Эта величина соответствует весу инструмента, погруженного в промывочный раствор.

Для определения нагрузки на вышку необходимо полную величину нагрузки на мертвом конце каната умножить на общее число струн талевого каната, т.е. 8. Тогда нагрузка на вышку составит:

Рв = 4710х8=37680 кГс

Электронный индикатор веса ИВЭ в отличие от ГИВ-6, без дополнительных расчетов показывает на приборе нагрузку на крюк. Встроенная память прибора позволяет фиксировать все изменения нагрузки на период более 1000 часов работы агрегата.

Индикатор веса ГИВ-6 состоит из: трансформатора давления, основного показывающего прибора, верньера, пишущего манометра, пресс - бачка

Методы интенсификации добычи нефти.

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановле­ния и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Выбор способа ОПЗ осуществляют на ос­нове изучения причин низкой продуктивности сква­жин с учетом физико-химических свойств пород пла­ста-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических ис­следований по оценке фильтрационных характерис­тик ПЗП. ОПЗ проводят только в технически исправ­ных скважинах при условии герметичности эксплуа­тационной колонны и цементного кольца, подтверж­денной исследованиями.

Кислотная обработка. Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и дру­гих солей угольной кислоты, а также терригенных кол­лекторов с повышенным содержанием карбонатов используют 10—16 % водный раствор соляной кислоты. При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, дополнительно вводят уксусную или лимонную кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе. В трещинных коллек­торах для глубокой (по простиранию) обработки ис­пользуют замедленно взаимодействующие с карбона­тами составы кислотной пены и нефтекислотной эмульсии, при этом используют ПАВ (сульфонол, ОП-10) и стабилизаторы (КМЦ). Для приготовления загущенной кислоты в ра­створ соляной кислоты вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду. Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воз­действия, рецептуры применяемого состава и геоло­го-технических условий выбирают по таблицам. В среднем эта величина составляет 0,6-1,0 м3 раствора на 1 м вскрытой толщи пласта.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загряз­ненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной 10 - 12 % и плавиковой 3 - 5 % кислот. Допустимо ис­пользование взамен плавиковой кислоты кристалли­ческого бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 ра­створа на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Термохимические и термокислотные об­работки производят в коллекторах в интервале темпе­ратур от 15 до 40 °С. Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или не­которых его сплавов (МЛ-1, МА-1).

Агрегат АНЦ-32/50 предназначен для транспортирования ингибированной соляной кислоты и нагнетания ее в скважину при обработке призабойной зоны пласта и установке солянокислотной ванны. 6 м3 стальная емкость изнутри гуммирована резиной. Максимальное давление насоса 50 МПа.

Цистерна - кислотовоз АЦ-11к предназначена для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты концентрацией до 21% и подачи ее на прием насосной установки при солянокислых обработках призабойной зоны скважин. Оборудование автоцистерны включает цистерну, насосный блок с трансмиссией, манифольд, смонтированное на шасси автомобиля УРАЛ. Цистерна 10 м3 из нержавеющей стали Х18Н10Т, имеет внутренние перегородки для гашения ударов транспортируемой жидкости при резких торможениях и ускорениях автоцистерны. На цистерне предусмотрена наливная горловина с дыхательным клапаном на крышке. Центробежный насос в кислотостойком исполнении приводится в работу от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности.

Виброобработка производится в скважинах с загрязненной ПЗП. В коллекторах сложенных низко­проницаемыми породами, содержащими глинистые минералы, в литологически неоднородных коллекто­рах с воздействием на низкопроницаемые пропластки, перед химической обработкой, перед ГРП и др. Не допускается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях. Для проведения технологического процес­са в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гид­равлический золотниковый вибратор типа ГВГ.

Термообработка ПЗП проводится в коллек­торах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пла­стовых температурах, близких к температуре кристал­лизации парафина или ниже нее. При термообработке перенос тепла в кол­лектор осуществляют несколькими способами: от источника теп­ла расположенного в скважине, за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка), создания внутреннего движущегося очага горения.

Метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. При этом тем­пература нагревания должна быть ниже точки коксования нефти. Для периодической тепловой обработки, пос­ле извлечения из скважины эксплуатационного обо­рудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. При стационарной электротепловой обработке, совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагре­ватель, с помощью которого осуществляют прогрев скважины по заданному режиму.

При паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м. Перед проведением прогрева сква­жину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

ТГХВ - воздействие на ПЗП разрывом пороховых шашек. Пласт при этом подвергается термическому, газовому и химическому воздействию. Производится гидроразрыв пласта без закрепления образовавшихся трещин. На ПЗП воздействует окись азота, углекислый газ, соляная кислота, горячая вода, хлор. Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусного типа АСГ или бескорпусных, типа ПДГ БК и АДС. Время сгорания заряда регулируется и может составлять от нескольких минут до долей секунды. Масса зарядов от 20 до 500 кг. В качестве ВВ используют гексоген, тротил, нитроглицерин. При быстром взрыве создается высокое давление порядка 250 МПа, при длительном горении - высокая температура, стенки скважины прогреваются до 250 град.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле. При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвиж­кой. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. При толщине пласта свыше 20 м произво­дят многократное сжигание пороховых зарядов. При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) при­меняют для воздействия на плотные низкопроницае­мые коллекторы, а также используют при большом радиусе заг­рязнения ПЗП. При гидроразрыве, в зависимости от геологи­ческих характеристик пласта, создается система закрепленных тре­щин протяженностью до 50м.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего мате­риала необходимо определить оптимальную длину тре­щины в зависимости от проницаемости пласта с уче­том радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500м. В коллекторах толщиной свыше 30м про­цесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП. В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на от­дельные объекты применяют селективный ГРП. С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП. В качестве закрепляющих трещин материа­лов на глубинах до 2400м используют фракциониро­ванный песок, свыше 2400м — искусственные высокопрочностные рас­клинивающие материалы (проппанты). Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Выбор типа жидкости гидроразрыва осуще­ствляется в соответствии с пластовыми условиями. При этом учи­тывается совместимость выбранной жидкости с матри­цей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо исполь­зовать жидкость на углеводородной основе. Кроме это­го, углеводородные жидкости обладают низким коэффициентом фильтрации и способны создавать более протяжен­ные трещины. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

При проведении работ используемое оборудование включает в себя насосные агрегаты ЦА-320М, ЦА-400, АН-700, пескосмесительные агрегаты 4ПА, блок манифольдов 1БМ-700, емкости, автоцистерны, устьевое оборудование высокого давления, пакеры и якори.

После проведения необходимых расчетов проводятся подготовительные операции, которые включают в себя: спуск и посадку пакера с якорем, установку арматуры высокого давления, доставку технологических жидкостей, рас­клинивающего агента, расстановку назем­ного оборудования, проверку и опрессовку всех тру­бопроводов и пакера. Перед началом процесса выполняется контроль технологических свойств жидкостей.

Нагнета­тельные трубопроводы опрессовываются на ожидае­мое давление при ГРП с некоторым запасом проч­ности, который равен:

Ожидаемое давление МПа - <20 20-56 56-65 >65

Коэффициент запаса проч­ности - 1,5 1,4 1,3 1,25

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

Работы по выравниванию профиля приеми­стости в нагнетатель­ных скважинах направлены на регулирование процес­са разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспре­деления объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытес­няющим агентом. Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических иссле­дований, в том числе с применением индикаторов. Для ограничения воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы по толщине пласта или пропластка, проводят обработ­ки с применением временно изолирующих материа­лов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие ра­створы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.). Во всех случаях должна быть предусмотре­на возможность восстановления первичной приемистости разрабатываемого интерва­ла пласта. В случае необходимости осуществляют рабо­ты по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов.

Ликвидация эксплуатационных аварий

Ликвидация большинства аварий со скважинным оборудованием относятся к категории сложных и опасных работ, это вызвано повышенными осевыми нагрузками на мачту агрегата и инструмент. Перед производством работ по расхаживанию и вытяжке ловильного инструмента в скважине необходимо дополнительно проверить все грузоподъемное оборудование. Перед приложением повышенных нагрузок на подъемный агрегат, персонал, за исключением работающего за пультом управления лебедкой, должен быть удален от устья скважины на расстояние, превышающее высоту мачты на 10 метров. Помощники бурильщика во время расхаживания инструмента должны следить за состоянием якорей оттяжек. При расхаживании и подъеме труб следует вести наблюдения за показаниями индикатора веса. Нагрузка на крюк не должна превышать величину грузоподъемности установленного оборудования, в противном случае необходимо применять гидравлические домкраты.

Скважинные печати. Перед началом ремонтно - ловильных работ производится обследование состояния «головы» аварийного оборудования спуском печати. Свинцовые печати - специальные устройства для обследования скважин, корпус которых с торца и боков покрыт мягким свинцом толщиной до 10 мм. В корпусе имеется центральное отверстие для промывки забоя. Существует плоская и конусная свинцовые печати. Плоская печать обследует скважину только торцевой частью. Конусная печать в торцевой части имеет сужение для обследования смятий, трещин и других нарушений стенок обсадной колонны. Максимально допустимая нагрузка на печать при посадке на забой составляет 2000 кг. При подъеме печати из скважины, на рабочей поверхности сохраняется оттиск упавшего в скважину предмета или форма нарушения. ПУ-2 универсальная печать, имеет сменные алюминиевые оболочки для получения оттисков.

Гидравлическая печать ПГ-146-1 в качестве рабочего органа имеет резиновую манжету длиной 4 м. Предназначена печать для обследования формы нарушения стенок обсадной колонны, путем получения оттиска на резиновой поверхности печати, при создании внутри нее избыточного давления 1,2 МПА.

Захват находящегося в скважине оборудования производят различными ловильными инструментами в зависимости от характера аварии, типа труб или оставленного другого скважинного оборудования, глубины нахождения и состояния «головы» оборудования. После соединения с аварийным оборудованием, производят работы по расхаживанию прихваченного аварийного оборудования.

В качестве ловильного инструмента применяют наружные и внутренние труболовки, колоколы, метчики, овершоты, магнитные фрезеры, фрезеры-пауки.

Ловильные работы производят как правило с одновременной промывкой. В зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают специальный инструмент для выправления конца трубы. Прихваченные цементом трубы офрезеровывают при помощи трубного или кольцевого фрезера. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 метров. Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром до 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия. Извлечение из скважины мелких отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями их характера и места их нахождения. Извлекаемые предметы предварительно офрезеровывают. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его офрезеровывают или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными инструментами и поднимают из скважины.

Канат, кабель УЭЦН и проволоку извлекают из скважины при помощи удочки или крючка. Спускаемые в скважину кабельные ловильные инструменты должны иметь ограничители, препятствующие прохождению кабеля выше ловителя. Не допускается обследование этих скважин с помощью печатей или спуск труболовки без предварительного извлечения кабеля над НКТ.

Маркировка ловильного инструмента:

· МЭУ 46-80 - Метчик эксплуатационный универсальный

· К 85-64, К 70-58 - Колокола

· КС 85, КС 69 - Колокола сквозные

· ТВ 60, ТВ 73 - Труболовки внутренние

Капитальный ремонт скважин.

Исправление смятого участка эксплуатацион­ной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров. Контроль качества выполненных работ производят с помо­щью плоской свинцовой печати или специального шаблона. По окончании работ колонна испытывается на герметичность. Обсадные колонны труб скважин испытываются на герметичность двумя способами - избыточным внутренним давлением и методом определения снижения уровня жидкости в скважине. При создании избыточного давления колонна считается герметичной, если снижение давления за 30 минут составит не более 0,5 МПа. Давление испытания колонны 146 мм составляет 10 МПА, 168 мм – 9 МПА.