiгається протягом 1 год.
Визначення пропускної здатності порушень. Якщо не вдається знизити рiвень рiдини у свердловині, то це вказує на приплив рiдини через порушення цілісності колони. Тодi вiдбирання рiдини iз свердловини здiйснюють до тих пiр, поки під час наступного закачування у свердловину рiдина значною мірою не почне поглинатися, тобто поки не будуть створенi умови для здійснення повторного цементування. Пропускну здатність порушень характеризують об’ємною витратою рідини і тиском закачування, на основі яких планують процес усунення негерметичності обсадної колони труб.
Встановлення інтервалів негерметичності експлуатаційної колони. На промислах для визначення інтервалів негерметичності експлуатаційної колони застосовується метод поінтервального опресовування з використанням або пакера, або високов’язкої рідини, або газоподібного агента.
Пакер застосовують у тих випадках, коли інтервал негерметичності поглинає закачувану рідину під час дослідження на приймальність. У залежності від конкретних умов свердловини (глибини, висоти підняття цементу, передбачуваного інтервалу негерметичності і т.д.) пакер почергово встановлюють що раз вище (або нижче) через певну глибину (до 500 м) і опресовують колону (для цього інтервал перфорації тимчасово перекривають цементною пробкою). Якщо в разі ходу вверх під час чергового опресування не спостерігається поглинання рідини, то це вказує на наявність негерметичності колони в інтервалі між останніми двома глибинами встановлення пакера. Точніше місцезнаходження негерметичності колони встановлюється шляхом збільшення густоти встановлення пакера (наприклад, щляхом піднімання НКТ з пакером).
У разі використання високов’язкої рідини (наприклад КМЦ, ПАА і т.д.) колону спочатку опресовують, закачуючи звичайну промивальну рідину і фіксуючи величину падіння тиску. Потім в НКТ нагнітають спершу високов’язку і слідом за нею протискувальну (промивальну) рідини з розрахунку витиснення високов’язкої рідини із НКТ. За закритого затрубного простору продовжують закачувати промивальну рідину до створення тиску, допустимого з умови міцності для даної експлуатаційної колони. Знову фіксують величину падіння тиску. Зіставляють величини падіння тиску в випадках нагнітання промивальної і високов’язкої рідин. За відсутності змін у величинах падіння тиску відкривають затрубний простір, протискують високов’язку рідину вище і опресовують наступний інтервал. Протискування і опресовування здійснюють до різкого зниження величини падіння тиску, що характеризує досягнення високов’язкою рідиною інтервалу негерметичності колони. Рекомендується, щоб об’єм високов’язкої рідини був не менше 1м3, а кількість протискувальної рідини для переміщення високов’язкої рідини не перевищувала 80% від об’єму останньої.
Для використання газоподібного агента на свердловині необхідно мати або автомобільне газифікаційне устатковання (АГУ) із скрапленим азотом, або паропересувне устатковання (ППУ), або компресор (УКП-80). Газоподібний агент подають у затрубний простір, а для визначення рівня рідини в колоні вимірюють кількість рідини, що витісняється з НКТ. Після зниження рівня в колоні на 50-100м закривають засувку на викидній лінії. Але подавання газоподібного агента продовжують до тих пір, поки тиск у затрубному просторі не досягне величини тиску в затрубному просторі на гирлі свердловини під час її роботи. Свердловина залишається під тиском для можливого відновлення тиску в міжколонному просторі на гирлі. Якщо тиск в міжколонному просторі не підвищується, то подавання газоподібного агента в затрубний простір продовжують для подальшого зниження рівня в ньому ще на 50-100 м, відкривши засувку на викидній лінії, і повторюють вищеописаний цикл. Опресовування колони продовжують до тих пір, поки не буде виявлено підвищення тиску в міжколонному просторі, що вказує на перетікання газу із затрубного простору в міжколонний простір і, відповідно, на наявність негерметичності колони в останньому інтервалі зниження рівня рідини в затрубному просторі (50-100м).
Устатковання для гідродинамічного дослідження свердловин. Устатковання для дослідження свердловин призначені для опускання і піднімання на дроті приладів, які застосовуються під час гідродинамічних досліджень свердловин.
Для опускання приладів у свердловину застосовується таке устатковання.
Апарати Яковлева легкої і важкої конструкцій призначені для роботи у свердловинах глибиною відповідно до 800 і 1500 м. Вони являють собою лебідку з намотаним дротом. За допомогою апарата Яковлева у свердловину опускають манометри, термометри, пробовідбірники, желонки, вимірюють вибій, рівні рідини тощо. В апараті легкої конструкції використовується дріт діаметром 0,6-0,8 мм, а важкої конструкції – дріт діаметром 1,6-1,8 мм. Глибину вибою чи рівня рідини виявляють у момент зменшення величини зусилля на лебідці, коли вантаж, підвішений на дроті, занурюється під рівень (починає діяти архімедова сила) або сягає вибою, а визначають її за довжиною розтягнутого дроту.
Агрегати Азінмаш-8А, Азінмаш-8Б, 3УДС, Азінмаш-45 призначені для опускання у свердловину манометра, термометра, пробовідбірника, для визначення глибини вибою, рівня рідини тощо. Основний вузол цих агрегатів – лебідка, змонтована на шасі різних транспортних засобів. Агрегати Азінмаш-8А, Азінмаш-8Б і Азінмаш-45 відрізняються між собою лише транспортною базою (відповідно шасі різних автомобілів), а устатковання для дослідження свердловин 3УДС змонтоване на плавучому гусеничному транспортері (для пересування по дуже пересіченій місцевості, заболочених ділянках, сніговій цілині і воді вбрід та вплав).
Автоматичні промислові електронні (дослідні) лабораторії (станції) типу АПЕЛ-66 і АДСТ призначені для дистанційних досліджень свердловин.
Станція АПЕЛ-64 розміщена на шасі автомобіля в кузові автобуса. Прилад для дослідження опускається у свердловину на каротажному одножильному кабелі КОБДФМ-2. Через кабель інформація передається на наземну мірчу і реєструвальну апаратуру. Привод лебідки здійснюється від двигуна автомобіля. Однак станція АПЕЛ-64 має погану прохідність в умовах бездоріжжя, перевантажене шасі і низьку надійність самописного потенціометра. Кращою є станція АПЕЛ-66, в якій додатково встановлено спуско-підіймальне устатковання для шаблонування НКТ. Станція змонтована на шасі автомобіля підвищеної прохідності в спеціальному утепленому геофізичному кузові-фургоні. Свердловинні прилади, які входять до комплекту станцій АПЕЛ-64 і АПЕЛ-66, розраховані для роботи у свердловинах глибиною до 3500 м з внутрішнім діаметром експлуатаційної колони від 124 до 155 мм і внутрішнім діаметром НКТ не менше 50 мм.
Станція АДСТ забезпечує дослідження свердловин глибиною до 5000 м як дистанційними, так і автономними приладами з однієї позиції відносно гирла; вона має систему цифрової реєстрації виміряної інформації, раціонально розміщені апаратуру і устатковання, спуско-підіймальне устатковання (для шаблонування НКТ). Станція змонтована на шасі автомобіля підвищеної прохідності в спеціальному утепленому геофізичному кузові-фургоні. Використовується кабель каротажний одножильний КОБДФМ–2 або КПКО–1. Свердловинні прилади станції розраховані для роботи у свердловинах з внутрішнім діаметром експлуатаційної колони 124-155мм. Габарити свердловинних приладів дають змогу досліджувати фактично всі фонтанні і нагнітальні свердловини з внутрішнім діаметром НКТ не менше 40мм і частково механізовані свердловини, обладнанні ШСН.
Устатковання ЛС–4 змонтовано на автомобiлi-фургонi УАЗ–3741 (ЛС – лебiдка самохiдна; 4 – номiнальне тягове зусилля 4 кН). Привод лебiдки здiйснюється вiд двигуна автомобiля. Лебiдка обладнана механiзмом ручного керування, храповим механiзмом зупинки, електромеханiчним iндикатором натягу дроту. Глибина обслуговування – 4000 м, дрiт – дiаметром 1,8 мм, швидкiсть пiдіймання приладу – 0,25-5 м/с.
Устатковання ЛС-6 змонтовано на потужному автомобiлi ГАЗ-66; глибина обслуговування – 6300 i 7000 м за дiаметра дроту вiдповiдно 1,8 i 2 мм, тягове зусилля – 6,3 кН, швидкiсть пiдіймання – 0,4-5,3 м.
Устатковання ЛСВ-6 змонтовано на шасi автогусеничного транспортера ГАЗ-71 i вiдрiзняється вiд ЛС-6 тiльки транспортною базою.
2.4.2 Промислово-геофізичні дослідження
Загальна характеристика. Геофізичні дослідження свердловин, або каротаж свердловин – це дослідження свердловин електричними, магнітними, радіоактивними, акустичними та іншими методами. Суть їх полягає в безперервному записуванні відповідних характеристик пластів вздовж стовбура свердловини.
Для деяких видів каротажу у свердловину опускають на кабелі зонди. Лебідка з кабелем доставляється до свердловини на спеціальній автомашині, на якій є також записувальні прилади, джерела енергії і допоміжне устаткування.
Досліджувані параметри вимірюються в процесі переміщення зонда вздовж стовбура свердловини. Сигнали від зонда передаються через кабель на поверхню, де здійснюється безперервне записування.
13 EMBED Designer.Drawing.6 1415
Рис. 2.11 – Криві електрокаротажу і низькочастотного акустичного каротажу навпроти пластів різного насичення: 1 – колектор; 2 – неколектор; 3 – нафта; 4 – вода;
·p,
·s – амлітуди відповідно повздовжних і поперечних хвиль; ПС – електрокаротажна крива самочинної поляризації;
·п – електрокаротажна крива питомого електричного опору. Виміри ПС і
·п – під час початкового насичення; виміри акустичного каротажу – після заводнення пласта
Електричний каротаж служить для визначення фізичних параметрів пройдених бурінням порід та послідовності їх залягання. Він грунтується на відмінності електричних властивостей різних гірських порід. Під час стандартного електрокаротажу записуються криві позірного питомого опору (п відкладів (ПО) і самочинних (природних) потенціалів (ПС) гірських порід (рис. 2.11). Питомим опором породи називається опір, виміряний між протилежними гранями куба і виражений в ом-метрах (скорочено Ом(м). Пори порід заповнені мінералізованою пластовою водою, тобто добрим провідником електричного струму, а тверді частинки скелету порід мають високий опір, тому питомі опори різних порід залежать від кількості води в порах і розчинених у ній солей. Нагадаємо, що питомий опір зменшується з підвищенням температури, а це дуже важливо, бо температура підвищується в міру збільшення глибини. Оскільки на виміряну величину питомого опору впливають питомі опори всього середовища безпосередньо біля зонда (буровий розчин, різні частини пласта, сусідні пласти), то прилади показують позірний питомий опір.
Вимірювання питомого опору здійснюється для отримання максимально можливої інформації звичайними стандартними приладами (потенціал-зонди, градієнт-зонди різної довжини) і приладами для індукційного, бокового, мікро- і мікробокового каротажу (рис. 2.12). Під час бокового каротажу (БК) струм вимушено проходить радіально через породи в шарі заданої товщини із-за відповідно розміщених електродів, а в разі мікрозондування застосовуються зонди дуже малої довжини. Тому ці два методи, а особливо мікробоковий каротаж, дають змогу виділити тонкі прошарки порід, уточнити межі пластів. Під час індукційного каротажу питомий опір пласта вимірюється за посередництва індукованих струмів без використання електродів.
Виникнення потенціалів самочинної власної поляризації зумовлено наявністю електрорушійних сил, що існують у пластах або на границі між пластами і буровим розчином, які сприяють збудженню струмів ПС.
Електричний каротаж проводиться тільки в необсаджених металевими трубами свердловинах, які заповнені водою або електропровідною промивальною рідиною з різною електропровідністю.
Записані криві ПО і ПС називаються каротажними діаграмами. На діаграмі ПО нафтові пласти виділяються у вигляді піків різної величини, тобто максимумів амплітуд ПО, а на діаграмах ПС цим пластам відповідають мінімуми амплітуд ПС.

13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.12 – Криві високочастотного електричного каротажу навпроти пластів різного насичення: 1 – колектор; 2 – неколектор; 3 – нафта; 4 – прісна вода; 5 – пластова вода; 6 – вимір під час початкового насичення; 7 – вимір після заводнення пласта;
·к – позірна питома електропровідність, См/м;
·
· – різниця фаз напруженості електромагнітного поля, градуси;
· – діелектрична проникність навколишнього середовища
Магнітні методи грунтуються на відмінності магнітної проникності і магнітної сприйнятливості різних гірських порід. У необсаджених нафтових і газових свердловинах з метою виділення пластів-колекторів, оцінки характеру їх насиченості й ефективної пористості найбільше використовується ядерно-магнітний метод.
Радіоактивні методи поділяються на методи реєстрації природних випромінювань гірських порід і методи реєстрації вторинних (штучних) випромінювань. Застосування перших базується на диференціації гірських порід за їх природною гамма-активністю внаслідок спонтанного розпаду радіоактивних елементів у гірських породах (гамма-метод і спектральний гамма-метод).
13 EMBED Designer.Drawing.6 1415
Рис. 2.13 – Криві теплових дифузійних нейтронних параметрів – тривалості життя теплових нейтронів
· і коефіцієнта дифузії D – навпроти пластів різного насичення: 1 – колектор; 2 – неколектор;
3 – нафта; 4 – вода; 5 – газ; 6 – виміри під час початкового насичення;
7 – виміри після заводнення пласта; ГНК – газонафтовий контакт;
ВНК – водонафтовий контакт; індекси п, пот – початковий, поточний
Серед другої групи радіоактивних методів виділяють дві підгрупи методів, які грунтуються на вторинних випромінюваннях, пов’язаних з опроміненням гірських порід відповідно гамма-квантами (гамма-гамма-метод) і нейтронами (гамма-нейтронний метод), що розміщені у свердловинних приладах (рис. 2.13). В обох підгрупах виділяють стаціонарні та імпульсні методи.
Важливою перевагою більшості ядерних методів є можливість їх застосування як в необсаджених, так і в обсаджених свердловинах.
До геофізичних методів дослідження можна віднести й акустичний каротаж, призначений для дослідження якості цементного кільця, а також виділення пластів різного насичення (див. рис. 2.11). Метод грунтується на створенні з допомогою джерела ультразвуку коливань пружних хвиль і поширенні їх по обсадній колоні, цементному кільці і гірських породах. Акустичний каротаж може грунтуватися на визначенні швидкості поширення пружних хвиль (акустичний каротаж за швидкістю) і на поглинальних властивостях гірських порід (акустичний каротаж за згасанням). Поглинальні властивості гірських порід відрізняються значно більше, тому надійніші відомості про якість цементного кільця дає акустичний каротаж за згасанням. Під час акустичного каротажу записуються такі криві: амплітуда узагальненої хвилі, яка поширюється по колоні і цементному кільці; амплітуда хвилі за природою; час першого вступу хвилі. В пісковиках максимальні показники кривої “амплітуда узагальненої хвилі” і мінімальні показники кривої “амплітуда хвилі за природою” відповідають інтервалам повної відсутності цементу за колоною або поганої якості цементувань, а в глинах – навпаки. В карбонатних породах інтерпретація матеріалів за названими кривими істотно затруднюється, тому в такому разі реєструють повний акустичний сигнал у вигляді хвильових картин. Для визначення затрубної циркуляції розроблено акустичні методи, що полягають у вивченні деформації колони відносно цементного кільця, коли в обсадній колоні створюються різні за величиною тиски.
До різновиду досліджень, які грунтуються на поширенні звукової хвилі, можна віднести і відбивання рівня методом ехометрії. Принцип дії ехолота полягає в тому, що, підриваючи пороховий заряд на гирлі свердловини, в затрубний простір посилають звуковий імпульс. Через деякий час імпульс, відбитий рідиною, повертається на поверхню і реєструється чутливим приладом. Знаючи час проходження імпульсу і швидкість звуку в газовому середовищі, можна визначити глибину знаходження рівня рідини за формулою:
Нр=vзtр/2,
де vз – швидкість поширення звукової хвилі; tр – час проходження хвилі від гирла до рівня і назад. Цей метод широко застосовується для гідродинамічного дослідження штангово-насосних свердловин.
для визначення місця перетікання сторонньої ("чужої") води через порушення експлуатаційної колони часто використовується метод резистивиметрії. Принцип дії резистивиметра грунтується на вимірюванні питомого опору води. Порядок дослідження полягає в наступному. Після ізоляції інтервалу перфорації викликається приплив сторонньої води шляхом зниження рівня рідини у свердловині. Потім свердловина промивається до видалення зі стовбура цієї сторонньої води і заповнюється водою, соленість якої на 2-5 (Ве відрізняється від соленості сторонньої води (перерахунок на густину в кг/м3 здійснюється за формулою: 13 EMBED Equation.2 1415=145/(245 – (Ве), де (Ве – соленість в градусах Боме). Резистивиметром знімається контрольна крива зміни питомого опору води по стовбуру. Знову викликається приплив сторонньої води шляхом зниження рівня і знімається друга крива. Зіставленням двох кривих визначається місце (глибина) припливу сторонньої води і тим самим місце порушення колони.
Суть газового каротажу полягає у вимірюванні вмісту вуглеводневого газу в буровому розчині. Під час проходження долотом газоносних і нафтоносних порід вміст газу в розчині збільшується. Газ з розчину вилучається дегазатором, а на газоаналізаторі визначається сума легких і важких та окремо важких фракцій. Збільшення кількості легких фракцій відповідає проходженню газоносних пластів, а збільшення кількості обох фракцій – нафтоносних пластів. Детально розглянуті методи вивчаються в геофізичних дисциплінах, а метод ехометрії – в технології видобування нафти.
Задачі промислово-геофізичних досліджень. Промислово-геофізичні дослідження формують основне інформаційне забезпечення процесів ремонту свердловин. Задачі промислово-геофізичних досліджень під час ремонтних робіт у свердловинах пов’язані з основною метою підземного і капітального ремонту – відновлення і підвищення продуктивності свердловин, що вийшли із ладу внаслідок несправності експлуатаційного устатковання, погіршення умов припливу нафти і газу та обводнення видобувної продукції.
Для проведення поточного ремонту свердловини, зумовленого різкою зміною продуктивності за безводної продукції або пов’язаного зі зниженням приймальності свердловини, задачами промислово-геофізичних досліджень можуть бути: оцінка стану вибою (наявність осаду); уточнення глибини інтервалу перфорації і місцезнаходження елементів глибинного устатковання (пакера, насоса); виявлення дефектів у колоні ліфтових труб (місць негерметичності, корозії); визначення інтервалів відкладання парафіну і солей та інше.
Одна з головних задач геофізичних досліджень при капітальному ремонті – визначення місцезнаходження в продуктивному розрізі обводнених пластів (або обводнених прошарків) та оцінка їх залишкової нафтогазонасиченості.
У процесі розробки нафтового родовища із застосуванням заводнення внаслідок неоднорідності продуктивного колектора по товщині і по площі має місце нерівномірне витіснення нафти (конуси і “язики” обводнення; випереджальне переміщення в різних за проникністю пластах). Поява води в продукції свердловини, навіть у великій кількості, не є показником вироблення запасів нафти в зоні дренування свердловини. В загальному випадку, навіть в однорідному пласті з достатньо великою вертикальною проникністю, спостерігається випереджальне обводнення в підошовній частині і відставання його в покрівельній за рахунок проявлення гравітаційних сил. У неоднорідному за проникністю пласті випереджальне обводнення спостерігається по найбільш проникних прошарках. У розрізі, що містить декілька продуктивних пластів, під час їх спільної розробки з випереджанням проходить обводнення пласта, що має кращі колекторські властивості незалежно від його місцезнаходження в розрізі. Аналогічна картина спостерігається і в газових родовищах за пружноводонапірного режиму.
Для експлуатації нафтових і газових пластів необхідно, щоб вони були відділені від усіх інших пластів, особливо від водоносних. Якщо ця умова не виконується і в пласт або у свердловину надходить вода (а в нафтову свердловину ще і газ), то відбирання продукції (нафти, газу) з обводнюваного пласта затруднюється або стає неможливим.
У процесі експлуатації внаслідок різних знакозмінних механічних впливів і впливу корозійноагресивних рідин кріплення стовбура свердловини може порушуватися, тоді між нафтовим пластом і сусідніми водоносним та газоносним пластами виникає гідродинамічний зв’язок. У даному випадку продукція свердловини буде обводнена не водою продуктивного пласта, а сторонньою, “чужою” водою. Вода (газ) у свердловину може надходити не на тій глибині, на якій розташовується експлуатаційний пласт. Рідина (газ) може надходити у свердловину внаслідок порушення герметичності колони обсадних труб, що закріплюють стінки свердловини, якщо цементне кільце негерметичне в інтервалі розташування пласта, який віддає воду (газ). У цих випадках задачею геофізичних досліджень є встановлення місця надходження “чужої” рідини у свердловину (місце припливу) і місцезнаходження пласта – джерела перетікання (віддавального пласта).
У нагнітальних свердловинах вирішується аналогічна задача, тобто за результатами геофізичних досліджень необхідно визначити, чи дійсно вода закачується в той пласт, в який це передбачено. У випадку перетікання води необхідно промислово-геофізичними дослідженнями визначити місцезнаходження поглинальних пластів за межами інтервалу перфорації, через який проводиться закачування води. Вирішення цих задач пов’язане з вивченням технічного стану (кріплення) свердловини і руху рідини та газу в затрубному просторі.
Задачею промислово-геофізичних досліджень є також оцінка ефективності заходів, виконаних у свердловині з метою підвищення її продуктивності (оброблення привибійної зони, вирівнювання профілю приймальності тощо). Для підвищення ефективності робіт з ремонту та освоєння свердловин може придатися проведення в них операцій з ізоляції обводнених пластів і інтенсифікації припливів із застосуванням геофізичної прострілювально-вибухової апаратури та багатоциклових трубних пластовипробовувачів.
Таким чином, основні задачі промислово-геофізичного інформаційного забезпечення робіт з підземного (поточного і капітального) ремонту свердловин можна сформулювати так: вияснення причин зниження продуктивності видобувних і нагнітальних свердловин; визначення місцезнаходження в продуктивному розрізі обводнених інтервалів і оцінка їх залишкового нафтогазонасичення; визначення місцезнаходження дефектів у кріпленні свердловини, джерел і шляхів надходження сторонньої води (або газу під час видобування нафти) в продукцію свердловини; оцінка ефективності заходів з оброблень привибiйної зони, проведених у свердловині для відновлення або підвищення її продуктивності; виконання у свердловині різних операцій з розмежування пластів і очищення привибiйної зони із застосуванням геофізичної апаратури.
Перед початком промислово-геофiзичних дослiджень свердловину заповнюють рiдиною необхiдної густини до гирла, а експлуатацiйну колону шаблонують до вибою.
Промислово-геофiзичнi дослiдження проводять: а) в iнтервалi об’єкта розробки; б) вище пластiв, якi експлуатуються.
Основна мета дослiджень в iнтервалi об’єкта розробки полягає у визначеннi джерел обводнення продукцiї свердловини, а також в оцiнцi стану вироблення запасiв та насичення колектора.
Для визначення джерел обводнення продукцiї в дiючих свердловинах здiйснюють комплекснi вимiрювання високочутливими термометрами, гiдродинамiчним i термокондуктивним витратомiрами, густиномiрами (рис. 2.14), вологомірами (рис. 2.15), резистивиметром (рис. 2.16), iмпульсним генератором нейтронiв. Склад комплексу залежить вiд дебiту рiдини i вмiсту води в продукцiї. Прив’язування вимiряних параметрiв до глибини здiйснюють за допомогою локатора муфт i гамма-каротажу.
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.14 – Крива гамма-густинометрії під час зміни складу потоку рідини:
1, 2 – неколектор (глина, вапняк); 3 – колектор; 4 – нафта; 5 – нафта з водою (обводнена нафта); 6 – пластова вода; 7 – прісна вода; 8 – інтервал припливу рідини;
·р – густина рідини
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.15 – Крива вологометрії: 1 – неколетор; 2 – колетор; 3 – інтервал припливу рідини;
4 – нафта; 5 – вода; nв – вміст води у водонафтовій суміші;
· – діелектричана проникність діелектрика (нафти, води, їх суміші), що заповнює конденсатор
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис.2.16 – Крива індукційної резистивиметрії: 1 – неколектор; 2 – колетор; 3 – інтервал припливу; 4 – мінералізована вода; 5 – крапельна структура водонафтової суміші; 6 – крапельно-пробкова структура водонафтової суміші; 7 – пробкова (поршнева) структура водонафтової суміші; 8 – водоемульсійна (пінна) структура водонафтової суміші; 9 – нафта; НВР – нафтоводяний розділ (межа між гідрофільною водоемульсійною і гідрофобною нафтоемульсійною структурами в стовбурі свердловини);
·к – електрична провідність, См/м; індекси н. в. позначають нафту і воду
Для видiлення обводненого пласта (пропластка) серед iнших перфорованих пластiв i визначення заводненої товщини колектора за високої мiнералiзацiї води (не менше 100 г/л) здiйснюють додатковi дослiдження iмпульсними нейтронними методами (IНМ) як у працюючих, так i в зупинених свердловинах. У разі обводнення маломiнералiзованою чи прiсною водою закачують мінералізовану воду з концентрацiєю солей понад 100 г/л i здiйснюють вимiрювання IНМ до i пiсля закачування. Цi дослiдження комплексують з дослiдженнями високочутливим термометром для встановлення iнтервалiв поглинання закачаної води i видiлення iнтервалiв заколонної циркуляцiї.
У випадку дослiдження пластiв з пiдошовною високомiнералiзованою водою (бiльше 100 г/л), якi частково розкритi перфорацiєю, за вимiрами IНМ судять про шляхи поступання води до iнтервалу перфорацiї – пiдтягування води по присвердловиннiй зонi колектора чи по заколонному простору через негерметичність цементного кiльця.

Обводненi iнтервали (пропластки) виявляють також комплексними гiдродинамiчними i геофiзичними дослiдженнями шляхом селективного випробування цих iнтервалiв на приплив з використанням двох пакерiв (зверху i знизу).
Оцiнку стану вироблення запасiв i величини коефiцiєнта залишкової нафтонасиченостi в перфорованому пластi перевiряють дослiдженнями IНМ в процесі почергового закачування в пласт двох водних розчинiв, якi відрiзняються мiнералiзацiєю. За результатами вимiрювання параметру часу життя теплових нейтронiв у пластi визначають значини коефiцiєнта залишкової насиченостi. Технологiя робiт передбачає закачування 3-4 м3 розчину на 1 м товщини колектора. Закачування розчину здiйснюють окремими порцiями з вимiрюванням параметра до стабiлiзацiї його величини.
Геофiзичнi дослiдження під час ремонту нагнiтальних свердловин в iнтервалi об’єкта розробки здiйснюють для оцiнки герметичностi заколонного простору, контролю за якiстю вiдключення окремих пластiв. Для цього здiйснюють вимiри високочутливим термометром i гiдродинамiчним витратомiром, закачуванням радiоактивних iзотопiв. Додатково перетiкання мiнералiзованої води (понад 50 г/л) за межi інтервалу перфорацiї дослiджують IНМ.
Для виявлення перетоків закачуваної води у водонагнітальних свердловинах можна використовувати ІННК, тобто використовувати різницю в часі життя теплових нейтронів для прісної і пластової вод, а він є значно більшим у прісній воді (як і в нафтонасиченому пласті). Тому, якщо у водонагнітальну свердловину закачувалась мінералізована вода, то для виявлення перетоку необхідно закачувати прісну воду. До і після закачування прісної води в передбачуваному інтервалі затрубної циркуляції знімаються криві ІННК, із зіставлення яких встановлюють інтервал перетікання за різким зростанням часу життя теплових нейтронів. Якщо у водонагнітальну свердловину нагніталась прісна вода, то для виявлення перетоку рідини в неї необхідно закачувати мінералізовану воду.
Геофiзичнi дослiдження в iнтервалi вище експлуатованих пластiв здiйснюють з метою контролю технiчного стану свердловин, тобто з метою:
а) виявлення мiсцезнаходження порушень герметичностi (місцезнаходження негерметичностi) обсадної колони;
б) видiлення iнтервалу надходження води до мiсця порушення, iнтервалiв заколонних мiжпластових перетiкань;
в) визначення висоти пiдняття i стану цементного кiльця за колоною;
г) визначення стану вибою свердловини, мiсцезнаходження iнтервалу перфорацiї і технологiчного обладнання;
д) визначення рiвня рiдини в мiжтрубному просторi;
е) визначення мiсць прихоплення труб.
Негерметичнiсть обсадної колони визначають у процесi роботи або закачування у свердловину води (повiтря) в iнтервалi, який не перекритий НКТ, за вимiрами витратомiром, термометром i локатором муфт. Додатково використовують свердловинний акустичний телевiзор (для визначення лiнiйних розмiрiв i форми порушень обсадної колони), товщиномiр (з метою уточнення компонування обсадної колони i ступеня її корозiї).
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.17 – Конфігурація кривих методів термометрії і міченої речовини за наявності перетікання рідини по цементному кільцю в затрубному просторі свердловини: 1 – глина; 2 – піщаник; 3 – вапняк; 4 – нафта; 5 – вода; 6 – інтервал фільтра; 7 – сполучені інтервали, які виникли в результаті перетікання по цементному кільцю; а, б – перетікання між перфорованими частинами продуктивного розрізу; в, г – перетікання із неперфорованих інтервалів продуктивного розрізу; ПС – електрокаротажна крива питомого електричного опору; Т – температура;
Ір – кількість імпульсів за хвилину; ГК, НГК – гамма-каротаж і нейтронний гамма-каротаж
Iнтервал можливих перетiкань рiдини чи газу мiж пластами в разі герметичної обсадної колони встановлюють за результатами дослiджень високочутливим термометром, закачуванням радiоактивних iзотопiв (міченої рідини) i методами нейтронного каротажу для видiлення зон вторинного газонагромадження (рис. 2.17).
Контроль за ремонтно-iзоляцiйними роботами під час нарощування цементного кiльця за експлуатацiйною колоною, кондуктором, крiплення порiд привибiйної зони здiйснюють акустичним або гамма-гамма-цементомiром за методикою порiвняльних вимiрiв до i пiсля проведення iзоляцiйних робiт.
Для контролю глибини опускання у свердловину обладнання (НКТ, гiдроперфоратора, пакерiв), iнтервалу i товщини вiдкладів парафiну, мiсцезнаходження статичного i динамiчного рiвнiв рiдини в колонi, стану штучного вибою використовують один iз нейтронних методiв (нейтронний гамма-каротаж, нейтрон-нейтронний каротаж) або метод розсiяного гамма-випромiнювання (рис. 2.18, 2.19).
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.18 – Приклад оцінки якості кріплення свердловини за часовими вимірами акустичним цементоміром: 1 – глина; 2 – піщаник; 3 – вапняк; 4 – нафта;
5 – вода; 6 – інтервал фільтра
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.19 – Інформаційні параметри, які використовуються для оцінки якості кріплення свердловини в гамма-густинній цементометрії: 1 – муфтова з’єднина; 2 – промивальна рідина; 3 – цемент; 4 – центрувальний ліхтар; 5 – пустота в цементному камені; 6 – пакер; І – інтенсивність розсіяного гамма-випромінювання;
· – товщина; індекси п, ц, цп позначають породу, цемент і цемент-породу
Для визначення iнтервалiв перфорацiї i контролю за станом колони застосовують локатор муфт, свердловинний акустичний телевiзор (САТ), iндукцiйний дефектоскоп (ДСI), апаратуру контролю перфорацiї (АКП), мiкрокаверномiр (рис. 2.20).
Ознаками успiшного виконання ремонтних робiт, окрiм названих вище, вважають:
1) в iнтервалi об’єкта розробки – зниження або усунення обводненостi продукцiї, збiльшення дебiту свердловини;
2) під час усунення негерметичностi колони – позитивні результати випробувань на герметичнiсть;
3) під час iзоляцiї верхнiх вод, якi надходять у свердловину через порушення в колонi або виходять на поверхню по затрубному простору – вiдсутнiсть надходження води.

13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.20 – Форма кривих магнітної локації і гамма-густинометрії навпроти конструкційних і технологічних елементів свердловини: 1 – муфта; 2 – мандрель; 3 – глибинний насос; 4 – пакер; 5 – інтервал фільтра в колоні (перфорація)
Оцiнку результатiв робiт зі збiльшення i вiдновлення продуктивностi i приймальностi свердловин, вирiвнювання профiлю поглинання, додаткової перфорацiї здiйснюють шляхом зiставлення вимiрiв високочутливим термометром i гiдродинамiчним витратомiром за методикою зіставлення результатiв до i пiсля ремонтних робiт, а також зіставлення результатiв IНМ під час закачування рiдин у пласт.
Геофiзичними методами здiйснюють оцiнку стану насичення колекторiв, якi складають об’єкти переходу на iншi пласти чи приєднання пластiв. За наявності мiнералiзацiї води в продукцiї бiльше 50 г/л проводять дослiдження IНМ.
У разі переведення видобувної свердловини пiд закачування обов’язковими є дослiдження гiдродинамiчним витратомiром i високочутливим термометром, якi дають змогу видiлити вiддаючi (приймаючi)iнтервали i оцiнити ступiнь герметичностi заколонного простору. Вимірювання тиску у свердловинах здійснюють різного типу свердловинними манометрами і диференціальними свердловинними манометрами. За допомогою свердловинних манометрів вимірюють абсолютну значину тиску у свердловині, а за допомогою дифманометрів – її приріст (відхилення від початкового тиску). За принципом дії свердловинні манометри підрозділяють на пружинні, в яких чутливим елементом є багатовиткова, геліксна, трубчаста пружина; пружинно-поршневі, в яких вимірюваний тиск передається на поршень, з’єднаний з ґвинтовою циліндричною пружиною; пневматичні, в яких вимірюваний тиск зрівноважується тиском стисненого газу, що заповнює вимірювальну камеру. Свердловинні манометри бувають з місцевою реєстрацією і з дистанційною передачею.
Термодинамічний метод дослідження грунтується на зіставленні геотерми і термограми діючої свердловини. Геотерма знімається в тривало простоюючій свердловині і дає уявлення про природне теплове поле Землі. Термограма фіксує зміну температури у стовбурі свердловини. На вигляд термограми впливають теплообмін у стовбурі, ефект Джоуля-Томсона (або дросельний ефект), калориметричний ефект.
Ефект Джоуля-Томсона полягає в тому, що в процесі фільтрації рідин і газу в пористому середовищі і витікання їх у свердловину внаслідок зменшення тиску температура рідини зростає, а температура газу зменшується. Він проявляється у вигляді різниці між температурою притікаючих до вибою свердловини рідини і газу і геотермічною температурою на глибині залягання продуктивного пласта. Ця різниця перш за все визначається перепадом тиску (депресією) на пласт. Наприклад, інтегральний коефіцієнт Джоуля-Томсона для води дорівнює 0,235 К/МПа, для нафти змінюється в межах 0,4-0,6 К/МПа, для вуглеводневих газів – від –3 до –6 К/МПа. Така різниця в коефіцієнтах Джоуля-Томсона для води, нафти і газу дає змогу за температурною зміною у стовбурі свердловини відбивати інтервали припливу нафти, води і газу (рис. 2.21).
Калориметричний ефект полягає в змішуванні у стовбурі свердловини рідини і газу із різних горизонтів (інтервалів) з неоднаковими вхідними температурами та відповідному вирівнюванні їх температур, тобто, навпроти кожного пласта температури двох потоків – висхідного і притікаючого з цього пласта – вирівнюються, що супроводжується відповідним зменшенням температури теплішої висхідної нафти. Стрибок температури визначається калориметричним законом: добуток теплоємності, витрати і стрибка температури поступаючого з пласта потоку дорівнює добутку тих же показників висхідного потоку, взятому зі знаком мінус. Таке співвідношення дає змогу виділяти за термограмою працюючої свердловини продуктивні інтервали і визначати їх дебіти (рис. 2.22).
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.21 – Схематичні криві термометрії під час припливу в стовбур свердловини рідини і газу: 1 – неколектор; 2 – колектор; 3 – термограма під час припливу у свердловину газу; 4 – термограма під час припливу у свердловину рідини; 5 – геотерма; 6 – термограма в стовбурі працюючої свердловини вище інтервалу продуктивного розрізу; 7 – інтервали припливу газу і рідини в стовбур свердловини
У водонагнітальних свердловинах ефект Джоуля-Томсона і калориметричний ефект відсутній, а спостерігається тільки процес теплообміну між закачуваною водою або газом і стінками свердловини. Тому для виділення інтервалу поглинання можна використовувати термограми зупинених на 1-2 тижнів свердловин. На цих термограмах поглинаючі воду інтервали мають від’ємні температурні стрибки (аномалії), що пояснюється охолодженням поглинаючих інтервалів в процесі тривалого нагнітання води.
Температурні зміни використовуються також для визначення висоти піднімання цементного розчину за колонами після їх цементування. На термограмі інтервали, що заповнені цементним розчином, відмічаються підвищеними значинами температури порівняно з геотермою свердловини, тому що затвердіння цементного розчину супроводжується виділенням тепла. Найвища границя цементного розчину відбивається за різкою позитивною аномалією температури. Чим менше проходить часу після закінчення цементування, тим якісніші результати температурних змін.
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.22 – Профілі припливу під час механічної і термокондуктивної дебітометрії:
1 – неколектор; 2 – колетор; 3 – інтервал припливу; І – профіль припливу рідини (диференціальний профіль); ІІ – дебітограма (інтегральний профіль);
·Ті – різниця температур між показами термометра нижче і вище і–го інтервалу припливу
Температурні зміни можна використовувати і для виявлення затрубної циркуляції, перетікання закачуваної води і місця порушення герметичності колони.
У випадку виявлення затрубної циркуляції в нафтових свердловинах внаслідок руху рідини в затрубному просторі буде відмічатися зміна температури рідини, яка заповнює свердловину.
У разі виявлення перетікання закачуваної води в непродуктивні пласти у водонагнітальних свердловинах записують термограми в процесі закачування води і через певні проміжки часу після зупинки свердловини. Якщо закачувана вода поглинається непродуктивним пластом, то на термограмі цей інтервал відмічається від’ємною аномалією температури.
Для визначення місця припливу води через порушення цілісності експлуатаційної колони спочатку відключають (ізолюють) інтервал перфорації, а потім зниженням рівня рідини встановлюють факт припливу сторонньої води. Свердловина заповнюється водою до гирла і залишається на 24-48 год для стабілізації температури рідини по стовбуру. Тоді знімають контрольну термограму, після чого знову викликають приплив сторонньої води і знімають повторну термограму. Місце припливу сторонньої води (місце порушення колони) визначається за різкою від’ємною аномалією температури на термограмі.
Термометри для вимірювання температури у свердловинах бувають дистанційні і з місцевою реєстрацією. Свердловинні реєструючі термометри дають змогу за одну операцію опускання визначити розподіл температури по стовбуру, а також характер її зміни в часі. У свердловинному (глибинному) геліксному термометрі (ТГГ) порожнина термоприймача і гелікса або повністю заповнюється рідиною – тип ТГГ, або легкокиплячою рідиною – на 2/3 об’єму – тип “Сіріус”. Свердловинні контактні термометри ТГК-2 призначені для вимірювання з високим ступенем точності. За принципом дії ці термометри відносяться до термометрів розширення, чутливий елемент яких – ртутний стовпчик. У свердловинному термометрі ТГБ-1М використовується принцип вимірювання за допомогою пружини з біметалевої стрічки високої чутливості. В даний час найширше застосовують термометри, в яких використовуються давачі електричного опору. Особливо широке застосування одержали давачі з дротяним опором. Для дослідження глибоких і надглибоких свердловин за температур 150-200 0С розроблено свердловинні електронні термометри.
Дослідження профілів припливу і поглинання методом дебітовитратометрії. Суть методу дослідження профілів припливу і поглинання полягає у вимірюванні витрат рідин і газу по товщині пласта. Свердловинні прилади, призначені для вимірювання припливу рідин і газу (дебіту), називаються дебітомірами, а для вимірювання поглинання (витрати) – витратомірами. За принципом дії глибинні (свердловинні) дистанційні дебітоміри (ДГД) і витратоміри (ВГД) бувають турбінні (вертушкові), пружинно-поплавкові і з загальмованою турбінкою на струнній підвісці. В цих приладах швидкість обертання турбінки перетворюється в електричний сигнал за допомогою обертальних турбінок з магнітокерованим контактним перетворювачем. Для скерування всієї рідини через прилад внутрішній переріз колони або стовбура свердловини може перекриватися пакерами різних типів: керованими гідравлічними (гумовими), під оболонку яких за допомогою насоса нагнітається рідина зі свердловини; механічними ліхтарного типу з електромеханічним приводом, які складаються з центратора, виготовленого з пружних пластин і чохла, надітого на ці пластини; механічними парасольними, які складаються з рівномірно розташованих по колу металевих пелюстків; кільцевими (звичайно некерованими), виготовленими з гуми або іншого еластичного матеріалу (рис. 2.23). Найбільш поширені механічні пакери ліхтарного типу з електромеханічним приводом.

Рис. 2.23 – Пакерний дебітомір: 1 – електродвигун; 2 – редуктор; 3 – магнітокерований контакт; 4 – магніт; 5 – вихідне вікно; 6 – турбінка; 7 – парціальний отвір у пакері; 8 – вхідне вікно; 9 – пружина пакера; 10 – тканинний чохол пакера;
11 – центрувальний ліхтар
Для дослідження водонагнітальних свердловин без НКТ застосовують витратоміри з високими верхніми межами вимірювань (1000-5000м3/доб) і великим діаметром корпуса (80-135мм), безпакерні (рис. 2.24) і з некерованим пакером. Малогабаритні витратоміри для випробування водонагнітальних свердловин мають діаметр корпуса не більше 42мм і забезпечені центраторами.

Рис. 2.24 – Безпакерний витратомір: 1 – головка приладу; 2 – постійний магніт; 3 – магнітокерований контакт; 4 – струменескеровувальний ліхтар; 5 – чотирилопатева турбіна; 6 – підп’ятник турбіни; 7 – пружина; 8 – штовхач; 9 – важіль центрувального ліхтаря пласта
Опускають (піднімають) прилад у фонтанну свердловину з закритою викидною засувкою з швидкістю не більше 2500 м/год і без різких гальмувань. Засувка відкривається після проходження приладом лійки внизу НКТ, вимірювання бажано починати не раніше ніж через 10-15 хв. Для точнішого прив’язування результатів вимірювання до глибин витратомір опускають у свердловину разом з приладом для вимірювання інтенсивності гамма-випромінювання (ГК) або з локатором муфт. Швидкість переміщення приладів під час зняття профілів припливу або поглинання не повинна перевищувати 200 м/год. Найбільш вірогідні результати можна одержати шляхом точкових вимірювань, оскільки в цьому випадку спостерігається постійність коефіцієнта пакерування (ступінь перекриття, що дорівнює одиниці в разі повного пакерування, а в разі відсутності пакера буде дорівнювати відношенню площ прохідного перерізу приладу і колони). За одержаними даними дослідження можна будувати інтегральну і диференціальну криві припливу або поглинання (див. рис. 2.22).
Окрім свого основного призначення, свердловинні дебітоміри і витратоміри застосовуються і для виявлення затрубної циркуляції рідини, негерметичності і місця порушення цілісності експлуатаційної колони, перетікання рідини між пластами.
Наявність затрубної циркуляції виявляється зіставленням геолого-експлуатаційної характеристики перфорованого пласта і профілю припливу (під час визначення шляхів надходження води по негерметичному цементному кільці в нафтових свердловин) або профілю поглинання (у випадку перетіканні закачуваної води в непродуктивні горизонти).
Герметичність експлуатаційної колони у водонагнітальних свердловинах визначається під час вимірювання швидкості протікання закачуваної води біля гирла і дещо вище інтервалу перфорації. Обидва вимірювання проводяться в одному режимі закачування води. Рівність швидкостей протікання в зазначених точках свідчить про герметичність експлуатаційної колони і поглинання всієї закачуваної води продуктивним пластом. Якщо ж швидкість потоку біля гирла вища, ніж біля покрівлі верхнього інтервалу перфорації, то це свідчить про поглинання частини закачуваної води через порушення цілісності колони. За різницею у швидкостях потоку визначається кількість поглинаючої води.
Для встановлення місця порушення колони, визначають швидкість потоку на різних глибинах по стовбуру свердловини, наприклад, у ході піднімання витратоміра через кожні 100 м. Після виявлення різниці у швидкостях потоку в межах первинного інтервалу вимірювання (100 м) продовжують дослідження з поступовим зменшенням кроку вимірювань до визначення меж інтервалу порушення колони.
Перетікання рідини між пластами можна виявити за “незакономірною” зміною швидкості потоку. Наприклад, у ході дослідження профілю припливу в нафтовій свердловині зверху вниз швидкість потоку в напрямі до вибою свердловини повинна зменшуватись. Якщо вона зростає, то можна припустити перетікання рідини з верхнього пласта в нижній (або ж навпаки – під час дослідження профілю знизу вверх) у випадку однакового внутрішнього діаметра колони.
Найчіткіше перетікання рідини виявляється в залишених (закритих) нафтовій і водонагнітальній свердловинах, а також у процесі дослідження водонагнітальної свердловини під час самовиливання. Останнє зумовлює необхідність зняття профілю припливу в процесі самовиливання в кожному дослідженні водонагнітальної свердловини витратомірами.
Основні промислово-геофізичні методи досліджень з оцінки ефективності оброблянь привибійної зони гідророзривом, термогазохімічним діянням і закачуванням кислот – способи міченої речовини, термометрія та витратометрія. Застосування методу міченої речовини грунтується на можливості активування радіоактивними ізотопами піску, який доставляється в пласт за допомогою рідини-пісконосія, по-перше, для закріплення тріщин гідророзриву і, по-друге, для встановлення місцезнаходження цих тріщин шляхом проведення досліджень гамма-каротажем.
Застосування термометрії базується на відмінності температури води, яку нагнітають у пласт під час гідророзриву, від пластової температури, в результаті чого місцезнаходження тріщин може бути зафіксовано за аномаліями температурного поля. У разі термогазохімічного діяння місця прориву газів і гарячої води в пласт по тріщинах можуть бути встановлені також за аномаліями температурного поля.
Застосування витратометрії грунтується на зміні проникності присвердловинної зони в результаті утворення тріщин гідророзриву, збільшення ефективної пористості внаслідок розчинення карбонатного або силікатоглинистого цементу в кислотах, зміни змочуваності поверхні порового простору і очищення його від парафіну і смол під діянням порохових газів та інш., за рахунок чого можуть бути зафіксовані зміни в профілях припливу або поглинання рідини (рис. 2.25, 2.26).
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.25 – Диференціальний та інтегральний профілі припливу рідини до і після скерованого кислотного оброблення трьох свердловин
Для прикладу на рис. 2.27 показано форми кривих термометрії, витратометрії і методу міченої речовини для оцінки ефективності оброблень привибійної зони гідрозривом, термогазохімічним діянням і закачуванням кислоти.
У випадку а з метою оцінки ефективності оброблення привибійної зони пласта методом гідророзриву в останню порцію піску додали невелику кількість активованої радіоактивним ізотопом заліза 59Fe іонообмінної смоли. Добра сорбованість цього ізотопу використовувалась для створення стабільної радіоактивності твердих частинок міченої речовини. У процесі закачування у свердловину рідини-пісконосія і протискувальної рідини проведено вимірювання радіоактивності гамма-каротажним методом. Аномалії радіоактивності відмічаються в підошві верхнього пласта пісковика і по усій товщині нижнього колектора. Зіставлення зареєстрованих випромінювань за виконаними послідовно один за одним трьома вимірами гамма-каротажу показує, що зменшення радіоактивності (в даному випадку пов’язане з відтисненням активованого піску в глибину пласта) відбувається у нижньому пласті. У верхньому пласті помітної зміни радіоактивності не спостерігається, хоча вона значно вища природної радіоактивності пласта, яка зареєстрована до початку робіт з оброблення привибійної зони пласта. На підставі цього можна зробити висновок, що максимальний ефект від гідророзриву (створення системи тріщин і покращення гідродинамічного зв’язку в системі свердловина-пласт) одержано в нижньому пласті продуктивного розрізу.
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.26 – Приклад підтвердження причини зниження продуктивності пласта через випадання осаду в стовбурі свердловини: 1 – вапняк; 2 – піщаник; 3 – глина; 4 – аргіліт; 5 – нафта; 6 – вода; 7 – інтервал перфорації; ПС – електрокаротажна крива самочинної поляризації;
·п – електрокаротажна крива питомого електричного опору; Q – дебіт;
·р – густина рідини
13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.27 – Приклади оцінки ефективності оброблянь привибійної зони пласта геофізичними методами. Виділення інтервалу: а – охопленого гідророзривом,
б – обробленого кислотою, в і г – охопленого термогазохімічною дією; І-ІІІ – номери вимірів. 1 – глина; 2 – пісковик; 3 – алевроліт; 4 – аргіліт; 5 – вапняк;
6 – інтервал оброблення; 7 – інтервал фільтра
У випадку б метод міченої речовини застосовано для оцінки ефективності кислотного оброблення привибiйної зони пласта. Тут також в інтервал перфорації закачано кислоту, активовану радіоактивним ізотопом, але на відміну від розглянутого вище випадку застосовано несорбуючий породами ізотоп йоду 137J. Інтервалу, обробленому кислотою, відповідають підвищені і високі значини інтенсивності на першій кривій гамма-каротажу. В процесі протискування кислоти значно зменшилась (вимір ІІ), а потім взагалі зчезла (вимір ІІІ) аномалія радіоактивності навпроти нижньої частини продуктивного колектора. Це свідчить про значне збільшення проникності цього інтервалу присвердловинної зони пласта в результаті кислотного оброблення.
Випадок в – характерний приклад застосування термометрії для оцінки ефективності термогазохімічного діяння на привибiйну зону пласта. Три термограми, зареєстровані після проведення у свердловині робіт з пороховим генератором тиску послідовно одна за одною з невеликим інтервалом часу, характеризуються симетричною відносно центра пласта формою. Така форма термограми звичайно буває тоді, коли в пласті проходить гідророзрив з утворенням сітки горизонтальних тріщин. Якщо термограма, зареєстрована після оброблення привибiйної зони пороховими газами, має несиметричну форму, то це свідчить про те, що гідророзрив пройшов з утворенням однієї горизонтальної тріщини, яка найчастіше розташовується на контакті продуктивного пласта з іншими породами. Розпливчаста форма термограми вказує на ймовірність виникнення в пласті під час гідророзриву вертикальних тріщин.
У випадку г для оцінки ефективності термогазохімічного діяння на привибiйну зону пласта застосовано метод витратометрії. До робіт у свердловині з пороховим генератором тиску приймальність свердловини складала 60-70 м3/доб. Після оброблення присвердловинної зони пласта пороховими газами приймальність зросла до 700 м3/доб, внаслідок чого виявилась охоплена закачуванням уся ефективна товщина пласта.
Застосування способу термогазохімічного діяння на привибiйну зону пласта в експлуатаційних свердловинах, які переводяться в категорію нагнітальних після припинення видобування нафти, дає змогу не тільки відновлювати проникність, погіршену під час експлуатації пласта, але і покращувати фазову проникність для води.
Виходячи із задач розглянутих способів оброблень привибiйної зони пласта, оцінка їх ефективності геофізичними методами може бути зведена до визначення охоплення ефективної товщини колектора обробленням і виявлення змін у профілях припливу або поглинання рідини.
2.4.3 Обстеження стовбура свердловини
Метою обстеження є визначення глибини вибою i рiвня рiдини, перевiрка стану експлуатаційної колони, фільтрової зони i стовбура свердловини, встановлення наявностi в ньому дефектiв, аварiйного підземного устаткування i зайвих предметiв.
Обстеження стовбура проводять пiсля встановлення герметичностi колонної головки.
Його здiйснюють за допомогою печаток, на яких одержують вiдтиск (слiд) стiнки експлуатаційної колони, фiльтра, зiм’ять, трiщин, кiнцiв обiрваних труб i т. i.
Печатка – це металевий корпус, який знизу i з бокiв покритий пластичною оболонкою (свинець, алюмiнiй) товщиною 8-10 мм, а вздовж корпуса зроблено наскрiзний отвiр, через який прокачується рiдина. Печатку опускають у свердловину на трубах. Застосовують плоску, конусну, унiверсальну або гiдравлiчну печатки.
Плоска печатка має дiаметр оболонки на 10-12 мм менший внутрiшнього дiаметра експлуатацiйної колони; встановлюється одноразово з осьовим навантаженням не бiльше 20 кН. Плоска печатка дає вiдбиток верхнього кiнця аварiйного устаткування у свердловині, тобто вона застосовується для визначення глибини, на якій знаходиться аварійний предмет, і стану його верхнього кінця (рис. 2.28).
Конусна печатка забезпечує одержання вiдбиткiв стiнок свердловини, складних порушень, зім’ять і тріщин, причому дiаметр широкої частини повнорозмiрної печатки на 6-7 мм менший внутрiшнього дiаметра колони, а наступнi типорозмiри печаток мають дiаметри, що зменшуються кожний на 6-12 мм (рис. 2.29).

Рис. 2.28 – Печатка плоска

Рис. 2.29 – Печатка конусна

Унiверсальна печатка ПУ-2 вiдрiзняється тим, що має змiнний ґумовий стакан i алюмiнiєву оболонку, які надіваються на циліндричний корпус. Навантаження на печатку повинно складати 15-20 кН.
Гiдравлiчна бокова печатка має ґумовий елемент довжиною 4 м, спрацьовує вiд створення, протягом 5 хв закачуванням рідини в труби, тиску до 1,2 МПа, за рахунок якого ґумовий елемент притискується до колони (дiаметр 146 мм), а відтак тиск зменшують (до атмосферного тиску на поверхні) і піднімають печатку. Гідравлічна печатка дає чiткіше уявлення про характер i конфiгурацiю пошкодження колони.
Якщо наявнiсть дефектiв (повздовжніх тріщин, пропусків у різевих з’єднинах тощо) в колонi, по яких надходить вода, визначити печатками не вдається, то фiльтр перекривають пробкою (пiсок, глина на 5-10 м вище нього) або пакером, а потiм опресовують верхню частину колони на герметичність. Якщо колона не герметична, то слід визначити місце і характер дефекту, усунути його і після цього проводити подальші роботи.
Обстеження колони перед початком ремонтно-ізоляційних, ловильних робіт і перед переходом на нижчерозміщені пласти є обов’язковим, оскільки невиявлені дефекти можуть призвести до значних ускладнень.
Визначення глибини вибою і рівня рідини у свердловині здійснюють за допомогою апарату Яковлева, а також агрегатів Азінмаш-8А, -8Б, -45, ЗУДС.
Контроль технічного стану свердловин передбачає:
а) визначення місцезнаходження муфт в обсадних трубах і НКТ;
б) прив’язування діаграм геофізичних досліджень свердловин до їх характерних елементів;
в) контроль за опусканням свердловинних приладів у свердловини;
г) виділення інтервалів перфорації;
д) вимірювання змін внутрішнього діаметра обсадних труб і НКТ;
е) виявлення пошкоджень типу розривів і тріщин з поздовжньою і поперечною орієнтацією;
є) виявлення інтервалів інтенсивності корозії труб і наскрізного проржавіння;
ж) виявлення заколонних перетікань.
Для здійснення цих робіт застосовують локатор муфт, диференціальний локатор магнітних аномалій, локатор втрати металу, індукційний дефектомір, апаратуру механо-акустичного каротажу.
Магнітні локатори застосовують для визначення місцезнаходження муфт (замків) обсадних труб, магнітних міток, розривів, потовщень, інтервалів перфорації і ін. Але найчастіше локатори муфт застосовують для точного визначення місця встановлення перфоратора, торпеди або іншого апарату.
Гамма-товщиномір, який входить до складу комплексного свердловинного приладу – дефектоміра-товщиноміра, дає змогу визначати середню товщину стінки обсадних труб з точністю до (0,25мм, встановлювати місцезнаходження з’єднувальних муфт (замків), центрувальних ліхтарів, інтервалів перфорації і місць прориву колони. Під час безперервного переміщення цього приладу в стовбурі свердловини записується кругова цементограма і товщинограма, а в разі зупинки його на заданій глибині – дефектограма, які характеризуються зміною інтенсивності розсіяного гамма-випромінювання по колу.
Для вивчення технічного стану обсадних колон застосовують також електромагнітний профільограф, калібромір, профілемір, мікрокаверномір і індуктивні дефектоміри. Дані про товщину і внутрішній діаметр обсадних колон, одержані цими приладами, використовують і для інтерпретації діаграм радіоактивного каротажу, гамма-каротажу, цементограм, результатів вимірювань дебітоміром тощо.
У даний час відсутні прості і надійні методи контролю за станом горизонтальної ділянки стовбура в горизонтальній свердловині, що працює. Для цієї мети відоме застосування вибійних рушіїв малого діаметра і колони гнучких труб, які дають змогу проникнути в горизонтальну ділянку стовбура, наприклад для здійснення потокометричних досліджень або промивань піщаних пробок. Як рушій може бути ґвинтовий електродвигун, який є двигун-насосом з ротором у вигляді шнека, що прокачує через внутрішню порожнину насоса свердловинну рідину і використовує її реактивну віддачу. Таким рушієм може бути також модифікований лінійний електродвигун, основним елементом конструкції його є обсадна колона труб (подібно до монорейки для швидкісних залізничних експресів на повітряній подушці). Гнучкі труби поки що характеризуються малим терміном служби (за даними розробників до 30 спуско-підіймань).
2.5 Освоєння свердловин
Освоєння свердловин – комплекс технологічних операцій з перфорації, викликання припливу та діяння на привибійну зону пласта для введення свердловини в експлуатацію після буріння чи ремонту. Мета освоєння – забезпечити продуктивність свердловини, що відповідає природній проникності та нафтонасиченій товщині пласта, і пустити свердловину в роботу.
Оскільки перфорація і діяння на привибійну зону пласта розглядаються окремо, то тут освоєння розглядається у вузькому розумінні цього слова - як пусковий процес викликання припливу.
2.5.1 Освоєння нафтових свердловин
Перед освоєнням свердловина заповнена перфораційною рідиною чи рідиною глушіння, якими створюється репресія тиску на пласт для попередження проявлення (відкритого фонтанування) свердловини, тобто 13 EMBED Equation.3 1415, де h – висота стовпа рідини у свердловині;
·0 – середня густина свердловинної рідини; g – прискорення вільного падіння; pв, pпл – тиски відповідно вибійний і пластовий.
Для викликання припливу потрібно забезпечити умову: pв < pпл, тобто створити депресію тиску 13 EMBED Equation.3 1415.
Розрізняють методи освоєння фонтанних (за високого пластового тиску pпл) і механізованих свердловин.
Перед освоєнням свердловини обладнують згідно зі способами експлуатації і методом викликання припливу. Можливі два шляхи викликання припливу: зменшення
·0 чи h. Звідси розроблено такі методи зниження тиску на вибої: зменшення густини флюїду шляхом заміни рідини у свердловині на рідину меншої густини чи піну; розгазування рідини у свердловині природним газом, азотом, повітрям, а також за рахунок реакції в самогенеруючих пінних системах; зниження рівня у свердловині шляхом свабування або за допомогою свердловинних (глибинних) насосів; заміна рідини у стовбурі на легшу з дальшим зниженням рівня з допомогою глибинних ежекторних апаратів. У нафтогазопромисловій практиці знайшли використання в основному такі методи викликання припливу.
Послідовна заміна рідини з більшою густиною на рідину з меншою густиною. Вона здійснюється, звичайно, за схемою: розчин з більшою густиною – розчин з меншою густиною – вода – нафта – газоконденсат.
Для цього у свердловину опускають НКТ, обв’язують наземне обладнання і наземний агрегат, опресовують нагнітальну лінію та закачують рідину в НКТ (пряме промивання) чи в затрубний простір (зворотне промивання) агрегатом УН 1-630х700А (4АН-700), а зі свердловини рідину виводять у збірну ємність.
Викликають приплив рідини і газу з пласта після ремонтних робіт за умов, коли пластовий тиск є вищим гідростатичного, рівний гідростатичному або нижчим гідростатичного. Якщо пластовий тиск є вищим гідростатичного, то ремонтні роботи здійснюють за наявності у свердловині промивальної рідини високої густини (1400-2000 кг/м3). Таку рідину замінюють поступово: спочатку в затрубний простір між експлуатаційною колоною і НКТ закачують рідину густиною на 300-400 кг/м3 менше від початкової. Свердловинна рідина повністю заміняється водою тоді, коли різниця в густинах між ними доводиться до 300–400 кг/м3.
Якщо і після повної заміни промивальної рідини приплив нафти і газу з пласта не спостерігається, то густину рідини у свердловині зменшують теж шляхом закачування піни.
Протискування (витіснення) рідини стисненим газом. Здійснюється аналогічно пуску газліфтних свердловин. Відміність полягає лише в під’єднанні до гирла пересувного компресорного устатковання чи автомобільного газифікаційного устатковання АГУ 6000-500/200 (АГУ-8К).
Оскільки під час пускання швидко створюється депресія тиску на пласт (у момент надходження газу в НКТ), то цей метод не використовують за наявності сипких і нестійких колекторів (яскравий приклад - пісок), а також підошовної води (через винесення піску із пласта чи проривання води).
Для здійснення способу застосовують однорядний, дворядний і півторарядний піднімачі. Повітря або газ подають до башмака підіймальних труб або через кільцевий простір між експлуатаційною колоною і НКТ, або між двома рядами опущених труб, або по центральних трубах.
Найпростішим способом зниження рівня рідини у свердловині для її пускання є витиснення рідини через НКТ під дією нагнітання стиснутого газу в затрубний простір між обсадною колоною та підіймальними трубами (або в кільцевий простір між першим та другим рядами підіймальних труб). Однак на практиці для освоєння цим способом глибоких та надглибоких свердловин потрібно cтворювати дуже високий тиск. Крім того, виникає різкий перепад тиску на пласт під час викидання рідини, що є дуже небажаним, бо може призвести до руйнування порід привибійної зони, винесення піску, великої вібрації гирлового маніфольда тощо. Тому рівень рідини у свердловині знижують у декілька етапів через газліфтні клапани, які встановлені по висоті підіймальної колони труб. Клапани дають змогу знизити пусковий тиск газліфтної свердловини (збільшити глибину введення нагнітального газу), забезпечують плавне пускання та стабільну роботу за потрібних депресій на пласт. Завдяки застосуванню газліфтних клапанів досягається в разі необхідності збільшення депресії на пласт, що призводить до збільшення відбирання рідини зі свердловини.
Встановлення газліфтних клапанів на підіймальній колоні труб дає змогу освоювати глибокі свердловини за тисків до 8 МПа в магістральних газопроводах газліфтної системи.
Аерування (газування) рідини. Суть цього методу полягає в поступовому зменшенні густини суміші рідини і газу в підіймальних трубах під час одночасного нагнітання у свердловину води(нафти) та стиснутого газу (повітря).
Здійснюється процес аналогічно технології заміни рідин, але в потік рідини (води) поступово вводять газ, витрата якого збільшується, а витрата рідини при цьому зменшується (рис. 2.30). Густину газорідинної суміші доводять до 300400 кг/м3. Швидкість спадного потоку рідини для попередження спливання газу має бути не меншою 0,8–1 м/c.
13 EMBED CorelDRAW.Graphic.10 1415
Рис. 2.30 – технологічна схема освоєння свердловини аеруванням рідини з застосуванням двофазної піни: 1 – аератор; 2 – манометр; 3 – витратомір повітря; 4  компресор; 5 - зворотний клапан; 6 – насосний агрегат; 7 – мірна ємність; 8  накопичувальна ємність для піноутворювальної рідини; 9 – лінія для відведення піни
Газ вводять за допомогою аератора типу “перфорована труба в трубі” (рис. 2.31) чи рідинно-газового ежектора, а на газовій лінії встановлюють зворотний клапан. Можна також використовувати газ із газових свердловин (газопроводів), повітря від пересувного компресора і газоподібний азот від автомобільного газифікаційного устатковання АГУ 6000-500/200 (АГУ-8К). Для освоєння свердловин розроблено пересувні компресорні устатковання УКП-80, СД–9/101М1, СД-12/250, НЄ-12/250, УКС-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, АК-7/200, ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200 Тп, ДКС–3,5/400Б.

13 EMBED Word.Picture.8 1415
Рис. 2.31 – Аератор типу “перфорована труба в трубі”: 1 – цементувальна головка;
2 – аератор; 3 – зворотний клапан; 4 – повітрепровід; 5 – компресор;
6 – трубопровід від цементувального агрегата; 7 – НКТ; 8 – цементувальний агрегат; 9 – приймальна ємність агрегата; 10 – цементозмішувальне устатковання; 11 – ємність для ПАР

Для аерування до стандартного обладнання гирла фонтанної або компресорної свердловин, обладнаної одно- чи дворядними піднімачем, приєднують газовий маніфольд. Якщо свердловина обладнана дворядним піднімачем, то одна лінія газоподавання під’єднується до кільцевого простору, а друга – до затрубного простору свердловини.
Жорстка лінія приєднується до затрубного простору свердловини лише в тому випадку, якщо необхідно здійснити аерацію та протискування свердловини через башмак першого ряду труб.
У залежності від розміщення рівня рідини у свердловині стосовно до дворядного піднімача аерацію проводять за одним із двох варіантів (рис. 2.32.).
Перший варіант застосовують для пуску свердловини, заповненої рідиною до гирла, за відсутності поглинання рідини пластом. Під час закриття вентилів 3 і 10 і повного відкриття вентилів 2,9 та 8 створюють циркуляцію рідини шляхом закачування її агрегатом у кільцевий простір між першим та другим рядами труб.
Тиск прокачування фіксують манометрами 1 і 7. На газопідвідній лінії за закритого вентиля 3 підтримують тиск, який фіксується манометром 4 і перевищує на 0,2-0,3 МПа тиск циркулюючої рідини. Цей перепад тиску в 0,2-0,3 МПа між показами манометрів 4 і 1 повинен підтримуватися протягом першої половини процесу аерації. Надлишок тиску запобігає зворотній течії рідини від насосного агрегату в газову лінію.

Рис. 2.32 – Технологічна схема освоєння свердловини аеруванням рідини:
1,4,7 – манометри; 2,3,8,9,10 – вентилі (засувки); 5 – лінія газоподавання;
6 – лінія подавання рідини від насосного агрегату
Після відновлення циркуляції незначним відкриттям вентиля 3 (на 1/8 оберту) робочий агент (повітря або газ) подають у струмінь циркулюючої рідини. В міру просування вниз по кільцевому простору робочий агент, змішаний з рідиною, що нагнітається, піддається додатковому стискуванню під дією тиску стовпа рідини. Дійшовши до башмака труб і піднімаючись на поверхню, бульбашки робочого агента поступово розширюються, повертаючи одержану ними енергію, завдяки чому зменшується густина суміші в підіймальних трубах другого ряду.
З моменту подавання газу тиск, який спостерігаємо по манометру 1, поступово зростає і, дійшовши до певної межі, деякий час стабілізується на одному рівні. Підвищення тиску пояснюється тим,що під час руху циркулюючої суміші густина рідини в підіймальних трубах у початковий період перевищує густину суміші в кільцевому просторі, а внаслідок цієї різниці густин виникає додатковий тиск. Коли ж аерована суміш, що нагнітається, досягає башмака і переходить всередину підіймальних труб, різниця в густинах поступово зчезає і тиск на манометрі 1 падає.
З моменту початку падіння тиску подавання стиснутого агента збільшують поступовим відкриттям газового регулюючого вентиля 3. При цьому необхідною умовою успішної аерації є збереження перепаду тиску в 0,2-0,3 МПа між показами манометрів 4 і 1. З моменту збільшення витрати газу поступово зменшують витрату рідини, для чого переводять роботу насосного агрегату на наступну – меншу, а потім і на першу передачу, далі на роботу за малої витрати газу або регулюють витрату рідини вентилем 8.
У подальшому поступовим збільшенням витрати стиснутого газу до повного відкриття вентиля 3 зупиняють насосний агрегат і повністю подають у свердловину газ, після чого вентилі 8 і 9 щільно закривають.
Під час роботи свердловини вентилі 8,9,10 закриті, а вентилі 3 і 2 відкриті.
Другий варіант застосовують для пускання свердловин, в яких є поглинання (в разі недозаповненої свердловині). У цьому випадку в кільцевому просторі між першим та другим рядами труб за закритих вентилів 8, 9 і 10 та відкритих вентилів 2 і 3 подають газ, стиснутий до максимально можливого тиску, який допускається характеристикою компресора і фіксується манометром 4. Після цього вентилі 2 і 3 закривають, підтримуючи весь час в лінії максимальний тиск та перепускаючи надлишок стиснутого газу в інші свердловини чи в атмосферу.
Потім пускають у хід насосний агрегат і за закритого вентиля 10 і відкритих вентилів 8 і 9 рідиною створюють тиск (за манометром 7) в жорсткій лінії, який перевищує тиск за манометром 4 на 0,5-0,6 МПа. В цей час відкривають вентиль 2 і газову подушку, яка утворилася в кільцевому просторі, протискують вниз. Після того,як тиск на манометрі 1 упаде і стане нижче тиску на манометрі 4, тобто утвориться необхідний для нормальної аерації перепад тисків, незначним відкриттям вентиля 3 (на 1/8 оберту) вводять стиснутий газ у струмінь рідини, яку подає насосний агрегат. Подальший процес аерації та освоєння свердловини нічим не відрізняється від аналогічних процесів у першому варіанті.
Тривалість аерації залежить від глибини опускання підіймальних труб, інтенсивності нагнітання суміші, величини створеного тиску та правильного співвідношення витрат газової та рідинної фаз, а також від кваліфікації виконавців.
Основна умова ефективності та швидкості аерації – це рівномірне подавання газу та правильне регулювання роботи насоса, який подає рідину. Співвідношення об’ємів газу (повітря), що нагнітається, та рідини потрібно регулювати так, щоб запобігти спливанню бульбашок газу в суміші та утворення газової подушки, не перевищуючи допустимого тиску компресора.
Застосування піни для освоєння. У разі використання повітря можуть утворюватися вибухонебезпечні суміші, існує загроза вибухів у свердловині. Для надання процесу плавності, стійкості і безпеки у воду додають ПАР – піноутворювачі.
Коли пластовий тиск рівний гідростатичному, то ремонтні роботи проводяться за наявності у свердловині промивальної рідини густиною до 1150-1250 кг/м3. У цих умовах рекомендується зразу ж замінити свердловинну рідину піною за невеликого ступеня аерації і витрати рідини 6 л/с. Потім поступово витрату рідини знижують до 1,5-2 л/с, а ступінь аерації збільшують до 150 і більше.
Суть даної технології полягає в заміні свердловинної рідини (бурового розчину, перфораційної рідини, рідини глушіння) на двофазну піну.
Спочатку у свердловину опускають НКТ. Переконавшись у чистоті вибою, кінець НКТ встановлюють біля нижніх перфораційних отворів або посередині фільтра і обладнують гирло свердловини.
Якщо після заміни бурового розчину на воду свердловина буде фонтанувати, то буровий розчин замінюють на воду шляхом нагнітання води в затрубний простір, а буровий розчин виходить по НКТ.
Якщо ж після повної заміни бурового розчину водою свердловина не фонтанує, то гирло свердловини обв’язують відповідно до схеми рис. 2.31 і замінюють буровий розчин водним розчином ПАР шляхом нагнітання останнього в НКТ, а буровий розчин виходить по затрубному простору. Це запобігає контакту великих об’ємів бурового розчину з продуктивним пластом (об’єм бурового розчину в НКТ є менший об’єму в затрубному просторі). Концентрацію ПАР (ОП-10, сульфанол тощо) беруть в межах 0,1-0,2% (за активною речовиною).
Відтак в момент виходу із свердловини водного розчину ПАР починають заміну водного розчину ПАР на двофазну піну. Як правило, таку заміну здійснюють шляхом зворотнього промивання, тобто піна нагнітається в затрубний простір, а водний розчин ПАР виходить по НКТ. Витіснений водний розчин ПАР в подальшому використовують для утворення піни. Щоб зменшити контактування великих об’ємів ПАР з продуктивним пластом, спочатку водний розчин ПАР можна замінити на двофазну піну з малим ступенем аерації (наприклад, а=5-10)методом прямого промивання, а відтак починати заміну піни з малим ступенем аерації на піну з великим ступенем аерації (відповідно з меншою густиною) методом зворотнього промивання. Але це можливо у випадку, коли піна з малим ступенем аерації не призведе до викликання припливу рідини та газу із пласта.
Циркуляцію рідини у свердловині здійснюють з витратою 3-5 л/с. В аератор стиснуте повітря подають поступово, плавно і малими дозами збільшують подавання до величини повного подавання компресора. Це дає змогу запобігти утворенню у свердловині повітряних пробок, різкого підвищення тиску і, можливо, зривання процесу. Правильний режим подавання повітря характеризується плавною зміною тиску, який спочатку підвищується за рахунок різниці гідростатичних тисків у трубах і затрубному просторі, а після надходження піни в НКТ тиск поступово знижується, а відтак після повної заміни рідини піною стає постійним. Промислова практика показує, що в разі використання компресора УКП-80 для утворення піни протягом 7-8 годин знижується вибійний тиск у свердловині глибиною 5000-6000 м на величину, рівну 80-85% гідростатичного. Ступінь аерації піни в подальшому підвищують поступовим і плавним зменшенням витрати рідини (аж до 0,5-0,3 л/с), зберігаючи подавання компресора незмінним.
Подальше зниження вибійного тиску після відключення насоса і компресора відбувається за рахунок самовиливання піни із свердловини (реалізується пружна енергія пінної системи).
Перевага піни в порівнянні з методом аерації шляхом закачування стиснутого повітря (або газу) полягає в тому, що піна проникає в пласт у невеликій кількості і не знижує проникності привибійної зони пласта. Рекомендована витрата рідини для утворення піни не повинна перевищувати 3 л/с. Ступінь аерації може сягати 120-150 і більше. Середню густину піни можна довести до 150-250 кг/м3.
Очищення привибійної зони пласта з допомогою піни. У разі відсутності припливу рідини і газу рекомендується протискувати піну в пласт для очищення привибійної зони і через 2-3 години повторно освоювати свердловину. Дана технологія може застосовуватися для очищення привибійної зони пласта від твердої і рідкої фаз бурового розчину в нових свердловинах, що вводяться в експлуатацію із буріння, від глинистих частинок, асфальтено-смолистих речовин і парафіну у старих свердловинах, які знаходились тривалий час в експлуатації, а також у нових і старих свердловинах від води, яка проникла в низькопроникні інтервали продуктивної товщі.
Ефективним є піноутворювальний розчин такого складу, % мас. (цифри в дужках відносять до ОП-10):
Сульфонол (або ОП-10) 2(2)
Гідроксид натрію NaOH 4(3)
Нафта 0,04(0,04)
Етиленгліколь 3(10)
Прісна вода решта

За рахунок поєднання ПАР (сульфанол або ОП-10) і гідроксиду натрію відбувається ефективна пептизація кольматувальних речовин, які відтак у процесі викликання припливу виносяться із привибійно ї зони на поверхню. Нафта є гідрофобізатором поверхні частинок кольматувальних речовин, сприяє кращому прилипанню цих частинок до бульбашок піни і подальшому винесенню їх потоком із привибійної зони. Етиленгліколь (або діетиленгліколь) є дегідратором, тобто сприяє вилученню води із низькопроникних інтервалів пласта.
Розчин готують у такій послідовності: попередньо до прісної води додають піноутворювач (сульфанол або ОП-10 згідно з рецептурою і з урахуванням вмісту активної речовини в товарному продукті), перемішують до повного його розчинення, додають нафту, знову ретельно перемішують, після отримання однорідної суміші додають етиленгліколь.
Технологія реалізується так. Прямим промиванням замінюють свердловинну рідину на водний розчин ПАР з концентрацією 0,1-0,2% (за активною речовиною). Відтак в НКТ нагнітають 1-2 м3 піноутворювального розчину, піну і знову 1-2 м3 піноутворювального розчину за відкритої засувки на затрубному просторі. Коли половина об’єму нижньої буферної рідини опиниться в затрубному просторі, закривають засувку на затрубному просторі і протискують водним розчином ПАР (концентрацією 0,1-0,2%) у пласт половину об’єму нижньої буферної рідини, піну і весь об’єм верхньої буферної рідини.
Об’єм піни і ступінь її аерації беруть у залежності від приймальності пласта, величини пластового тиску, стану експлуатаційної колони і величини тиску компресора. Об’єм піни в перерахунку на піноутворювальний розчин становить 3-10 м3, а ступінь аерації може змінюватися в межах 0,5-2,0 у пластових умовах. Буферні рідини використовують для кращого збереження піни в незмінному стані під час нагнітання в пласт. Названий вище розчин використовують як буферну рідину.
Після цього свердловину залишають під тиском на 1-3 год, а відтак починають викликати приплив рідини і газу із пласта, звичайно, за технологією з використанням пінних систем. Для зменшення шкідливого діяння фільтрату глинистого розчину і води на колектор до них додається ПАР в кількості 2 %.

Освоєння свердловин шляхом створення піни у свердловині. Коли пластовий тиск нижчий гідростатичного, то викликання припливу рідини і газу з пласта навіть шляхом зниження їх рівня з допомогою компресора або газу високого тиску не дає бажаного результату, оскільки при цьому вся свердловинна рідина може поглинутися пластом. У цьому випадку для освоєння свердловини рекомендується застосовувати піну за технологією, яка передбачає створення піни безпосередньо у свердловині. Для цього НКТ припіднімають дещо вище статичного рівня і в них занурюють твердий піноутворювач (ПАР) у вигляді стрижнів з розрахунку отримання на вибої 2-3% концентрації водного розчину піноутворювача. Через 8-10 год, які необхідні для розчинення піноутворювача, починають закачувати повітря (газ) одночасно в НКТ і затрубний простір. Об’єм повітря визначають, виходячи зі співвідношення його об’єму до об’єму рідини 1:2 в пластових умовах.
Якщо неможливо закачати у свердловину і протиснути в пласт спінену рідину, то можна використати скраплений азот. Для цього використовують автомобільне газифікаційне устатковання АГУ-8К, яке складається з резервуара скрапленого азота місткістю 5,6 м3, насоса і випаровувача. Продуктивність устатковання за скрапленим (рідким) азотом – близько 500л/год, за газоподібним – близько 5-6 м3/хв при максимальному тиску 22 МПа. Одне устатковання може виробляти 3500 м3 газоподібного азоту (за нормальних умов).
Після протискування піни в пласт свердловина залишається на 4-5 год під тиском. Потім освоєння продовжується шляхом закачування двофазної піни в НКТ або затрубний простір (витрата рідини 2-3л/с, ступінь аерації 150-200 ). У цьому випадку піну можна створювати і на вибої свердловини.
Якщо приплив із пласта відсутній і після застосування піни, то необхідно проводити очищення привибійної зони іншими методами.
Освоєння свердловин з застосуванням струменевих апаратів. З метою викликання припливу, оцінки фільтраційних властивостей порід, очищення привибійних зон пласта та відновлення фільтраційних властивостей розроблено струменеві апарати стаціонарного або вставного типу (ПОС та ПЕОС і ПГДП), в основу роботи яких покладено принцип дії ежектора.
За допомогою цього обладнання частково або повністю можна виконувати такі операції: миттєве зменшення тиску над пластом, забезпечення припливу на вибій свердловини пластового флюїду, миттєве відновлення тиску над пластом до гідростатичного, багаторазове повторення цих операцій, фіксування в зоні пласта процесу відновлення тиску (КВТ –кривих відновлення тиску) та одержання даних (pі - (Qі для побудови індикаторних кривих ((p – депресія на пласт, (Q – приплив рідини з пласта за фіксований час) і встановлення режиму експлуатації свердловин. Під терміном “миттєве” зменшення тиску і його відновлення мається на увазі час від 10 до 120 с залежно від глибини та ряду інших факторів.
Отримання КВТ до і після операцій очищення привибійної зони дає змогу оцінювати зміну фільтраційних властивостей породи і в разі необхідності планувати ті чи інші методи штучного діяння на пласт. Створення ступінчастих депресій з фіксуванням їх величин та кількості рідини, що приплила з пласта, дає змогу побудувати індикаторну криву. Миттєве зменшення тиску над пластом і його відновлення призводять до виникнення високих швидкостей фільтрації з боку пласта до свердловини і навпаки. Зміна напрямку фільтрації активізує процес руйнування зони кольматації та винесення кольматантів у свердловину.
Багаторазова зміна тиску в зоні пласта дає змогу змінювати напружений стан породи і може призвести до появи, за рахунок втоми, системи тріщин. Щоб очистити привибійну зону для одних прошарків, достатньо створити 4-6 циклів депресій-репресій тиску, іншим же прошаркам для цього треба 40-50 циклів. У цілому для очищення всієї товщини потрібно орієнтуватись на очищення найбільш закупорених прошарків.
Струменеві апарати опускають у свердловину на насосно-компресорних трубах (НКТ) разом з пакером, опресувальним сідлом, циркуляційним клапаном та фільтром-хвостовиком. Пакер встановлюють над пластом, який треба випробовувати. Циркуляційний клапан розміщують вище місця встановлення струменевого апарата на одну насосно-компресорну трубу, а обпресувальне сідло – над циркуляційним клапаном.
За допомогою насосних агрегатів (ЦА–320, ЦА–400, 4АН–700 та інших) робоча рідина (вода або розгазована нафта) подається по НКТ до струменевого апарата.Витікаючи з великою швидкістю (200-280м/с)із насадки ежектора, струмінь робочої рідини створює зону зниженого тиску, куди втягується рідина з підпакерної зони. В камері змішування струменевого апарата відбувається енергообмін між струменями робочої та інжектованої рідин. Змішаний струмінь потрапляє в дифузор, де кінетична енергія перетворюється в потенціальну енергію статичного тиску. Рідина, яка виходить із дифузора струменевого апарата, рухається до гирла свердловини по затрубному простору.
Таким чином, у підпакерній зоні створюється тиск, менший від гідростатичного. Величина зниження тиску залежить від витрати рідини в ході закачування та від поточного дебіту пластових флюїдів, що надходять із пласта. Після припинення закачування рідини тиск стовпа рідини з міжтрубного простору через дифузор та камеру змішування апарата передається на пласт.
Тиск на гирлі свердловини під час роботи струменевого апарата pа, який потрібний для досягнення заданого зниження тиску в камері інжекції pн,визначають за формулою:
13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415 (2.40)
де рр.з – тиск стовпа змішаної рідини в затрубному просторі над апаратом; рр.а – тиск стовпа робочої рідини на глибині встановленого апарата;
·pз.а – втрата тиску під час руху змішаної рідини в затрубному просторі над апаратом;
·pт.а – втрата тиску під час руху робочої рідини від агрегату до апарата; 13 EMBED Equation.3 1415 – відносний перепад тиску, причому (pc = pc – pн і (pp = pp – pн, де pн і pс – статичні тиски струменів відповідно робочої та інжектованої рідини у вхідному перерізі та змішаної рідини у вихідному перерізі камери змішування.
Для застосування високонапірних струменевих апаратів коефіцієнти ежекції невеликі (u = 0,10,4) і відповідають, наприклад, таким значинам 13 EMBED Equation.3 1415 за діаметра робочого насадка 5,6 мм і діаметра камери змішування 9 мм: u = 0,1 – 13 EMBED Equation.3 1415 = 0,46 і далі 0,2 – 0,43; 0,3 – 0,39; 0,4 – 0,35.
Технологічний процес складається з підготовки свердловини, встановлення надземного та підземного обладнань, вибирання режиму роботи струменевого апарата, визначення порядку проведення робіт з циклічного діяння на пласт, проведення завершальних робіт. Технологічний процес може бути реалізованим на свердловинах з такими характеристиками: значини коефіцієнтів пористості та проникності продуктивних відкладів не нижче граничних для даного родовища; продуктивний пласт складається зі стійких порід, які не мають здатності до руйнування в ході багаторазового створення депресій-репресій тиску з їх граничними значинами; величину граничної депресії слід контролювати залежно від відстані до водяного пласта, бажано не допускати виділення газу з нафти безпосередньо в привибійній зоні; внутрішній діаметр обсадної колони не менше 118 мм; викривлення стовбура свердловини не більше 1( на 10 м.
Кількість циклів, які необхідно створити для відновлення або поліпшення фільтраційних властивостей, коливається від 2-3 до 30-40 залежно від забруднення привибійної зони пласта.
Розроблені з метою освоєння свердловин струменеві апарати належать до високонапірних, в яких відношення площ поперечних перерізів камери змішування і робочого насадка звичайно витримується в межах 2,42,7. Коефіцієнт інжекції може змінюватися від 0 до 1. У практику освоєння свердловин ввійшло багато конструкцій струменевих апаратів, їх продовжують вдосконалювати, але найбільш вживаними є конструкції стаціонарного струменевого апарата ПОС та вставних ПЕОС і ПГДС. При цьому вставні ПЕОС випускаються з нижнім зворотним клапаном або без нього.
На рис. 2.33,а показано конструкцію струменевого апарата ПОС, який складається з корпусу 1 з поздовжнім прохідним каналом і встановленим в ньому твердосплавним насадком 4, який вставляється в запресоване гніздо 3 і зворотний клапан 2, а також камери змішування 5 з технологічною заглушкою 6. Зовнішній діаметр пристрою 96 мм, довжина 460 мм, маса 11 кг.

Рис. 2.33 – Конструкції струменевих апаратів ПОС(а) і ПЕОС(б)
На рис. 2.33,б показано конструкцію вставного струменевого апарата ПЕОС, який складається із корпусу 5 та вставного струменевого насоса 6. У нижній частині струменевого насоса розміщено зворотний клапан, який з’єднується з струменевим насосом через перехідник 7. Клапанний вузол містить сідло 2 та кулю 9, обмежувач переміщення 4, захисний кожух 8, скеровуючу втулку 3, наконечник 1 з манжетами 11. Ущільнення сідла 2 забезпечується кільцями 10. Внизу струменевого апарата і зворотного клапана є різь для приєднання глибинного манометра. Для вимірювання кривих значин відновлення тиску струменевий аппарат з’єднується зі зворотним клапаном, внизу якого розміщується глибинний манометр. Під час подаванні робочої рідини до насадка струменевого апарата в камері інжекції створюється ділянка зниженого тиску, куля 9 струменем рідини з вибою піднімається і таким чином здійснюється відпомпування рідини і подавання її через камеру змішування і дифузор у міжтрубний простір. Під час припинення циркуляції рідина із затрубного простору повертає кулю в гніздо, чим ізолюються підпакерна і надпакерна зони, а глибинний манометр фіксує значини відновлюваного тиску.
Для створення миттєвих депресій-репресій тиску на пласт вузол зворотного клапана від’єднують від струменевого апарата, попередньо піднявши весь апарат на поверхню канатною технікою або зворотною циркуляцією. Глибинний манометр для фіксування величин депресій-репресій тиску і їх кількості з’єднується безпосередньо зі струменевим насосом. Після цього вставний струменевий апарат потоком робочої рідини транспортується через НКТ до посадки в корпус.
Пристрій для гідродинамічних досліджень пласта ПГДП показано на рис. 2.34. Цей пристрій, як і ПЕОС, може записувати криві відновлення тиску, створювати і фіксувати депресію тиску на пласт. Пристрій опускається у свердловину на кабелі. В самому пристрої змонтовано тензометричний давач тиску, сигнали якого передаються по кабелю на осцилограф каротажної станції.
У свердловину опускають НКТ з пакером механічної дії (для ПОС) або гідромеханічної дії (для ПЕОС та ПГДП) та встановленим над пакером струменевим апаратом. Встановлений під пристроєм пакер виключає під час роботи струменевого апарата передавання на пласт, який досліджується чи освоюється, гідростатичного тиску рідини, що заповнює свердловину. Для включення в роботу струменевого апарата насосними агрегатами з поверхні через НКТ закачується під заданим тиском робоча рідина. Якщо припинити подавання робочої рідини до струменевого апарата, то рідина із міжтрубного простору через дифузор та камеру змішування потрапляє в підпакерну зону, внаслідок чого відновлюється гідростатичний тиск на пласт.

Рис. 2.34 – Схема розташування у свердловині пристрою для гідродинамічних досліджень: 1 – НКТ; 2 – каротажний кабель; 3 – корпус; 4 – ПГДП; 5 – пакер; 6  зворотний клапан з давачем тиску; 7  глибинний манометр; 8  сідло зворотного клапана; 9  пробовідбірник
Успішність операцій в середньому становить 70%. При цьому дебіти свердловин зростають від 1,5 до 10 та більше разів. Ефективна товщина продуктивних пластів збільшується на 40-50%.
Пристрій гідродинамічних досліджень пласта (ПГДП-1) дає змогу в одному циклі робіт поєднати гідродинамічне дослідження, діяння на пласт з метою покращення фільтраційних властивостей привибійної зони і освоєння свердловин. Діяння на пласт проводиться шляхом створення багаторазових миттєвих депресій-репресій. Застосування пристрою ПГДП-1 дає змогу вести постійний візуальний дистанційний контроль з допомогою реєструючих приладів за зміною вибійного тиску в процесі створення миттєвих депресій, а також відновлення його в підпакерній зоні. Метод створення багаторазових миттєвих депресій-репресій на пласт із застосуванням пристрою ПГДП-1 легко поєднується з хімічними методами діяння на привибійну зону (кислотою, лугом або ПАР).

Рис 2.35 – Схема компоновки ліфта і обв’язки наземного обладнання: 1-мірна ємність; 2-фільтр; 3-ємність з робочою рідиною; 4-насосні агрегати; 5  лубрикатор; 6-каротажний кабель; 7-фонтанна арматура; 8-лабораторія АКС-Л; 9-амбар для приймання флюїду, який надходить з пласта; 10  геофізична з’єднина; 11-колона насосно-компресорних труб; 12-пристрій ПГДП-1; 13-пакер; 14-хвостовик-фільтр
Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пристрою ПГДП-1 за один цикл містить такі операції: опускання компоновки ліфта і обв’язування наземного обладнання (рис. 2.35); гідродинамічне дослідження і реєстрація кривих відновлення тиску (КВТ) (рис. 2.36, а); розшифрування КВТ і оцінка фільтраційних параметрів пласта (привибійної і віддаленої зон); діяння на привибійну зону пласта з метою вирівнювання фільтраційних властивостей привибійної і віддаленої зон; гідродинамічне дослідження і реєстрація КВТ; розшифрування отриманих КВТ і оцінка фільтраційних властивостей пласта після діяння на нього (рис. 2.36, б);освоєння свердловини і введення її в експлуатацію.
У процесі освоєння й очищення привибійної зони пристроєм ПГДП-1 як робоча рідина використовується вода, оброблена хлористим кальцієм, або розгазована нафта. Ведеться постійний контроль за зміною кількості припливного пластового флюїду після кожного циклу депресій-репресій тиску. Отриманий стабілізований приплив пластового флюїду свідчить про завершення процесу очищення привибійної зони пласта методом депресій-репресій тиску. Величина депресії тиску і її амплітуда вибираються залежно від конкретних геологічних умов з урахуванням величини пластового тиску, тиску насичення нафти газом, розмірів перемички між нафтовим і водяним пластами, міцності скелету породи й інших компонентів.


Рис. 2.36 – Діаграма запису зміни тисків (а) пристроєм ПГДП-1 і розшифровані криві відновлення тисків 1 і 2 (б) свердловини №132 Бугруватівська

2.5.2 Особливості освоєння газових свердловин
Освоєння глибоких високонапірних газових і газоконденсатних свердловин здійснюється в основному способом зниження тиску на вибої заміною бурової рідини, якою була заповнена колона до перфорації, на воду або нафту. Поряд з цим у ряді випадків застосовують також метод аерації та газліфтний спосіб освоєння.
2.5.3 Особливості освоєння горизонтальних свердловин
Неякісне освоєння горизонтальної свердловини, тобто свердловини з горизонтальною ділянкою стовбура протяжністю від кількох сотень метрів до декількох кілометрів, призводить до недостатньої продуктивності свердловини, а значить, до зниження її економічної ефективності.
На відміну від класичного підходу до процесу освоєння вертикальних свердловин перспективним напрямком слід поки що вважати використання пінних систем, а також поінтервальне освоєння перфорованої ділянки, що дає змогу залучити до роботи всю продуктивну частину розкритих відкладів.
2.5.4 Особливості освоєння морських свердловин
Освоєння морських свердловин, порівняно з освоєнням на суші, має такі специфічні особливості.
Платформа (стаціонарна або побудована при естакаді), на якій розташовані гирла видобувних свердловин, має обмежену площу. В таких умовах ускладнення та аварії зі свердловиною, яка подає нафту чи газоконденсатну суміш, особливо під високим тиском, можуть спричинити відкритий фонтан, грифоноутворення, пожежу, забруднення моря та інші небажані наслідки.
Виникнення цих ускладнень потребує негайної евакуації працівників із платформи, і тому порівняно з сушею актуальним є забезпечення умов великої надійності, довговічності та їх безаварійної експлуатації.
Освоєння та подальша експлуатація морських газоконденсатних свердловин часто ускладнюється через утворення гідратів під час транспортування їх продукції підводними трубопроводами внаслідок різких коливань температури в морському та повітряному середовищах.
При облаштуванні платформи та комунікацій для газоконденсатних свердловин потрібно передбачувати обов(язкове застосування депресаторів, розчинників та інших засобів з метою створення нормальної та безперебійної роботи системи пласт-піднімач-газо- і конденсатозбірний пункт.
Іноді ще застосовують методи свабування (поршнювання) і тартання (до глибини 800-1000м). Для цього у свердловину на канаті від глибинної лебідки опускають сваб (поршень з клапаном і гумовими манжетами) в НКТ чи желонку (вигляду вузького довгого відра з клапаном).
Газліфтні свердловини освоюють звичайно методом протискування.
Насосні свердловини перед освоєнням промивають водою чи краще нафтою і освоюють насосом (ШСН, ЕВН), який використовується для експлуатації.
2.5.5 Особливості освоєння нагнітальних свердловин
Нагнітальні свердловини розділяють на законтурні (розташовані у водяній зоні) і внутрішньоконтурні (розміщені в нафтовій зоні покладу).
Законтурні нові свердловини освоюють відразу під нагнітання води, а внутрішньоконтурні – звичайно спочатку на приплив, потім після зниження пластового тиску в районі свердловини – під закачування. Якщо є ряд нагнітальних свердловин, то освоюють їх під закачування через одну, потім після обводнення під закачування освоюють пропущені свердловини. При цьому у свердловинах, які працювали на відбирання нафти, доцільно провести теплове оброблення.
Після ремонту, особливо після ремонтно-ізоляційних робіт, водонагнітальну свердловину спочатку випробовують на приймальність. Для цього водовід і свердловину детально промивають за максимально можливої витрати води.
Для очищення стовбура нагнітальної свердловини перед закачуванням води проводять інтенсивні промивання (прямі, зворотні) протягом 13 діб з витратою води 1200-1500м3/добу до мінімального і стабільного вмісту завислих частинок. Вода подається з водоводу зі скиданням в ємності (земляні амбари, каналізацію) чи по закільцьованій схемі з відстоюванням.
Для очищення привибійної зони здійснюють інтенсивні дренажі самовиливанням, газліфтним і насосним способами експлуатації чи поршнюванням (свабуванням). Самовиливанням досягається ефект, коли витрата протікаючої води достатньо велика (декілька десятків м3/добу). Короткотривалі (по 615 хв) періодичні виливання до стабілізації кількості завислих частинок скорочують витрати води в 46 разів порівняно з безперервними виливаннями.
Якщо приймальність свердловини відсутня або менше запланованої, то проводять подальші роботи з її освоєння. В залежності від геологічних умов можна використовувати такі методи освоєння:
а) дренування привибійної зони шляхом багатократних діянь з невеликими в часі зупинками для відновлення вибійного тиску. Для цього відразу після припинення закачування свердловину швидко відкривають для виливання на 10-12 год і знову закривають на 5-6 хв для відновлення вибійного тиску, потім свердловину знову закривають для виливання і т.д. Після проведення 6-7 циклів, свердловину відкривають для тривалішого впливу з метою вилучення забрудненої води. Цей період продовжується 30-60хв в залежності від продуктивності свердловини; одночасно промивають і водовід. На всю операцію витрачають всього 2-4год; кращі результати досягаються зі створенням протитиску на пласт, чергуванням діяння з короткочасним закачування води у свердловину для відновлення вибійного тиску;
б) поршнювання протягом не більше 3-4 днів, оскільки цього часу достатньо для вилучення основної маси забруднюючих речовин з фільтруючої поверхні пласта;
в) метод змінних тисків, який полягає в періодичному закачуванні рідини через НКТ до досягнення допустимих тисків і різкому зниженні тиску у свердловині через затрубний простір. Під час створення знакозмінних тисків мають місце втомні явища в породах пласта і, як результат, утворення і розвиток тріщин; недолік цього методу – небезпека пошкодження експлуатаційної колони в разі створення тисків, які перевищують допустимі;
г) створення миттєвих високих депресій тиску на пласт, коли у свердловину опускають НКТ з пакером, вибійним клапаном і пусковими отворами; після розпакерування розвантаженням ваги труб завдяки конструкції вибійного клапана роз(єднуються підпакерна і надпакерна частини свердловини; поршнюванням або за допомогою компресора знижують через пускові отвори рівень рідини у свердловині до допустимої величини; під час піднімання колони труб підпакерна і надпакерна частини свердловини з(єднуються між собою і створюється велика миттєва депресія тиску на пласт, в результаті чого забезпечується велика швидкість руху рідини у привибійній зоні; вибійний клапан дає змогу поєднувати інтенсивне дренування привибійної зони з іншими методами інтенсифікації роботи свердловини (із закачуванням розчинів ПАР, кислот і ін.). Високі миттєві депресії тиску можна створювати і з застосуванням спеціально розроблених для цієї мети пристроїв (як метод інтенсифікації припливу рідини діянням на привибійну зону);
д) протискування води в пласт за тиску, що значно перевищує робочий тиск нагнітання. Протискування проводиться без пакера (тиск не перевищує 1215 МПа в залежності від діаметра колони) і з пакером (тиск на гирлі піднімається до 35-40 МПа); після протискування свердловину під(єднують до водоводу;
є) гідравлічний розрив пласта, гідропіскоструминна перфорація;
е) хімічне оброблення привибійної зони пласта кислотними розчинами (для пластів, утворених вапняками або піщаниками з карбонатним цементом) чи розчинами ПАР;
ж) застосування теплових методів оброблення привибійної зони.
Під час виконання всіх робіт не допускається скидання мінералізаваної чи забрудненої нафтою води у відкриті водоймища. щоб не занечищувати довкілля і не знищувати флору та фауну.
2.5.6 Вибирання допустимої величини депресії тиску під час викликання припливу
Допустима величина депресії тиску на пласт під час викликання вибирається за таких умов: міцності цементного каменю в кільцевому просторі; міцності обсадної колони; стійкості колектора; запобігання змикань тріщин (для тріщинних колекторів); запобігання виділень газу у привибійній зоні пласта.
Допустиму депресію тиску, виходячи з умови збереження міцності цементного каменю, визначають за формулою:
(p = pпл – (p
·пл –
·тh), (2.41)
де pпл – пластовий тиск у продуктивному пласті, Па; p
·пл - пластовий тиск у водоносному пласті або поблизу підошви нижче водонафтового контакту (ВНК), Па; h – висота якісної цементної оболонки між водоносним горизонтом або ВНК та найближчим перфораційним отвором, м;
·т – допустимий градієнт тиску на цементну оболонку за обсадною колоною, Па/м (рекомендується брати не більше 2,5 МПа/м).
Перепад тиску на експлуатаційну колону під час викликання припливу не повинен перевищувати допустимої величини, одержаної з розрахунку обсадних колон на їх зминання.
Допустиму депресію тиску, виходячи з умов стійкості привибійної зони пласта, розраховують за формулою:

·pmax = (
·с/2) – kб (pг – pпл), (2.42)
де
·с – межа міцності породи на стискування з урахуванням її зміни в разі наповнення породи фільтратом бурового розчину, Па; pг – вертикальна складова гірничого тиску,Па; kб – коефіцієнт бокового розпирання.
Гірничий тиск і коефіцієнт бокового розпирання визначають за формулами:
13 EMBED Equation.3 1415 (2.43)
13 EMBED Equation.3 1415, (2.44)
де Н – глибина залягання пласта, м;
·п – середня густина вищезалеглих порід з урахуванням вміщених у них рідин (
·п = 2300-2600 кг/м3), кг/м3; g – прискорення вільного падіння, м/с2; ( – коефіцієнт Пуассона (( = 0,25-0,35).
Величина допустимої депресії тиску для запобігання змикань тріщин для тріщинних колекторів визначається залежністю:
13 EMBED Equation.3 1415, (2.45)
де
· – розкриття тріщини, м; Е – модуль пружності породи пласта (модуль Юнга), Па (Е = (3 – 7)
·10-4 МПа); l – довжина тріщин, м.
З точки зору запобігання виділень газу із нафти у привибійній зоні, внаслідок чого він проривається в стовбур свердловини, а в привибійній зоні зростає фільтраційний опір, допустима депресія тиску визначається за формулами:
13 EMBED Equation.3 1415 (2.46)
за обводненості продукції понад 3% і
13 EMBED Equation.3 1415 (2.47)
для решти випадків, де pнас – тиск насичення нафти газом.
З розрахованих допустимих депресій тиску (p вибирають найменшу.
Мінімальна депресія тиску на пласт (pmin не повинна бути меншою депресії тиску (po, яка необхідна для подолання сил опору рухові рідини в забрудненій привибійній зоні, тобто створювана депресія тиску (p повинна відповідати нерівностям: 13 EMBED Equation.3 1415, причому (po залежить від колекторських властивостей пласта та ступеня його забрудненості і за даними практики становить 25 МПа.
Для слабко зцементованих пластів депресію тиску слід створити плавно, знижуючи тиск на вибої з темпом не більше 0,3 МПа/хв, щоб не допустити руйнування привибійної зони. Тиск на вибої знижують до появи припливу або до створення допустимої депресії тиску на пласт. Для свердловин, перфорація яких здійснюється з депресією тиску, у випадку відсутності припливу після перфорації тиск на вибої знижують до допустимої депресії тиску на пласт.
2.6 Вимоги з техніки безпеки під час виконання підготовчих і завершальних робіт
2.6.1 Вимоги з техніки безпеки під час виконання вантажно-розвантажувальних робіт і транспортування обладнання
Вантажно-розвантажувальні роботи необхідно виконувати, як правило, механізованим шляхом з допомогою кранів, навантажувачів та засобів малої механізації. Механізований спосіб вантажно-розвантажувальних робіт є обов’язковим для вантажів масою понад 50 кг, а також для підняття їх вище 3м.
У разі перенесення вантажів належить:
а) дотримуватися встановлених норм на піднімання та горизонтальне переміщення вантажів;
б) допускати підлітків до перенесення вантажів тільки за умови, якщо ці операції пов’язані з виконанням ними основної роботи за посадою і займають не більше 1/3 всього їх робочого часу;
в) переносити матеріали на носилках вздовж горизонтального шляху тільки у виняткових випадках на відстань до 50 м; забороняється переносити матеріали на носилках по сходах і драбинах.
Для перенесення вантажів через рейкові шляхи на рівні рейок повинен бути облаштований настил шириною не менше 1,5 м.
Гранична норма перенесення вантажів вручну по рівній і горизонтальній поверхні на одну людину не повинна перевищувати:
10 кг - для підлітків жіночої статі від 16 до 18 років;
16 кг - для підлітків чоловічої статі від 16 до 18 років;
20 кг - для жінок старше 18 років;
50 кг - для чоловіків старше 18 років.
Майданчик, призначений для виконання вантажно-розвантажувальних робіт, повинен бути рівним і достатнім для піднімання і встановлення транспортних засобів, установлення і маневрування вантажопіднімальних механізмів.
Вантажно-розвантажувальні роботи і переміщення вантажів повинні проводитися під керівництвом робітника, відповідального за безпеку робіт. Вантажно-розвантажувальні роботи із застосуванням вантажопіднімальних кранів повинні здійснюватися у відповідності з правилами обладнання і безпечної експлуатації вантажопіднімальних кранів.
Забороняється перед розвантажуванням труб чи колод зі стелажів або із транспортних засобів вилучати утримуючі стояки, а також клини зі сторони, протилежної місцю розвантаження. Вантажі, які складені в пакети, повинні стропитися таким чином, щоб під час піднімання виключалась можливість їх падіння. Для навантаження, вивантаження і укладання в штабеля труб, а також колод, повинні застосовуватися вантажопіднімальні механізми або безпечні трубні накати (скати). У разі користування накатами необхідно дотримуватися таких вимог:
а) накати повинні бути металевими, відповідати масі вантажу і мати пристосування для кріплення до транспортних засобів або стелажів; маса кожного накату не повинна перевищувати допустимого навантаження на двох осіб;
б) кут нахилу встановлених накатів не повинен перевищувати 300;
в) відстань між накатами повинна бути такою, щоб кінці труб або колод виступали за ними не більше ніж на 1,5 м:
г) на накатах повинно бути передбачено пристосування, яке запобігає зворотному скочуванню вантажу;
д) справність і стійкість накатів повинен перевіряти керівник робіт перед кожним їх застосуванням;
е) робітники не повинні знаходитися між накатами.
Котки, що застосовуються для такелажних робіт, пов’язаних з підняттям великих вантажів з допомогою механізмів і пристроїв з тросами, линвами і ланцюгами, повинні бути металевими, виконаними з рівних труб однакового діаметра і мати довжину не менше ширини вантажу. Кількість котків повинна бути не меншою трьох. Такелажні пристосування повинні забезпечувати надійне захоплення переміщуваного вантажу.
Для механізованого навантажування і розвантажування довговимірні вантажі повинні бути зв’язані двома штропами із застосуванням траверс.
Під час складування вантажу повинні бути вжиті заходи із забезпечення стійкості його від розвалювання. Труби повинні укладатися таким чином:
діаметром до 300 мм - у штабель висотою до 3 м на підкладках і прокладках з кінцевими упорами;
діаметром понад 300 мм – у штабель висотою до 3 м у сідло без прокладок.
Нижній ряд труб повинен бути укладений на підкладки, укріплений інвентарними металевими башмаками або кінцевими упорами, які надійно закріплені на підкладках.
Під час навантажування і розвантажування труб, колод та інших довговимірних вантажів повинні бути прийняті заходи проти самовільного скочування їх зі штабелів або транспортних засобів.
Робітник, що керує вантажно-розвантажувальними роботами із застосуванням крана, повинен знаходитися в такому місці, щоб забезпечувалася взаємна видимість між ним і кранівником. Працюючі, які не мають кваліфікації вантажників, можуть бути допущені до вантажно-розвантажувальних робіт і переміщення вантажів після навчання їх правилам безпечного ведення цих робіт. Забороняється знаходитися людям під піднятим вантажем і на шляху його переміщення.
Негабаритні вантажі повинні перевозитися по заздалегідь підготовленій трасі під керівництвом робітника, який відповідає за проведення цих робіт.
Для переміщення вантажів по похилому шляху повинні бути прийняті заходи з попередження самовільного ковзання або скочування їх.
Переміщення балок, рейок, труб діаметром 100 мм і більше та інших довговимірних вантажів і деталей повинно здійснюватися автокранами або тракторними кранами. Допускається виконання цих робіт з допомогою спеціальних пристосувань (кліщі та ін.).
Під час перевезення і перенесення інструменту, який має гострі кромки або леза, необхідно виключити можливість травмування людей (застосовувати чохли, сумки, ящики тощо). Для роботі на висоті інструмент належить прив’язувати або застосовувати наручні петлі, а переносити його – в спеціальних сумках чи ящиках.
Скидати будь-які предмети з висоти забороняється.
У вибухонебезпечних приміщеннях, на зовнішніх вибухонебезпечних об’єктах і під час виконання газонебезпечних робіт повинен застосовуватися інструмент, виготовлений з металу, який не дає іскор внаслідок ударів (бронза).
Забороняється підтримувати, розвертати та скеровувати піднятий вантаж безпосередньо руками. Це необхідно проводити з допомогою гака або шнура, прикріпленого до вантажу. Під час знаходження вантажу на вазі забороняється проводити будь-які виправлення положення його в штропах, а також положення штропів і піднімальних пристосувань.
Забороняється стояти на шляху пересування транспортних засобів під час підведенні їх до причепів або вантажу.
Забороняється застосовувати вантажопідіймальні крани для підтягування вантажів під стрілу, витягувати вантаж, затиснутий між іншими предметами, зривати примерзлі або заглиблені в землю предмети.
У кузов автомобіля вантажі належить укладати з виконанням таких вимог:
під час навантаження навалом вантажі розташовувати рівномірно по всій площі кузова, не перевищуючи рівня бортів автомобіля;
поштучні вантажі, які піднімаються над рівнем бортів, повинні бути надійно укріплені;
висота укладених вантажів не повинна перевищувати габаритних розмірів проїзджих частин мостів, тунелей і воріт, які зустрічаються на шляху переміщення.
Під час буксирування саней, колісних і гусеничних причепів, а також буксирування транспортних засобів з несправною гальмівною системою повинні застосовуватися жорсткі буксири довжиною не більше 4 м.
Для перевезення труб, колод та інших довговимірних вантажів повинні застосовуватися причепи. Такі вантажі повинні закріплюватися стояками і ланцюгами із затискачами або іншими пристосуваннями. Обмотувати їх линвою забороняється. Турбобур, електробур, барабан з кабелем, електродвигун зануреного електровідцентрового насоса і протектор повинні перевозитися тільки на спеціально обладнаних засобах транспорту. При цьому повинно бути забезпечено надійне кріплення цього обладнання.
Знаходження людей між транспортним засобом і причіпним пристроєм для зачіплення дозволяється тільки після зупинки транспортного засобу. Дишла причіпних пристроїв повинні мати відкидні стояки з можливістю регулювання по висоті дишла.
Транспортні засоби, призначені для перевезення вантажів з обов’язковим супроводженням робітниками, повинні мати спеціально обгороджене місце, що створює безпеку цим людям. Забороняється знаходження людей у кузовах автомобілів, на майданчиках причепів і саней, навантажених негабаритними вантажами, трубами, колодами, отруйними, горючими і пиловими матеріалами, а також на вантажах, що транспортуються волоком.
Під час виконання вантажно-розвантажувальних та інших роботах, пов’язаних з переміщенням вантажів вантажопідіймальними механізмами, кранівники (мотористи) повинні проводити операції тільки за сигналом.
Встановлення і робота вантажопідіймальних машин на відстані ближче 30 м від крайнього проводу повітряної лінії електропередачі або повітряної мережі напругою понад 36 В може проводитися тільки за нарядом-допуском, який визначає безпечні умови такої роботи. Наряд-допуск повинен бути підписаний керівником підприємства або організації, яка проводить роботи. Для здійснення вантажно-розвантажувальних робіт із застосуванням вантажопіднімальних машин в охоронній зоні повітряної лінії електропередач наряд-допуск може бути виданий тільки за наявності дозволу організації, що експлуатує цю лінію електропередачі. Встановлення і робота вантажопіднімальних машин проводиться під безпосереднім керівництвом особи, відповідальної за безпечне проведення робіт з переміщення вантажів кранами.
У позаробочий час, а також під час перерв у роботі вантажопідіймальні механізми повинні знаходитися в станах, які виключають можливість їх пуску сторонніми особами. Стріла крана повинна бути в неробочому стані і звільнена від вантажу.
За необхідності виконання вантажно-розвантажувальних робіт у нічний час робочі місця повинні освітлюватися прожекторами або іншими електричними світильниками, які забезпечують освітленість не менше 5 лк під час переміщенні вантажів вручну і 10 лк під час переміщення вантажів з допомогою вантажопідіймальних механізмів.
Для вибору траси, визначення товщини і стану льоду на водоймищах наказом по підприємству призначається комісія, яка складає акт про визначення траси і промірювання льоду з висновком про його тримкість. На великих водоймищах для визначення відсутності тріщин траса попередньо оглядається відповідальним інженерно-технічним працівником з повітря. Контроль за ходом робіт з прокладання траси підприємством організується на весь їх період.
Для персоналу, зайнятого прокладанням траси, повинні передбачатися запасний комплект теплого спецодягу, сухий пайок і сигнальні засоби. Робітники, що прокладають трасу, повинні знаходитися спереду транспортного засобу не ближче 50 м. Під час прокладання траси по льоду водоймищ у кабіні трактора повинен знаходитися тільки водій. Кабіна трактора повинна бути знята або мати аварійний верх, що відкривається. Водій та інший персонал з прокладання траси повинні бути в рятувальних поясах. До форкопфу трактора повинен бути прикріплений буксирний трос довжиною не менше 50 м. На відстані 2/3 довжини від трактора на канаті укріплюється поплавок, здатний утримуватися на поверхні води.
Під час застосування штучного наморожування льоду для проїзду транспорту і транспортування вантажів необхідно користуватися спеціальною інструкцією, яка визначає тримкість льоду.
Перед відкриттям руху по сніговій цілині необхідно уточнити траси і виставити віхи, а водіям повідомити маршрути руху.
Проїзд через замерзлі ріки та інші водоймища дозволяється тільки за наявності дорожних знаків, які вказують напрям шляху, допущені до переїздів види транспорту і швидкості переїзду.
Під час зрушування з місця і в процесі пересування вежі по льодових та лежневих дорогах і трасах допускається здійснювати її підтримування не менше ніж двома відтягами, прикріпленими до тракторів. Кількість тракторів, установлюваних на страхувальних відтягах, визначається розрахунком. Підтримувальні трактори під час пересування вежі під гору повинні рухатися спереду, а з гори – позаду вежі.
Перед пересуванням через замерзлі ріки та інші водоймища необхідно перевіряти льодяний покрив, визначити допустиме на нього навантаження і уточнити трасу. Для визначення вантажоносійної здатності льоду належить керуватися нормативними даними. Міцність льоду навесні зменшується вдвоє. У разі появи на льоду води внаслідок припливу або наганяння розрахункове навантаження на лід повинно бути знижене на 50-80%. Для розрахунку беруть тільки товщину міцних шарів льоду, шар снігового і пористого, просоченого водою льоду із загальної товщини виключається. На трасах льодяних доріг у весняний період вимірювання товщини льоду необхідно робити щоденно, а за температури вище 0 0С - не рідше, ніж 3 рази на день. Якщо на трасі виявлено тріщини або інші ознаки неякісності льоду, пересування вежі і блоків слід призупинити до обслідування траси і вибору безпечного шляху. Пересування вежі і блоків по льоду не допускається, якщо він знаходиться в стані посування (відриву), піднятий над водою, має прогини або наскрізні тріщини. Пересування вежі, блоків та обладнання по льоду водоймищ дозволяється тільки у світлий час доби, за відсутності туману, поземку і снігопаду. Допустима відстань між обладнанням і супроводжуючими його людьми повинна бути не менше 25 м.
Під час транспортування балонів зі стиснутим газом, барабанів з карбідом кальцію, а також матеріалів у скляній тарі, повинні бути вжиті заходи проти поштовхів і ударів. Балони з киснем та іншими стиснутими і скрапленими газами повинні перевозитися тільки в спеціально обладнаних транспортних засобах, бути укладені під час транспортування в чарунки, обшиті повстем, гумою або викладені прядив’яним шнуром і розташовані вентилями в одну сторону. Вентилі повинні бути закриті запобіжними ковпаками. На бокових штуцерах вентилів повинні бути поставлені запобіжні ковпачки і заглушки.
Забороняється транспортування кисневих балонів разом з балонами горючих газів і легкозаймистих речовин.
Допускається перевезення в кузові автомобіля або причепу комплекту газозварювальної апаратури, ацетиленового генератора або балона з горючим газом і кисневих балонів (не більше двох).
Балони зі стиснутим або скрапленим газом та їх редуктори повинні бути захищені від сонячного нагрівання, забруднення мастилом та легкозаймистими речовинами. Стиснені гази можна відбирати із балонів через спеціальний редуктор з манометром.
Зберігання і роботи з балонами, наповненими киснем, ацетиленом та іншими газами, повинні здійснюватися у відповідності зі спеціальними правилами.
Переміщувати балони зі стиснутим або скрапленим газом необхідно тільки на спеціальних носилках або візках. Забороняється переносити на собі балони зі стиснутим або скрапленим газами і бутелі з агресивними рідинами; переміщувати їх на висоту дозволяється тільки в спеціальних контейнерах.
Бутелі з агресивними рідинами повинні зберігатися, перевозитися і переноситися в міцних плетених корзинах або в дерев’яних ящиках з ручками.
Газонебезпечні роботи можуть виконувати тільки робітники, які пройшли інструктаж та спеціальне навчання прийомам та методам роботи в газовибухонебезпечному середовищі, застосуванню газозахисних засобів, знають правила надання допомоги потерпілим від діяння газу, а також допущені до роботи в протигазах та респіраторах за станом здоров’я.
Вогневі роботи повинні виконуватися у відповідності із загальними правилами пожежної безпеки під час проведення зварювальних та інших вогневих робіт та з інструкцією на проведення вогневих робіт на газових підприємствах.
Електро- і газозварювальні роботи на території нафтогазозбірних пунктів, нафтонасосних, компресорних станцій, а також на діючих бурових устаткованнях, свердловинах, нафтопроводах, газопроводах та інших вибухо- і пожежонебезпечних об’єктах повинні проводитися під керівництвом відповідального робітника за окремим для кожного випадку письмовим дозволом (нарядом) технічного керівника підприємства або цеху і з погодженням з пожежною охороною у суворій відповідності з правилами пожежної безпеки під час проведення зварювальних та інших вогневих робіт на об’єктах народного господарства, а також на об’єктах газової промисловості.
2.6.2 Вимоги з техніки безпеки під час здійснення підготовчих робіт біля свердловин та експлуатації обладнання
Робочий майданчик біля гирла свердловини має мати розмір не менше 4х6 м у разі обладнання свердловини вежею і не менше 3х4 у разі обладнання свердловини щоглою.
Вежі (щогли) повинні укріплюватися відтягами із сталевого каната, крім веж, конструкція яких не передбачає такого кріплення. Кількість, діаметр і місце кріплень відтягів повинні відповідати технічній документації. Відтяги повинні розташовуватись у діагональних площинах і не перетинати у нижній своїй частині до висоти 5 м доріг та електроліній. Кінці відтягів повинні бути закріплені тригвинтовими затискачами або заплетені на довжину не менше 15 діаметрів каната. Кожний відтяг повинен мати окремий якір. Не допускається виготовлення відтягів із зрощеного каната.
На вежах і щоглах повинні бути кронблочні майданчики. Робочі майданчики на висоті повинні мати настил, виконаний з металевих листів з поверхнею, яка виключає можливість ковзання, або з дощок, товщиною не менше 40 мм, поруччя висотою не менше 1,25 м із повздовжніми планками, а внизу – борт висотою не менше 15 см, який щільно прилягає до настилу. Відстань між повздовжніми планками поруч не повинна перевищувати 40 см. Проходи навколо кронблока повинні бути шириною не менше 0,75 м, а отвори між майданчиком і кронблоком – закриті та надійно закріплені. Дошки дерев’яних поручнів повинні мати страхувальне кріплення у вигляді сталевого каната діаметром 4-6 мм, пришитого до дощок скобами, кінці яких загнуті із зворотного боку.
Балкони бурової вежі повинні бути шириною не менше 0,75 м, мати зовні суцільне обшиття (або тент), а з внутрішньої сторони – поруччя. З балкону робиться вихід на маршову драбину. Робочі майданчики бурової вежі на висоті також повинні мати настил із металевих листів з поверхнею, яка виключає можливість ковзання, або із дощок товщиною не менше 40 мм, перила висотою 1,25 м з повздовжніми планками, розміщеними на відстані не більше 40 см одна від одної, і борт висотою не менше 15 см, що щільно прилягає до настилу. Дошки обшиття корзини верхового робітника також повинні мати страхувальне кріплення у вигляді сталевого каната діаметром 4-6 мм, пришитого до дощок скобами, кінці яких загнуті із зворотнього боку. Дерев’яна підлога стаціонарної корзини верхового робітника повинна бути без уступів і щілин, розраховуватися на зосереджене навантаження 130 кг і мати поруччя із суцільним обшиттям висотою 1 м. Підлогу і поруччя корзини слід надійно закріпити зовні сталевими хомутами, канатами діаметром не менше 15 мм або ланцюгами, а кінці хомутів (каната) або ланцюгів закріпити до вежі. У разі металевих підлог у корзинах необхідно передбачити можливість встановлення теплоізоляційного настилу. Як стаціонарні, так і пересувні корзини в нижній частині повинні мати відбійний дашок, який запобігає зачеплення талевим блоком.
Для піднімання в клітку верхового робітника на свердловинах повинні улаштовуватись на вежах – перехідний майданчик з поруччями від маршової драбини до клітки; на щоглах – додаткова драбина з поруччями.
Поміст біля піднімачів має бути шириною не менше 1 м. Стелажі повинні мати розміри, які уможливлюють укладання труб і штанг, необхідних для даної свердловини, а довжина помосту і стелажів повинна забезпечувати вільне укладання труб та штанг без звисання їх кінців. У випадку підняття помосту над рівнем землі понад 0,5 м від нього слід зробити сходи. Для запобігання розкочування труб стелажі обладнують запобіжними стояками. Товщина дощок настилу майданчика і помосту повинна бути не менше 50 мм. Допускається застосовувати пересувні поміст і стелажі.
Біля веж бурових устатковань з боку воріт також повинен бути облаштований приймальний поміст зі стелажами для укладання труб. Довжина приймального помосту по настилу має бути не менше 14 м, ширина не менше 2 м. Настил виготовляють металевим або дерев’яним із дощок товщиною не менше 70 мм. Застосування гладкого металу не допускається. Приймальний міст роблять горизонтальним або з похилом не більше 1:25. На сході із бурової вежі на приймальний міст і з приймального помосту на землю через кожні 30-40 см повинні бути набиті або приварені планки довжиною 40 см. Похил сходу повинен бути не більше 20(. Верхній схід повинен мати поруччя з однієї (зовнішньої відносно до настилу) сторони. Допускається облаштовувати схід з основи на поміст з похилом більше 20(, якщо він обладнаний драбиною. У цьому випадку планки на сході не облаштовуються. Стелажі приймального помосту повинні забезпечувати можливість укладання труб за висоти штабеля не більше 1,25 м, мати відкидні металеві стояки, які запобігають розкочуванню труб і не менше двох проходів на приймальний поміст з кожного боку.
Робочий майданчик бурового устатковання повинен мати обшивку від підлоги висотою не менше 6 м. Влітку нижню частину вежі можна не обшивати. Тривалість літнього періоду визначається в кожному районі керівництвом підприємства і узгоджується з комітетом профспілки. У південних районах на літній період над робочим місцем бурильника належить встановлювати спеціальні щити (дахи) з фанери або брезенту.
Привежові приміщення бурових устатковань повинні мати суцільну обшивку і не менше двох дверей, що відкриваються назовні. Влітку привежові приміщення можна споруджувати без обшивки. У холодних районах нижня частина вежі в зимовий період обшивається на висоту не менше 8 м.
Підлога в середині вежі повинна бути рівною, без виступів і виконана із дощок товщиною не менше 70 мм або з листової сталі з рифленою поверхнею. Біля поста бурильника повинен бути рівним горизонтальний дерев’яний майданчик шириною не менше 1 м.
Для обладнання гирла свердловини превенторами майданчик під буровою повинен мати тверде покриття і підходи для обслуговування превенторів; майданчик та підходи повинні утримуватися в чистоті.
Ворота повинні мати механічний привод розкриття стулок і вхідні двері. Біля воріт вежі баштового типу повинен бути встановлений запобіжний ролик, який запобігає зачіпання муфт під час затягування всередину вежі труб або викидання їх на поміст.
Усі болтові з’єднини веж і щогл повинні мати контргайки або коробчасті гайки зі шплінтами. У нижній частині трубчастих стояків і тяг блочних основ і ніг веж та щогл повинні мати отвори для стікання води, якщо не допускається доступ її всередину. У стиках ніг трубних веж повинні встановлюватись металеві центрувальні стакани або інший надійний центрувальний пристрій.
Вежі і стаціонарні щогли повинні бути обладнані металевими або дерев’яними маршовими драбинами. Тятиви драбин повинні жорстко закріплюватися до елементів вежі або щогли. На А-подібних бурових вежах до балкона верхового робітника повинні бути маршові драбини, а вище – на одній нозі вежі – драбина тунельного типу, на другій – драбина-приступка. Застосування драбин тунельного типу замість маршових допускається на вежах, обладнаних механізованим пристроєм для піднімання робітників до полатів або механізмами типу автоматизації спуско-піднімання.
А-подібні вежі повинні мати запобіжні пристрої проти падіння бурильних свічок у бік привежевої споруди і приймального помосту.
Для обслуговування вузла кріплення бурового шланга до стояка нагнітальної лінії бурових насосів повинен облаштовуватися майданчик розміром не менше 70(70 см з поруччям висотою 1,25 м. Майданчик з поруччям повинен знаходитися нижче фланця і забезпечувати зручність обслуговування вузлів кріплення шланга. Майданчик повинен мати вихід на драбину.
Всередині бурової вежі на висоті балкона повинні бути металеві пальці з шарнірними головками. Пальці повинні мати страхувальне кріплення сталевим канатом. Забороняється використовувати наділок на вежах для піднімання чи опускання вантажів, що перевищують вагу кронблока.
Перед складними ремонтними роботами (розбурювання, фрезерування тощо) повинен бути пробурений шурф для робочої труби.
Агрегат для ремонту свердловини та обладнання слід розташовувати так, щоб була можливість зручного та безпечного їх обслуговування і ремонту. Майданчик має мати надійні упори або пристосування для кріплення піднімача та розташовуватися з навітряного боку з урахуванням пануючого напрямку вітрів. Відстань від основи вежі (щогли) до охоронної зони повітряної лінії електропередачі повинна бути не меншою висоти вежі (щогли). Ця вимога не стосується ділянки повітряної лінії електропередачі, по якій безпосередньо здійснюється електропостачання устатковання для ремонту.
Пересувні агрегати для поточного та капітального ремонту свердловин повинні бути оснащені механізмами для згвинчування та розгвинчування труб і штанг, а також пристосуваннями, що створюють безпечність ремонтних робіт на свердловинах згідно з нормативами.
Агрегати повинні бути обладнанні світловою або звуковою сигналізацією. Допускається застосування на одному агрегаті сигналізацій обох видів. Вантажопіднімальні механізми, які мають керування із кабін, повинні бути обладнані звуковою сигналізацією. Для роботи в нічний час на тракторах повинні бути задні і передні освітлювальні фари.
Конструкції органів управління устаткованнями для освоєння, капітального і поточного ремонту свердловин повинні бути застережені від самовільного вмикання вузлів під дією вібрації або струсу.
Контрольно-вимірювальні прилади, що встановлені на обладнанні, гирловій арматурі свердловин, трубопроводах, повинні мати пломбу чи клеймо Держнагляду або організації, яка здійснює ремонт таких приладів. Справність контрольно-вимірювальних приладів необхідно перевіряти в терміни, передбачені інструкціями з експлуатації цих приладів, а також кожний раз, коли виникають сумніви щодо правильності їх показів. Робота обладнання, апаратури і трубопроводів за несправних контрольно-вимірювальних приладів або за їх відсутності забороняється. Монтаж і експлуатація приладів контролю та автоматики повинні відповідати вимогам протипожежних правил та інструкцій.
Манометри, індикатори ваги та інші контрольно-вимірювальні прилади повинні встановлюватися так, щоб їх покази було чітко видно обслуговуючому персоналу. Манометр повинен вибиратися з такою шкалою, щоб межа вимірювання робочого тиску знаходилася в другій третині шкали. Манометр повинен мати червону лінію по тиску, яка відповідає гранично допустимому робочому тиску.
Під час монтажу та експлуатації приладів з радіоактивними ізотопами необхідно керуватися санітарними правилами роботи з радіоактивними речовинами і джерелами іонізуючих випромінювань.
Після перебування приладів і обладнання на відкритому повітрі за мінусової температури нижче граничної, вказаної в паспорті, необхідно перевірити їх стан. Результат огляду оформляється актом. Гранично низькі (мінусові) температури, за яких можлива експлуатація обладнання, визначаються проектними організаціями, заводами-виготовлювачами і записуються в паспортах обладнання.
Піднімальні механізми (лебідки, талеві блоки, кронблоки, домкрати, крани тощо), вантажопіднімальні пристрої та пристосування (ролики, штропи, елеватори, гаки та ін.), а також канати вантажні (талеві, тартальні, буксирні та допоміжні), які призначені для захоплення або утримування вантажів, повинні задовольняти стандартам або технічним умовам і нормам на їх виготовлення. Паспортна вантажопіднімальність механізмів повинна бути чітко позначена на видному місці механізму. Забороняються експлуатація та монтаж обладнання, механізмів та інструменту за навантажень, тисків і температур, які перевищують допустимі значини за паспортом. Максимальне навантаження, що очікується в процесі роботи, не повинно перевищувати навантаження на вежу (щоглу), вказану в її паспорті. У випадках, коли навантаження перевищує допустиму значину для вежі (щогли), повинні застосовуватися гідравлічні домкрати. Вантажопіднімальні пристрої і пристосування періодично і в ході капітального ремонту повинні піддаватися дефектоскопічній перевірці. Перелік обладнання і терміни проведення дефектоскопії визначаються вищою організацією. Результати перевірки повинні оформлятися актом і фіксуватися в паспортах.
Обладнання, механізми та контрольно-вимірювальні прилади повинні мати експлуатаційну та ремонтну документацію згідно з вимогами стандарту. Вибраковування і ремонт обладнання механізмів та інструменту повинні проводитися у відповідності з технічними умовами на вибракування і ремонт.
Лебідки, крани та інші піднімальні механізми повинні мати надійні гальмові пристрої, які не допускають самовільного опускання вантажу. Лебідки з механізованим приводом (окрім допоміжної) повинні бути обладнані пристроєм, що забезпечує правильне укладання витків намотуваної на барабан линви або кабеля (заспокоювач талевого каната).
Конструкції талевих блоків, кронблоків, гаків та роликів повинні виключати можливість самовільного відгвинчування їх деталей в процесі експлуатації. Талеві блоки і кронблоки повинні мати кожухи до шківів та пристосування, що запобігають зіскакуванню линви. Нерухомі блоки для піднімання та опускання вантажів повинні жорстко кріпитися хомутами або іншими спеціальними пристроями і мати пристосування, які запобігають зіскакування линви. Підвішування блоків на линвових петлях забороняється. На піднімальних гаках повинна бути запобіжна защіпка або інший пристрій, який надійно запирає зів гака.
Талеві линви повинні відповідати вимогам стандарту і мати запас міцності не менше 3-х за максимальними навантаженнями, які допускаються на устатковання. Забороняється застосовувати зрощені линви для оснащення талевої системи з метою буріння, освоєння, капітального та поточного ремонту свердловин, а також для піднімання веж, щогл і виготовлення відтягів. На вантажні линви, котрі призначені для оснащення талевої системи, а також для піднімання веж і щогл, повинні бути свідоцтва (сертифікати) заводу-виготовлювача, які мають зберігатися на підприємстві, що використовує ці линви. За справним станом линви повинен бути встановлений систематичний ретельний контроль.
Тяговий кінець талевої линви повинен кріпитися до спеціально передбаченого на барабані лебідки пристрою таким чином, щоб виключалось руйнування линви в місці його кріплення
Під час буріння свердловин нерухомий кінець талевої линви повинен бути закріплений на спеціальному пристосуванні, яке забезпечує можливість перепускання линви. Для поточного та капітального ремонтів свердловин дозволяється застосовувати інші пристрої з кріпленням кінця линви трьома гвинтовими затискачами або одним спеціальним затискачем. Пристосування для закріплення нерухомого кінця талевої линви повинно встановлюватися так, щоб при цьому виключалась можливість дотикання нерухомої гілки линви до елементів вежі (щогли). З’єднина прядів’яної линви зі сталевою повинна здійснюватися з допомогою коуша. Різання і рубання сталевих линв повинні проводитись з допомогою спеціальних пристосувань.
Пеньковий канат для захоплення бурильних свічок у своїй основі повинен мати послаблений переріз для запобігання руйнування корзини у випадку захоплення прядів’яного каната талевим блоком.
Робітники, що зайняті операціями зі сталевою линвою та обчищенням різьових з’єднин, повинні користуватися рукавицями.
Коли здійснюється ремонт свердловини, обладнаної вежею або щоглою, то ходовий кінець талевої линви повинен проходити через відтяжний ролик; при цьому линва не повинна дотикатися до елементів вежі або щогли чи перетинати поміст і робочий майданчик; відтяжний ролик повинен кріпитися до рамного бруса вежі або щогли, окремого фундаменту або спеціального пристосування і мати металеву огорожу. Застосування линвових петель для кріплення відтяжних роликів забороняється.
Поточний ремонт свердловини зі стаціонарної вежі може бути допущений без відтяжного ролика, якщо:
а) піднімач установлюють на відстані не більше 25 м від гирла свердловини;
б) кронблок обладнують додатковим роликом, який виводить ходовий кінець талевої линви за габарити вежі (за відсутності додаткового ролика діагональні тяги на межі верхньої секції вежі, повернутої до піднімача, необхідно замінити жорсткими розкосами);
в) нерухомий кінець талевої линви укріплюють біля ніг вежі з протилежного від піднімача боку.
Коли здійснюється капітальний ремонт свердловин, то дозволяється працювати без відтяжного ролика (напряму), якщо трактор-піднімач встановлено щільно до рамного бруса вежі і він служить не тільки для виконання спуско-піднімальних операцій, але й як привод до ротора. У цьому випадку:
а) для роботи на безпечній котушці роблять майданчик;
б) роторний ланцюг та зірочки на валі лебідки піднімача і на валі ротора обгороджують знімним талевим кожухом з підстилкою, яка запобігає провисанню ланцюга;
в) піднімач обладнують іскрогасником;
г) на поясі вежі встановлюють запобіжний ролик, щоб застерегти витирання вежі та линви;
д) біля свердловини роблять майданчик, який забезпечує стійкість піднімача під час спуско-піднімальних операцій.
Устатковання для освоєння, капітального та поточного ремонту свердловин і трактори-піднімачі повинні бути обладнані безпечною шпильовою котушкою. За відсутності котушки виступаючий кінець вала повинен бути закритий кожухом.
Для капітального ремонту свердловин з використанням щогл необхідно:
а) машинні ключі підвішувати на одному тросі, перекинутому через два ролики, які прикріплені до ніг щогли таким чином, щоб усувалось зачіпання талевої системи до троса;
б) промивальний шланг, у разі відсутності стояка, підвішувати на тросі, перекинутому через ролик, що прикріплений хомутом до ноги щогли.
Капітальний ремонт свердловин, коли вежа (щогла) обладнана пристосуваннями для механізації спуско-піднімальних операцій, може бути розпочатим тільки після відведення цього обладнання до панелі вежі або після переміщення осі підвіски до ноги щогли. Якщо таке неможливо здійснити, то це пристосування слід повністю демонтувати.
Для ремонту однієї з двостовбурних або багаторядних свердловин сусідню з нею необхідно зупинити. Ремонт без зупинки сусідньої свердловини допускається тільки за наявності захисних пристосувань, які гарантують безпечність робіт. Для поточного ремонту двостовбурних штанговонасосних свердловин, коли відстань між центрами гирл становить 1,5 м і більше, слід встановити щит висотою не менше 1,8 м від гирлового фланця. Двостовбурні та багаторядні свердловини повинні ремонтуватися з використанням веж, що обладнані переміщуваними або окремими для кожної свердловини кронблоками. Для поточного ремонту двостовбурних та багаторядних свердловин вивідний патрубок повинен виступати над підлогою верхнього робочого майданчика на висоту 0,4-0,6 м.
Випускні труби від двигунів внутрішнього згорання повинні виводитися із дотриманням протипожежних вимог і обладнуватися глушником-іскрогасником. Випускні гази двигунів внутрішнього згорання бурових устатковань повинні виводитися на відстань не менше 15м від гирла свердловини, 5м від стіни машинного приміщення (за горизонтального прокладання випускного трубопроводу) та 1,5 м вище конька даху (за вертикального прокладання випускної труби). Випускна труба трактора повинна бути обладнана глушником-іскрогасником і виведена уверх з таким розрахунком, щоб випускні гази не попадали в кабіну.
Паливна ємність для двигунів внутрішнього згорання повинна розташовуватися не ближче 15 м від бурової, а паливопровід, обладнаний запірним вентилем, повинен установлюватися на відстані 5 м від стіни машинного приміщення. У зимовий період повинні вживатись заходи проти замерзання палива. Забороняється зберігати паливо і обтиральний матеріал у приміщенні, призначеному для двигунів внутрішнього згорання. Запасні ємності з пально-мастильними матеріалами повинні бути віддалені від місця встановлення трактора-піднімача не менше, ніж на 20 м.
У разі використання природного або нафтового газу з метою живлення двигунів внутрішнього згорання обов’язковими є додаткова сепарація газів і встановлення на газопроводі регулятора тиску у відповідності з правилами безпеки в газовому господарстві.
Машини та механізми повинні мати міцні металеві огорожі, які надійно закривали б доступ з усіх боків до рухомих частин. Відкривати двері огорож або знімати огорожі можна після повної зупинки обладнання або механізму. Пуск обладнання або механізму дозволяється тільки після встановлення на місце та надійного закріплення усіх знімних частин огорожі. Огорожі, що встановлені на відстані більше 35 см від рухомих частин механізмів, можуть виконуватися у вигляді поруччя. Якщо огорожа встановлена на відстані менше 35 см від рухомих частин механізмів, то вона повинна бути суцільною або сітчастою в металевій оправі (каркасі). Висота поручневої огорожі визначається розмірами рухомих частин механізмів, але повинна бути не менше 1,25 м. Висота нижнього поясу такої огорожі повинна становити 15 см, проміжки між окремими поясами повинні бути не більше 40 см, а відстань між осями суміжних стояків - не більше 2,5 м. Поручневі огорожі для приводних пасів мають мати висоту не менше 1,5 м. Із зовнішнього боку обох шківів на випадок розриву паса слід встановити металеві лобові щити. Висота сітчастої огорожі повинна бути не менше 1,8м. Механізми, що мають висоту менше 1,8м, повинні обгороджуватися повністю. Розмір отворів сіток повинен бути не більше 30(30мм. Зубчасті та ланцюгові передачі повинні бути обгороджені суцільними металевими щитами (кожухами), які мають знімні частини та пристосування для зручного складання і розбирання. Виступні деталі рухомих частин верстатів і машин (в тому числі шпонки валів) і обертові з’єднини повинні бути закриті кожухами по всьому колу обертання. Допуск