5.2.3. Рабочие операции Наиболее эффективным методом является спуск нкт в скважину на низкой

скорости 30-50 фут/мин (0,15-_:0,25м/сек) и при постоянной производительности закачки азота 150-250 фут³/мин (70,65-117,75 л/сек).

Другой, менее эффективный метод, заключается в начале закачки азота после спуска колонны НКТ на глубину 500 футов (152,4 м) ниже уровня жидкости в скважине. Применение такого метода с промежуточной закачкой необходимо избегать, т.к. это вызывает резкие скачки давления в зоне продуктивного горизонта.

Основные рекомендации:

• Отводная линия должна быть оборудована регулируемым дросселем, отрегулированным на соответствующую величину устьевого давления при работающей скважине;

• Отводная линия должна быть жестко закреплена на поверхности земли;

• Скорость спуска колонны гибких НКТ в скважину должна составлять 30-50 фут/мин (0,15-0,25м/сек);

• Начинать закачку азота сразу после спуска колонны гибких НКТ ниже уровня жидкости в скважине;

• Начинать закачку азота с производительностью 150 фут³/мин (70,65 л/сек), постепенно увеличивая ее до максимальной величины 250 фут³/мин (117,75 л/сек):

• для предотвращения неполного вытеснения имеющейся в скважине жидкости и поддержания несущей способности рабочей жидкости;

• конкретный диапазон производительности закачки будет зависеть от площади кольцевого зазора.

• Наблюдать и регистрировать давление и расход на выходе из скважины. При увеличении притока на выходе остановить спуск гибких НКТ:

• при увеличении притока нефти на выходе постепенно уменьшить производительность закачки азота и провести наблюдение за поведением скважины;

• при дальнейшем увеличении притока нефти из скважины необходимо немедленно начать подъем гибких НКТ из скважины с уменьшением производительности закачки азота.

5.3. Очистка скважины

Очистку скважины необходимо производить при накоплении в стволе скважины, колонне НКТ или дросселе механических осадков, вызывающих затруднения при эксплуатации скважины (абразивное воздействие песка или образование песчаных конгломератов под действием асфальтенов и пр.).

Проблема может усугубляться при появлении окалины в обсадной колонне и/или эксплуатационной колонне НКТ, что приводит к уменьшению проходного сечения и снижению дебита скважины.

5.3.1. Наиболее часто применяемые методы очистки скважин

• Очистка от парафиновых отложений:

* промывка тяжелой нефтью, нагретой до температуры свыше 95°С:

- при этом необходимо удостовериться в совместимости этой нефти с добываемой нефтью;

- принять меры по предотвращению образования эмульсии.

* вымывание осадков при помощи полимерных гелей:

- через колонну гибких НКТ, снабженной гидромониторным устройством.

* вымывание осадков при помощи пены:

- для истощенных продуктивных горизонтов и обсадных колонн большого диаметра,

* очистка при помощи забойного двигателя и расширителя.

5.3.2. Критерии расчета

При оптимальном планировании работ необходимо соблюдать определенную последовательность действий:

• Проанализировать следующие параметры:

• глубину расположения интервалов, подлежащих очистке;

• характер осадков (табл. 1), верхнюю границу отложений, расчетную плотность, твердость, растворимость;

• поровое давление в горной формации;

• параметры скважины: конструкцию, диаметр эксплуатационной колонны НКТ и угол отклонения от вертикали;

* температурный градиент.

• Выбрать рабочие жидкости для обработки скважины:

* выбор рабочей жидкости зависит от ее растворяющей способности и сведения до минимума ухудшения, эксплуатационных характеристик продуктивного горизонта;

• при выборе, рабочей жидкости необходимо учитывать пластовое давление;

• необходимо изучить реологические характеристики рабочей жидкости, основные сопутствующие факторы:

- несущую способность;

- перепад давления в НКТ и кольцевом пространстве;

- плотность породы, из которой состоит выбуренный шлам, подлежащий удалению из скважины.

• Выбор технологии очистки скважины:

• проведение работ по очистке при равновесном состоянии скважины;

• проведение работ по очистке при небольшом превышении над пластовым давлением;

• проведение работ по очистке при депрессии на продуктивный горизонт с целью использования притока пластового флюида качестве дополнительного источника энергии при удалении шлама из скважины.

• Выбор типа забойного инструмента для очистки скважины (гидромониторное устройство высокого давления, забойный двигатель или механическое устройство для очистки скважины) с учетом следующих факторов:

* величина остаточной энергии после всех потерь на трение;

• ожидаемая плотность осадочных отложений.

• Выбор оборудования:

• установка для капитального ремонта скважин с применением гибких НКТ (при наличии нескольких моделей);

• емкости для хранения, перемешивания и сброса отходов;

• насосное оборудование и линии высокого давления:

- необходимо, предусмотреть фильтрование закачиваемых рабочих жидкостей;

- наличие циркуляционного тройника или специальной крестовины над соединением под компоновкой ПВО для выходной линии бурового раствора из скважины;

- перечень контрольного и регистрирующего оборудования и датчиков;

- перечень элементов, необходимых для оборудования линии выхода раствора из скважины:

=> регулируемый дроссель;

=> манифольд для проведения испытания скважины.

- перечень необходимых материалов и их количество (предусмотреть 30% запас).

• Составить предлагаемый план проведения работ.

В качестве руководства для выбора рабочей жидкости для обработки и компоновки в зависимости от типа отложений в скважине необходимо использовать таблицу 3.

Таблица 1. Характер и источник отложений в скважине

Характеристики отложений		Источник отложения
		В коррозионных отложениях	На забое (агрегатированное состояние)	На поверхности трубных элементов (окалина)
Ограниченные отложения: асфальтены, парафин		Из продуктивного горизонта		Из продуктивного горизонта
Минеральные отложения	Окиси железа		Под действием кислорода на скважинное оборудование	Под действием кислорода на скважинное оборудование
	Минеральные соли: сульфаты карбонаты	Из продуктивного горизонта	Из используемых технологических продуктов ли из продуктивного горизонта	Из используемых технологических продуктов ли из продуктивного горизонта
	Песчаные осадки		То же, что и для минеральных солей

)- Они часто появляются в результате дисбаланса в пористой среде при эксплуатации или нагнетании в скважину, а также в результате их чувствительности к определенным реакциям в условиях повышенной температуры.

Таблица 2. Выбор рабочих жидкостей для обработки скважин

Органические отложения	Асфальтены Парафины	Рабочая жидкость обработки	Органический растворитель Ксилонотолуол Смеси толуола, ПАВ, ацетиловой кислоты
М инеральные отложения	Соль (NaCl)		Вода
	Минеральные соли, растворимые карбонаты, сульфаты (растворимой солью является только CaSO4)		Соляная кислота HCl +загущающий или комбинированный растворитель
	Окиси железа		Соляная кислота HCl +органичеикй связующий агент или понизитель вязкости
С мешанные отложения	С высоким процентным содержанием растворимых минералов		Эмульсия растворителя в кислоте
	С высоким процентным содержанием органических минералов		Попеременная закачка органического растворителя и кислоты

Таблица 3.

Руководство по методу планирования рабочих операций по очистке скважины

5.3.3. Несущая способность промывочных жидкостей

Частицы твердой фазы_; опускающиеся в скважине под действием сил гравитации:

• Будут продолжать опускаться с ускорением до момента уравновешивания гравитационной силы под влиянием эффекта плавучести и срезающих усилий при движении в жидкости

• Затем эти частицы будут продолжать опускаться с постоянной скоростью, называемой установившейся скоростью осаждения V_s.

5.3.3.1. Вертикальные скважины или скважины с небольшим углом отклонения от вертикали (0°- 25°)

Восходящая скорость подъема частиц твердой фазы будет выражаться следующим уравнением:

V_d = V_f + V_s

где: V_d – фактическая скорость частицы, фут/сек,

V_f - скорость потока жидкости, фут/сек,

V_s - скорость осаждения частицы твердой фазы, фут/сек.

Такое состояние достигается очень быстро и поэтому концентрация частиц твердой фазы в кольцевом пространстве будет выше, чем ее концентрация на входе в скважину.

Рекомендуемые значения скорости потока жидкости при циркуляции в условно вертикальных скважинах приведены в таблице 4 (эти значения были рассчитаны для частиц твердой фазы диаметром 8 мм и плотностью 2,6; опыт подтвердил, правильность выбора этих величин; необходимо, чтобы концентрация твердой фазы по возможности была ниже величин, указанных в таблице 5):

• Необходимо отметить, что в вертикальных и условно вертикальных скважинах нужно поддерживать более высокую производительность насосов для выноса шлама с увеличением размера частиц твердой фазы;

• При увеличении плотности частиц твердой фазы производительность насосов также необходимо увеличивать;

 Диапазон установившейся скорости осаждения частиц зависит от числа Рейнольдса для данных частиц.

Таблица 2. Выбор рабочих жидкостей для обработки скважин

Органические отложения	Асфальтены Парафины	Рабочая жидкость обработки	Органический растворитель Ксилонотолуол Смеси толуола, ПАВ, ацетиловой кислоты
М инеральные отложения	Соль (NaCl)		Вода
	Минеральные соли, растворимые карбонаты, сульфаты (растворимой солью является только CaSO4)		Соляная кислота HCl +загущающий или комбинированный растворитель
	Окиси железа		Соляная кислота HCl +органичеикй связующий агент или понизитель вязкости
С мешанные отложения	С высоким процентным содержанием растворимых минералов		Эмульсия растворителя в кислоте
	С высоким процентным содержанием органических минералов		Попеременная закачка органического растворителя и кислоты

Таблица 3.

Руководство по методу планирования рабочих операций по очистке скважины

5.3.3. Несущая способность промывочных жидкостей

Частицы твердой фазы_; опускающиеся в скважине под действием сил гравитации:

• Будут продолжать опускаться с ускорением до момента уравновешивания гравитационной силы под влиянием эффекта плавучести и срезающих усилий при движении в жидкости

• Затем эти частицы будут продолжать опускаться с постоянной скоростью, называемой установившейся скоростью осаждения V_s.

5.3.3.1. Вертикальные скважины или скважины с небольшим углом отклонения от вертикали (0°- 25°)

Восходящая скорость подъема частиц твердой фазы будет выражаться следующим уравнением:

V_d = V_f + V_s

где: V_d – фактическая скорость частицы, фут/сек,

V_f - скорость потока жидкости, фут/сек,

V_s - скорость осаждения частицы твердой фазы, фут/сек.

Такое состояние достигается очень быстро и поэтому концентрация частиц твердой фазы в кольцевом пространстве будет выше, чем ее концентрация на входе в скважину.

Рекомендуемые значения скорости потока жидкости при циркуляции в условно вертикальных скважинах приведены в таблице 4 (эти значения были рассчитаны для частиц твердой фазы диаметром 8 мм и плотностью 2,6; опыт подтвердил, правильность выбора этих величин; необходимо, чтобы концентрация твердой фазы по возможности была ниже величин, указанных в таблице 5):

• Необходимо отметить, что в вертикальных и условно вертикальных скважинах нужно поддерживать более высокую производительность насосов для выноса шлама с увеличением размера частиц твердой фазы;

• При увеличении плотности частиц твердой фазы производительность насосов также необходимо увеличивать;

 Диапазон установившейся скорости осаждения частиц зависит от числа Рейнольдса для данных частиц.

Таблица 4. Рекомендуемая скорость восходящего потока промывочной жидкости в условно вертикальных скважинах (угол отклонения от вертикал 0⁰-30⁰)

Тип промывочной жидкости

Рекомендуемая скорость восходящего потока (для условно вертикальных скважин)

Азот: не рекомендуется к применению в связи с явлением абразивности в трубных элементах. Ньютоновские жидкости: пресная вода, концентрированные солевые растворы, дизельное топливо. Промывочные жидкости с невысоким значением статического напряжения сдвига: загущенные промывочные жидкости, подчиняющиеся степенному закону; способствуют повышению динамического напряжения сдвига и уменьшению показателя степени “n”. Вспененные промывочные жидкости: относительное содержание пены 0,6 на забое и 0,95 на устье скважины хорошая подъемная и несущая способность хорошо работает в условиях большого кольцевого пространства Буферные смеси (гель+азот): азот используется для вытеснения геля при высокой скорости потока хорошо подходят для горных формаций с низким пластовым давлением и низким значением градиента гидроразрыва Дополнительная энергия, создаваемая пластовой жидкостью: - используется главным образом для газовых скважин

3000 фут/мин 15,2 м/сек 80-130 фут/мин (0-0,7 м/сек) 40-80 фут/мин (0,2-0,4 м/сек) 20-40 фут/мин (01,-0,2 м/сек)

Таблица 5. Рекомендуемые значения максимального содержания твердой фазы٭ в восходящем потоке промывочной жидкости

Концентрированный солевой раствор Полимерный гель Пена

1 фунт/галлон 2-3 фунт/галлон 3-5 фунт/галлон

Примечание: 1 фунт/галлон = 0,1198 г/см³

٭) – Для ограничения противодавления а продуктивный горизонт и для предотвращения избыточного требования при прохождении твердой фазы в промывочной жидкости по кольцевому пространству.

5.3.3.2. Скважины со значительным углом отклонения от вертикали

а) Основные явления

Под действием гравитационных сил происходит образование отложений шлама. На рисунке 2 показаны примеры образования осевых и радиальных отложений и приведены векторы скорости потока жидкости, при которых происходит образование солей.

Рисунок 2 – Векторы скорости потока жидкости, при которой происходит образование отложения шлама в скважине

По мере накопления этих отложений происходит уменьшение проходного сечения труб, в результате чего возрастает скорость потока жидкости и наиболее эффективным режимом для выноса шлама становится турбулентный режим, причем вытеснение частиц твердой фазы происходит в основном за счет вихревого воздействия потока жидкости (рисунок 3).

1 – пена или гелевый раствор; 2 – очистка в ламинарном режиме; 3 – распределение потока; 4 - песок; 5 – гибкие НКТ; 6 – очистка в турбулентном режиме; 7 - турбулентный поток промывочной жидкости.

Рисунок 3 – Вытеснение частиц твердой фазы из горизонтального ствола скважины.

• Эта проблема становится более сложной с увеличением длины очищаемого интервала, что характерно для горизонтальных скважин;

• Эффективность очистки скважины с применением гибких НКТ невысока, в связи с эксцентричным расположением труб в скважине. В связи с этим, в наклонно-направленных; скважинах приходится чаще расхаживать колонну гибких НКТ. Это приводит к увеличению усталостного износа труб на поверхности;

• Наиболее сложно производить очистку скважины от мелкодисперсной твердой фазы;

• Наибольшие сложности при очистке возникают в интервалах с углом отклонения от вертикали в диапазоне 45°-60° из-за неравномерного распределения отложений твердой фазы по интервалу.

б) Основные правила по очистке скважин с большим углом отклонения от вертикали

В случае, когда угол отклонения от вертикали превышает 45°.

• Наиболее эффективной является очистка при промывке водой, содержащей небольшое количество (0,05% по объёму) синтетического полимера, который в основном выполняет роль понизителя трения (смазочной добавки), в случае возможности создания высокотурбулентного режима потока.

• При невозможности создания турбулентного режима, эффективность очистки повышают за счет увеличения соотношения “предельное динамическое сопротивление сдвига/пластическая вязкость”.

• Пена не является высокоэффективным промывочным агентом в наклонно-направленных скважинах с большим углом отклонения от вертикали. Вязкость пены поддерживается на низком уровне путем обработки ее небольшим количеством полимерного раствора.

• Некоторые величины оптимальной скорости промывочных жидкостей для промывки скважины приведены в табл. 6а. В табл.6б приведены средние значения скорости потока жидкости в кольцевом пространстве в зависимости от величины кольцевого зазора и расхода промывочной жидкости.

Таблица 6а. Рекомендуемые методы и значения скорости промывочных жидкостей при очистке наклонно-направленных скважин с большим углом отклонения от вертикали (до 45⁰).

Тип промывочной жидкости

Рекомендуемые значения скорости промывочной жидкости

Вода: - наилучшая промывочная жидкость для приведенных значений скорости Полимерные гели: - повышают отношение Yр/РV; - наилучшей жидкостью является гелевый раствор на нефтяной основе; - наилучшим составом для увеличения скорости потока жидкости в кольцевом пространстве является комплексная смесь (гель + азот) Пена: - стабилизация пены производится при помощи очень небольшой добавки полимеров, не более 5 фут/1000 галлонов (0,5 г/)

130-170 фут/мин (0,7-0,9 м/сек) 70 фут/мин (0,4 м/сек) 35-40 фут/мин (0,16-0,2 м/сек)