9.Влияние жидкостей глушения на свойства коллектора. Состав и регулирование свойств жидкостей глушения.

Ж-ти глушения (ЖГ) ЖГ готовят на водной или углеводородной основе.

Ж-ти на водной основе - глинистые р-ры, рассолы и специальные полимерные системы.

Глинистые р-ры используют при необх-ти применения ЖГ высокой плотности. Готовят их из сырой глины и глинопорошков. В кач-ве утяжелителей употребляют барит, утя­желитель карбонатный, сидеритовый, желези­стый, что позволяет приготавливать ЖГ повы­шенной плотности до 2500 кг/ м³.

В кач-ве ЖГ или основы для приготовления солевых растворов м.б. использованы:

- техническая вода;

- сточная вода,

- высокоминерализованная пластовая вода;

- морская вода.

При приготовлении ЖГ на основе воды для ее утяжеления используют соли: хлористый натрий (NaCl), хлористый кальций (СаСl₂) хлористый цинк (ZnCl₂) одно- и двухзамещенный фосфорнокислый натрий либо двух- и трехзамещенный фосфорнокислый калий.

Среди ЖГ на водной основе выделяют группу безглинистых растворов с конденсированной твердой фазой - гидрогелевые р-ры. Тиксотропная структура этих р-ров создастся высокоактивной коллоидной дисперсной фазой, которая конденсируется непосред-но в ж-ти.

Специальные полимерные растворы разработаны с целью предупреждения их ухода в продуктивный пласт.

К ЖГ на водной основе относят также пены и прямые эмульсии.

Углеводородные ЖГ- это дегазированная нефть, известково-битумные растворы, обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 65.%.

Для сохранения коллекторских св-в при глушении рекомендуются ЖГ на углеводородной основе - загущенная нефть обратные мицеллярные р-ры, обратные эмульсии.

Мат-лами для приготовления ЖГ на УВ-й основе явл-ся товарная нефть, дистиллят, эмультал, нефтенол, тарин, смесь многоатомных спиртов.

10.Ж-ти глушения, сохраняющие природные свойства коллекторов.

ЖГ, сохраняющие природные свойства коллекторов, разработаны и постоянно совершенствуются применительно к усл-ям конкретных эксплуатационных объектов. Институтом ТатНИПИнефть для нефтяных мест-ний региона создан ряд основных составов и их модификаций, получивших название ОБЛАГОРОЖЕННЫХ ЖГ (не влияющих на фильтрационные хар-ки кол-ра). Эти ж-ти имеют регулируемую плотность и вязкость в широком диапазоне вел-н, обладают комплексом таких важных физико-хим-х св-в, как нейтрализующая способность сероводорода, поверхностная активность, смачивающая способность, регулируемая реология, моющим и гидрофобизирующим (или гидрофилизующим) эффектами. Рецептуры базируются на водной и УВ-ной (эмульсионной) основе. Для приготовления ж-тей использ-т техническую, сточную и пластовую воду с добавлением в определенных соотнош-ях ПАВ (МЛ-80, АФ9-6), крахмала, солей (КСl, СаСl₂), препаратов нейтрализующих H₂S (хлорамин Б, смеси многоатомных спиртов), эфир целлюлозы и др. Мат-ми для пригот-я ж-тей на УВ-ной основе служит товарная нефть, дистиллят (ШФЛУ), эмульгаторы - стабилизаторы (эмультал, нефтенол, тарин и др).

Классификация облагорож-х ЖГ по компонентной основе и физико-химическим свойствам:

1. на водной основе:

А) маловязкие: пластовая девонская вода + 0,2% МЛ-80; водный р-р KCl + 0,2% МЛ-80; водный р-р KCl + 0,2% АФ9-6; водный р-р CaCl2 + 0,3% МЛ-80.

Б) загущенные: пластовая девонская вода (CaCl₂, Ca(NO₃)₂ + 3% крахмала); пластовая девонская вода (CaCl₂, Ca(NO₃)₂ + 0,3% ОЭЦ)

В) нейтрализующие H₂S: ПДВ или техническая вода + 0,2% МЛ-80 + 0,1% хлорамина Б.

2. на УВ-й (эмульсионной) основе:

А) маловязкие: глицериновый состав, обратная эмульсия на нефтедистиллятной основе.

Б) высоковязкие: обратная эмуль-я на основе ПДВ и девонской нефти; обратная эмуль-я на основе CaCl2 и девонской нефти; обратная эмуль-я на основе Ca(NO₃)₂ и девонской нефти.

Классификация облагорож-х ЖГ по рекомендуемым областям применения:

I. Добыв-е скв:

1) терригенные пласты:

А) низкопроницаемые песчаники (алевролиты), сцементир-е глинистым мат-м: KCl + 0,1% МЛ-80; KCl + 0,2% АФ9-6.

Б) проницаем-е и высокопрониц-е песч-ки (0,2 кв.мкм и >): ПДВ + 0,2% МЛ-80; CaCl2 + 0,3% МЛ-80; обратная эмуль-я на нефтедистиллятной основе.

2) карбонатные пласты:

А) песч-ки, продук-я кот-х сод-т H₂S (бобрик-й гориз): глицериновый состав + 0,2% МЛ-80 + 15-20кг хлорамина Б.

Б) карбонат-е пл-ты с выс-й поглощающей сп-ю (серпуховский гориз): высоковяз-е обратные эмульсии на основе минерализов-й воды и нефти.

В) карбонат-е пл-ты с H₂S: глицериновый состав, ПДВ или техническая вода + 0,2% МЛ-80 + 0,1% хлорамина Б.

Обратная эмульсия, содержащая в дисперсионной среде необходимое количество углеводородного растворителя, способного отфильтровываться без разрушения эмульсии. Особенностью технологии глушения скважин в этом случае является обязательное доведение жидкости глушения до забоя

Обратную эмульсию с плотностью, превышающей плотность поднасосной жидкости, закачивают в НКТ или межтрубное пространство

Толщина пласта - м Объем обратной эмульсии, м3 (2 1-2;от 2до5 2-3;от 5до8 3-4; от8до12 4-5;более 12 5-6)

Технология ремонта без глушения скв-ны и подъема НКТ значительно сокращает его продолжит-ть, обеспечивает безопасные усл-я труда, стабилизирует добычу нефти и газа. При этой технологии текущий ремонт осуществляется инструментами, спускаемыми на тросе или канате специального подземного оборудования.

Ремонтные работы с созданной на пласт депрессией не нарушают гидродинамическую связь пласта со скв-ной, позволяют сохранить природные свойства коллектора у ствола скв-ны. Такие технологии получили название работы под давл-ем и их реализация возможна только при наличии надежных средств герметизации устья скв-ны, систем управления давл-ем и его контроля.

Современные методы обслуживания и ремонта скв-н под давл-ем позволяют производить:

- ремонт ч/з лифтовую колонну (НКТ) без ее подъема,

- ремонт с подъемом лифтовых колонн.

Ремонт под давл-ем ч/з лифтовую колонну не предъявляет дополнит-х требований к конструкции ее подвески и устьевому оборудованию, использует стандартные схемы обвязки фонтанных и газлифтных скв-н. Реализ-ся канатно-кабельными методами и КГТ.

Кабельный метод обеспечивает управление работой спущенного в скв-ну у-ва передаваемым по кабелю электрич-м сигналом. Это позволяет выполнить технологическую операцию в «висячем» положении, что расширяет диапазон его применения.

Канатно-кабельными методами в скв-х выполняют операции:

- обследование скв-н печатями и шаблонами,

- гидродинамич-е и дистанционные исслед-я,

- поинтервальное испытание колонн на герметичность,

- снижение уровня поршнем,

- установка пакеров, якорей, пробок и пр.,

- ловильные работы,

- очистка забоя от мелких металлич-х и неМе предметов,

-доставка в заданный интервал жидких и сыпучих мат-лов.

- установка и цементир-ние дополнит-х колонн (летучек).

Подготовительные работы к ремонту таких скв-н заключаются в монтаже на фланец центральной задвижки фонтанной арматуры (закрытой) дополнит-х специальных мех-мов - лубрикатора с у-вом для герметизации тягового органа, превенторов, средств контроля и управления.

Лубрикатор - трубный контейнер с одной или нескольких секций, в которых размещается спускаемое в скв-ну оборудование. При необходимости комплектуются амортизаторами и датчиками входа скв-нного оборудования в лубрикатор. Для герметизации движущегося тягового органа служит уплотнитель.

Превенторы для ремонтных работ используют малогабаритные специальной модификации, имеющие, в основном, плашечную конструкцию с ручным приводом. Предназначены для перекрытия ствола устьевой арматуры и позволяет изолировать ствол от лубрикатора, независимо от наличия или отсутствия в нем тягового органа.

Превентры с гидравлическим приводом отличаются тем, что вместо резьбовой крышки с ходовым винтом установлены гидравлические цилиндры, штоки которых соединены с плашками.

Технологические схемы подземного оборудования с дистанционно управляемым клапаном-отсекателем (отсекающим клапаном) в фонтанных и газлифтных скв-х при помощи канатной техники позволяют выполнять в лифтовых колоннах ряд дополнит-х специфич-х операций:

- установку и съем клапанов различного назначения (обратных, отсекающих, предохранительных, пусковых), глухих пробок, глубинных манометров, термометров и др. приборов,

- открытие и закрытие клапанов для ввода ингибиторов и реагентов, промывки и глушения скв-н,

- очистку труб от парафина и песчаных пробок.

Инструменты спускают на проволоке диаметром 1.8 – 2.5 мм, обладающей высокой упругостью, необходимой для удара. Сложные работы, связанные с высокими нагрузками, выполняются металлическим тросом повышенной прочности на разрыв диаметром 4.76 мм.

Скв-ны, в кот-х планир-ся проведение работ канатным методом, должны обладать определенной технологической завершенностью, т.е. лифтовые колонны предварительно оснащены элементами подземного оборудования, обеспечивающего выполнение операций с помощью инструментов, спускаемых на проволоке. К ним относятся: пакеры, проходные и непроходные посадочные ниппели, циркуляционные клапаны механического действия, скв-нные камеры для газлифтных клапанов, разъединитель колонн, трубный предохранительный осекающий клапан, телескопическое соединение и др.

Пакер предназначен для разобщения трубного и межтрубного пространства.

Ниппели предназначены для установки и фиксации в нем обратных и отсекающих клапанов, глухих пробок, глубинных приборов и других приспособлений, необходимых для выполнения различных технологических операций.

Циркуляционные клапаны использ-т для сообщения трубного и межтрубного простр-ва при промывке, глушении и др-х операциях. Состоит из корпуса с боковыми отверстиями, внутри которого расположена гильза. Гильзу перемещают вверх или вниз ударами ясса, с пом-ю спец-го инструмента, спускаемого на проволоке. В лифтовой колонне можно установить любое кол-во циркуляционных клапанов.

Разъединитель колонны позволяет отсоединять и соединять лифтовую колонну с пакером перемещением внутренней цанги разъединителя спускаемым на проволоке инструментом.

Трубный предохранительный клапан-отсекатель предназначен для аварийного перекрытия канала лифтовой колонны (автоматического и принудительного).

Съем установленных в скв-не инструментов производится путем резких ударов механич-ми и гидравлическими яссами с пом-ю лебедки. Поэтому в таких агрегатах используют лебедки с гидравлическими приводами, позволяющие производить плавный спуск и подъем с постоянными скоростями, остановку инструмента на заданной глубине.

В этих условиях получит циркуляцию водой не удается. В качестве ЖГ должны применяться высоковязкая обратная эмульсия на нефтян основе. Она выполняет роль временного «тампона», перекрывающего продуктивный пласт, остальной объем скв заполняют водным раствором (продавочной ж-ю) объем высоковяз.эмульсии принимается от 2 до 6 м3 в зависимости от толщины вскрытого пласта и поглощающей способности. . Для глушения серосодер-х скважин в обрат.эмульсию в родавочную ж-ть доб-ся нейтрализатор сероводорода. Обратную эмульсию с плотностью, превышающий плотность поднасосной ж-и, закачивают в НКТ или межтр-е простр-во.

Для глушения скв-н газовых и газоконденсатных месторожд-й с низкими Рпл целесообразно использовать р-ры на конденсатной основе плотностью 800 – 850 кг/м³. Если Рпл снижается до 01 – 05 гидростатического давл-я, для глушения рекомендуются пенные системы двух и трехфазные.

Пена состоит из трех компонентов – ж-ти, газа и пенообразователя.Такое сочетание создает систему, обладающую вязкими, пластичными и упругими свойствами. Основным компонентом, придающим пене такие св-ва, явл-ся пенообразователь, в качестве которого используют ПАВ определенного вида.

В качестве газовой составляющей можно использовать воздух, природный УВ-дный газ, азот.

Жидкой фазой явл-ся вода различного состава, глинистые растворы, кислотные растворы и др.

Если жидкой фазой явл-ся вода, получают пену двухфазную, если глинистый раствор – трехфазную.

По химич-му составу ПАВ делят на ионогенные (анионоактивные и катионоактивные) и неионогенные.

Для получения устойчивых пен к водному р-ру пенообразователя добавляют стабилизаторы (КМЦ, гипан, силикат натрия и др.). В ряде случаев их целесообразно комбинировать.

Основные факторы, которые определяют реологию пены – содержание газа, рецептура пенообразователя, температура.

Для смешивания раствора ПАВ с газовой составляющей и получения устойчивой пены применяют аэраторы различных конструкций. Наиболее широкое распространение в промысловой практике получил аэратор типа «труба в трубе» (рис. 6.5)

Аэратор представляет собой две концентрически расположенные одна в другой трубы диаметром 100 и 50 мм. Ж-ть с растворенным в ней ПАВ подается насосом в между трубами аэратора, а газообразный агент нагнетается компрессором в 50-мм трубу, имеющую определенное число отверстий. Пеной особенно целесообразно глушить газовые скв-ны, кот-е вследствие низких дебитов и давл-й работают с наличием жидкостной пробки на забое. Суть глушения состоит в том, что после промывки скв-ны двухфазной пеной для очистки забоя от воды и конденсата в забойную зону пласта продавливают устойчивую пену (двухфазную или трехфазную) водным раствором ПАВ.

Технология комбинированного глушения скважин, основанная на использовании двух различных по природе жидкостей ( напротив продуктивного пласта - углеводородная ЖГС, а выше в стволе скважины - минерализованная вода) дает именно такой эффект. Применение комбинированных задавочных жидкостей позволяет не только сохранить коллекторские свойства пласта, но и улучшить условия труда бригад текущего и капитального ремонта скважин

11 Процесс промывки скважины может осуществляться с целью:

• ликвидации песчаных пробок в скважине;

• вымывания продуктов реакции после обработки эксплуатационной колонны и призабойной зоны скважины;

• удаления скопившейся на забое скважины углеводородной эмульсии, частиц цементного камня, АСПО, продуктов коррозии, а также после прострелочно-взрывных работ и обработки внутренней поверхности эксплуатационной колонны скребком.

Необходимость промывки на каждом этапе ремонта скважины должна определяться индивидуально для каждой скважины с учетом геолого – технических условий скважины и характера предшествующих и предстоящих работ.

Низ колонны НКТ при промывке может быть оборудован по-разному в зависимости от других предусмотренных последующих процессов. При ликвидации песчаных пробок, удалении продуктов реакции, частиц цемента, грязи и других твердых частиц низ колонны оборудуется «пером», «пером- воронкой», воронкой или муфтой и т.д. Оборудование устья скважины при промывке зависит от того, необходимо наращивание колонны труб или нет.

При необходимости наращивания устье скважины оборудуется промывочным сальником, и промывка осуществляется через вертлюг с допуском колонны НКТ до забоя:

• при промывке скважины после подъема внутрискважинного эксплуатационного оборудования;

• при удалении песка с забоя скважины, засыпанного для перекрытия интервала перфорации;

• при ликвидации песчаных пробок;

• при удалении скопившейся на забое шлама, частиц цемента и других твердых частиц после проведения в скважине ремонтных работ.

Если в наращивании колонны промывочных труб нет необходимости, промывка осуществляется через фланец-планшайбу с центральной задвижкой или краном высокого давления. Промывочная линия присоединяется к центральной (прямая промывка) или затрубной задвижке (обратная промывка) и промывка осуществляется с закачкой жидкости в НКТ или межтрубное пространство:

• при замене скважинной жидкости на другую жидкость;

• при промывке ствола скважины растворителями с целью очистки стенок колонны НКТ от АСПО;

• при промывке ствола скважины от продуктов реагирования после обработки призабойной зоны пласта кислотными растворителями, когда не требуется установка точного забоя.

Выходящая из скважины жидкость направляется для осаждения твердых

частиц в желобную систему.

Промывка скважины осуществляется с использованием спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб. Различают прямую, обратную и комбинированную промывку.

Прямая промывка – когда промывочная жидкость закачивается в НКТ, а размытые твердые частицы цементного шлама, песка, окалины и т.д. выносятся жидкостью через затрубное пространство. Прямая промывка способствует лучшему размыву шлама, песчаных и др. пробок за счет струи жидкости, выходящей из промывочных труб.

Обратная промывка – когда промывочная жидкость закачивается в затрубное пространство, а размытые твердые частицы цементного шлама, песка, окалины и т.д. выносятся через промывочные трубы. За счет меньшего сечения в них создаются бόльшие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос размытого шлама гораздо меньшим объемом промывочной жидкости, чем при прямой промывке. Однако при проведении обратной промывки должны предъявляться повышенные требования к

герметичности промывочного сальника, т.к. обратная промывка производится при более высоких давлениях закачки промысловой жидкости, чем при прямой промывке.

Комбинированная промывка объединяет достоинства прямой и обратной промывок, т.е. после размыва пробки прямой промывкой с допуском до твердого забоя обратной промывкой размытый шлам выносится на поверхность. Основной недостаток комбинированной промывки – необходимость остановки процесса для переключения с прямой промывки на обратную, что в некоторых случаях может привести к прихвату.

Перед промывкой проверяются промывочная техника, подъемный существующими требованиями, обеспечивающими безопасное проведение работ. Нагнетательная линия от насоса до устья опрессовывается на полуторократное рабочее давление, предусмотренное планом работ.

При промывке забоя колонна НКТ должна быть спущена до глубины на 10-20 м выше текущего или обследованного забоя печатью, ГК, ЛМ. Опрессовать НКТ на полуторократное рабочее давление, указанное в плане работ и вызвать циркуляцию технологической жидкостью глушения. Дальнейший спуск производить после восстановления циркуляции. Восстанавливать циркуляцию следует после каждого наращивания.

Во избежание погружения конца промывочных труб в песчаную пробку или другие отложения при очередном их наращивании длина рабочей трубы должна быть на 2-3 м больше длины любой наращиваемой трубы.

Для промывки скважин как добывающих, так и нагнетательных, необходимо использовать технологическую жидкость того же состава и плотности, что и при глушении данной скважины с добавлением Мл-81Б, т.к. Мл-81Б, кроме сохранения коллекторских свойств пласта, обладает моющими свойствами.

При прекращении подачи жидкости по какой-либо причине до завершения операции промывки необходимо немедленно приподнять трубы на 70-100 м и принять срочные меры к возобновлению промывки. При первых признаках нефтегазоводопроявления необходимо прекратить промывку скважины и загерметизировать устье.

При промежуточной промывке процесс должен продолжаться до достижения текущего забоя с разгрузкой колонны НКТ до 0,5-1,0 т при наличии циркуляции жидкости через желобную систему не менее полутора объема скважины; при конечной промывке – два объема эксплуатационной колонны. При этом первый цикл промывки, т.е. циркуляция жидкости в объеме не менее одного объема эксплуатационной колонны, осуществляется через желобную систему. Во втором цикле промывки осуществляется замена промывочной жидкости в объеме скважины на «свежую» жидкость. При промывке нагнетательных скважин допускается применение воды из водовода с обязательным сливом до чистой воды при сохранении условия Рстат. > Рпл. При применении этой воды и вывозом не менее 8 м3 отстоявшейся грязи.

12. АСПО. Подъем нефти от забоя скв-ны до устья сопровождается непрерывным изменением температуры и давл-я, что способствует выпадению из нефти твердых фракций углеводородов (от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀). Наиболее интенсивно АСПО откладывается на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ).

Выбор методов устранения осложнений определяется конкретными факторами, связанными с составом и образованием осадков. Если не принимать профилактических мер, может произойти полная закупорка труб и прекращение движения ж-ти по ним.

М-ды предупреждения и профилактического удаления из труб АСПО:

Тепловой м-д заключ-ся в создании в скв-не t-ного поля, превышающего по величине t-ру плавления парафина – прогревание паром, промывка скв-ны горячей нефтью, нефтепродуктами, горячей водой.

Нагрев скв-ны производится также электрическими методами с использ-ем специальных электронагревателей.

Паром трубы прогревают с помощью паровой передвижной установки (ППУ), смонтированной на автомашине. Пар от паровой установки подается в межтрубное простр-во и выходит ч/з подъемные трубы, прогревая их. Расплавленный парафин выносится струей нефти на поверхность. В фонтанных и газлифтных скв-нах применяют и комбинированный способ – переключение из кольцевой схемы промывки на центральную.

Возможен прогрев и поднятых труб на поверхность, при этом их укладывают на мостках с уклоном.

Для прогрева труб горячей нефтью или керосином, кроме ППУ требуется емкость и насос. Ж-ть нагревают до температуры 90 - 95 ⁰С и нагнетают в межтрубное пространство. Для нагрева и нагнетания нефти используют спец-е агрегаты. Оборуд-е смонтировано на шасси автомобиля высокой проходимости.

Химич-е м-ды - промывка скв ингибиторами, хим-ми реагентами. Являются комплексными, т.к. их влияние распространяется одновременно и на другие факторы.

В кач-ве химич-х реагентов применяют разл-е ПАВ, газолин, дистиллят, жидкие продукты пиролиза, многие виды импортных реагентов.

Использ-е спец-х покрытий из смол, стекла, эмали. Наиболее современные – тонкопленочные полимерные покрытия. В таких трубах выпадающие частицы парафина слабо удерживаются на стенках и легко смываются движущимся потоком.

В рез-те предельных нагрузок покрытия разрушаются. Эмалевые и эпоксидные покрытия выдерживают более высокие нагрузки при растяжении, сжатии и ударах по сравнению со стеклянными.

Обработка потока скв-ной ж-ти магнитным полем. Его воздействие заключается в ув-нии центров кристаллизации, что приводит к ум-ю средних объемов кристаллов АСПО и сниж-ю скорости адсорбции на стенках труб. Магнитные у-ва обычно представляют собой мощный постоянный магнит на металлокерамической основе, выполненный в виде, кот-й монтир-ся в колонну НКТ на глубине, где происходит начало накопления отложений.(

Микробиологический м-д. М-д основан на жизнедеят-ти в УВ-й среде окисляющих углеводород бактерий, в рез-те чего происх-т биодеградация парафиновых соединений нефти с выделением, в основном, растворимых в воде продуктов, таких как органические кислоты, спирты, альдегиды, перекиси и т. п, обладающих поверхностной активностью и способствующих интенсивному отмыванию АСПО с пов-ти внутрискв-нного оборуд-я.

Мех-кая очистка производится при помощи скребков, соскабливающих со стенок скв-ны различного вида отложения и осадки.

Отложения солей. Причины: а) хим-кая несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скв из разл-х горизонтов или пропластков, б) перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий

При эксплуатации сильно обводненных скв-н отложение солей может происходить в пласте, скв-не, ТП-х, оборудовании установок подготовки нефти.

Предотвратить выпадение солей возможно соответствующей подготовкой воды используемой для заводнения.

В скв-нах оборудованных УЭЦН соли откладываются на поверхности погружного электродвигателя (ПЭД), на рабочих органах насоса, на токоведущем кабеле. Для удаления солевых отложений с рабочих органов ЭЦН используют кислотные обработки по схеме обратной промывки.

М-д предотвращ-я выпадения солей в трубах – применение ингибиторов комплексного воздействия (соли, парафин и прочие осадки).

Воздействуют на р-ры магнитными силовыми полями и ультразвуком с пом-ю ультразвуковых генераторов.

Используют защитные покрытия на внутренних поверхностях труб. Для предотвращения отложений в нефтесборных трубопроводах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.

Удаление отлож-й солей:

1. При хим-м м-де удаления осадки гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и осадки карбоната или гидроксида кальция. В качестве преобразовывающих реагентов используют карбонат и биокарбонат натрия или калия, а также гидроксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений (осадок солей), а затем проводят обработку р-ром соляной к-ты (СКО) и промывают водой.

2. В случае, когда солевые отложения оказ-ся сильно сцементированными, а толщина слоя отложений соли настолько велики, что спуск труб в скв-ну не возможен, удаление пробки производят бурением долотом. При бурении возможно падение обломков солевых отложений на забой скв-ны и образование солевых пробок, которые необходимо очистить промывкой или другими методами.

М-ды, связанные с промывками скв-ны, дают результаты только при наличии циркуляции, т.е. отсутствия поглощения ж-ти пластом. В случае поглощении необходимо предварительно изолировать фильтровую часть.Проводят с помощью дозаторов.(на поверхности, на приеме насоса).

Металлические сальники образуются вследствие коррозии, продукты кот-й, попадая в скв-ну, засоряют межтрубное простр-во, образуя сальники, кот-е состоят из окиси железа – до 95 %, - известковой пыли и песка. Для ум-я коррозии покрывают внутр-ю пов-ть труб лаком, стеклом, эмалью, примен-т ингибиторы коррозии, а удаляют сальники бурением, размыванием, мех-кой очисткой.

Гидраты УВ-в. В пл-х усл-х газ насыщен парами воды. Отбор флюидов из пласта и подъем к устью сопровождается пониж-ем их температуры и давл-я. Пары воды конденсируются и , взаимодействуя с компонентами газа, образуют твердые кристаллич-е вещ-ва - гидраты.

Ствол скв-ны очищают от отложений гидратов закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на пробку гидрата с выдержкой для ее разложения и с последующей продувкой в атмосферу.

Инструменты, предназначенные для мех-кой очистки внутр-й пов-ти ОК от АСПО и осадков сложного состава, глинистых и цементных корок, заусениц, наплывов, ржавчины и др.- скребки и ерши. Обеспечена возможность промывки. Одновременно используют в качестве шаблона. Очищают стенки скв-ны осевым и вращат-м движ-ем.

Песчаные пробки – предупреждение образования, способы удаления.

Песчаные пробки. В процессе эксплуатации скв-н, продуктивные пласты кот-х сложены песками и слабосцементированными песчаниками, вместе с ж-тью и газом в скв-ну проникает песок. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, скапливаются, образуя пробку.

Песчаная пробка может образов-ся в стволе скв, в подъемных трубах. Пробки чаще всего состоят из сплошного столба песка, отложившегося на забое скв-ны (забойные пробки).

Пробки, отложившиеся на некоторой высоте, состоящие из перемежающихся столбов песка, нефти и газа наз-ся патронными. Они могут образ-ся и в подъемных трубах, и в ЭК, чаще у устья скв-ны. Пробки м.б. рыхлыми и плотными. Пробка, находящаяся в колонне труб длительное время, может уплотняться, ликвидировать ее достаточно сложно, толщина пробок иногда достигает нескольких 10-ков и даже сотен метров.

В случае полного прекращения подачи пластовой ж-ти образовавшейся песчаной пробкой, давл-е под пробкой увел-ся и при очистке ее толщина может расти. Такие пробки наз-т ползучими.

Образовавшаяся в скв или трубах пробка м.б. причиной прихвата колонны труб, обрыва труб и штанг, заклинивания оборуд-я и его износа.

методы борьбы:

1. предотвращение поступления песка в скв-ну,

2. обеспечение выноса песка с забоя на пов-ть и приспособление оборуд-ния к работе в скв-х с проявлениями песка,

3. удаление ( ликвидация) песчаных пробок.

1. Предотвращение поступления песка в скв-ну - уменьшением дебита.

Критический дебит, при кот-м поступление песка миним-е:

Q_кр = 3,14 D h m V_кр , м³/сут

D – внутр-й диаметр скв, м. h - толщина вскрытой части пласта, м. m – пористость. V_кр - критическая скорость фильтрационного потока, м/сут.

В условиях слабо сцементированных пород при таких режимах эксплуатация скв может оказаться нерентабельной. Во избежание сниж-я дебита применяют забойные фильтры или породу в зоне забоя закрепляют. Различают фильтры трубные и гравийные

Трубные фильтры изготавливают из обсадных труб соответствующего диаметра. Их спускают в скв-ну на ОК или с помощью НКТ внутрь ОК. (с круглыми отверстиями, со щелевыми отверстиями, проволочные, кнопочные, кольцевые фильтры)

Гравийные фильтры - два трубных фильтра со щелевидными отверстиями, вставленные один в другой. Кольцевое простр-во м/у ними заполняют гравием. Гравийные фильтры м.б. созданы на поверх-ти и в скв-не – намывом слоя гравия за стенки перфорированной трубы.

Крепление пород ПЗ - связывание частиц м/у собой различными вяжущими вещ-вами – цементным р-ром, р-ром цементно-песчаной смеси. Сущность метода - нагнетание крепящих вещ-в ч/з колонну труб в зону забоя. Раствор, заполняя пустоты в породе и затвердевая, связывает частицы песка в прочную и устойчивую к размыву массу при фильтрации.Но прониц-ть при этом сниж-ся.

2. Вынос частиц песка на пов-ть отмечается при соблюдении нерав-ва

w_ж / w_св > 2 – 2,5

w_ж – скорость восходящего потока ж-ти,

w_св - скорость свободного осаждения песчинки.

В скв-х с выносом песка эксплуатируемых штанговыми насосами применяют различные защитные приспособления - песочные якоря, фильтры, а также специальные насосы, предупреждающие преждевременный износ пары плунжер-цилиндр и клапанов.

3. Удаляют песчаные пробки промывкой скв-ны разл-ми жидкостями, газожидкостными смесями, очисткой с помощью струйного насоса, желонок или гидробуров.