Технологические особенности разработки Пограничного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Месторождение открыто в 1982 году поисковой скважиной № 62. Это одно из крупных месторождений, разрабатываемых ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз». Залежи нефти приурочены к пластам БС11-1, БС11(осн), БС14, БС15, ЮС1.

В промышленную эксплуатацию Пограничное месторождение введено в марте 1985 года. Основной объект разработки - БС11(осн). Кроме того, выявлены небольшие залежи структурно - литологического типа в пластах ЮС1, БС14 и БС15. Разработка залежей пластов ЮС1, БС14 и БС15. Разработка залежей этих пластов в работе «Геологическое и экономическое обоснование кондиций к подсчету запасов нефти Пограничного месторождения», выполненной СибНИИНП в 1990 году, признана нерентабельной. Залежи пластов БС11 - 0, БС11 - 1 разрабатываются совместно с БС11(осн).

В период с 1995 года по настоящий момент ОАО «СибНИИНП» было:

- в 1995 году - составлено Дополнение к Проекту разработки Пограничного месторождения;

- в 1996 году - в рамках Авторского надзора сформирована программа ГТМ по Пограничному месторождению совместно с геологической службой ОАО «ННГ». Работа утверждена ЦКР МТЭ РФ совместно с обоснованием уровней добычи по месторождениям ОАО «Сибнефть» (протокол ЦКР №2178 от 09.10.1997 года );

- в 1997 - 1999 годах выполнены Авторские надзоры за разработкой месторождений, в которых в частности по Пограничному месторождению были рекомендации по снижению объемов закачки на месторождении. В настоящий момент ситуация на месторождении изменилась. Объемы закачиваемой воды в период с 1995 по 1999 годы снижены с 14,2 млн.м3 до 9,7 млн.м3. Компенсация текущая составляет 113%;

- в 2000 году составлена новая программа ГТМ, в продолжение программы, составленной в 1996 году;

- в 2001 году заключен договор на составление Подсчета запасов. Подсчет запасов ведется, сроки окончания работ - 2002 год.

В период 1985 - 1990 гг. месторождение эксплуатировалось по планам социалистической экономики. На этот период пришлись первая, вторая и начало третьей стадии разработки.

С началом периода рыночных отношений (~1990год) и усилием значения экономических критериев, обострились негативные явления, свойственные IV-ой стадии разработки месторождения. Кроме того, добавились проблемы, связанные с отсутствием научного сопровождения эксплуатации месторождения.

1. Общая часть.

1.1 Характеристика района работ Пограничного месторождения

Пограничное нефтяное месторождение расположено в Северной части Сургутского нефтегазоносного района Ханты - Мансийского национального округа Тюменской области.

Рельеф местности представляет собой всхолмленную, сильно заболоченную равнину с абсолютными отметками от +104 до +144 метров. По берегам рек и озер растет крупный лес ( кедр, сосна, лиственница ). Болота торфяные, в основном безлесные. Судоходных рек на территории месторождения нет.

Климат рассматриваемого района резко континентальный с холодной и продолжительной зимой и коротким, но сравнительно теплым летом. Самый холодный месяц - январь (-50, -550С), а самый теплый - июль (+30, +350С).

Осадков выпадает 430 - 720 мм/год. Устойчивый снежный покров устанавливается в октябре и сходит в конце апреля. Толщина снежного покрова 0,7 - 1,2 метра. Ледостав на реках и озерах происходит в конце октября, а вскрываются они в середине мая. Толщина льда достигает 0,8 - 1,0 метр.

Многолетние мерзлые породы приурочены, в основном, к торфяным массивам в южной части месторождения, где толщина их колеблется от 8 до 20 метров.

Глубины сезонного промерзания достигает 4,5 метра.

Коренное население - ханты, манси, которые занимаются охотой, рыболовством, звероводством, лесоразработками.

Сообщение между городами и поселками осуществляется воздушным, железнодорожным и автомобильным транспортом.

Непосредственно через месторождение проходит трасса газопровода Уренгой - Челябинск и железная дорога Тюмень - Новый Уренгой.

Обеспечение электроэнергией производится от Сургутской ГРЭС.

Ближайшее месторождения строительных песков (Холмогорское - 1, Холмогорское - 2) расположены вдоль трассы автодороги Холмогорское - Вынгапуровское месторождение. Месторождение Холмогорское - 1 находится в 25 км к северо-западу, а Холмогорское - 2 в 30 км севернее Пограничного.

Ближайший населенный пункт - город Ноябрьск.

Основным источником водоснабжения населения используются воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста.

1.2 История освоения района

Месторождение полностью расположено на территории Ханты - Мансийского округа. Лицензия на право пользования недрами выдана ОАО «Ноябрьскнефтегаз» с целевым назначением и видами работ по добыче нефти и газа на Пограничном месторождении до 2014 года.

Необходимо особо отметить тот факт, что разработка месторождения связана с двумя периодами экономического развития страны: социалистическим и периодом перехода на рыночные отношения. Экономические условия отрицательно повлияли на условия разработки месторождения. Изначально месторождение разрабатывалось под руководством производительного объединения «Ноябрьскнефтегаз», затем открытого акционерного общества «Ноябрьскнефтегаз», а в настоящее время - ОАО « Сибнефть- Ноябрьскнефтегаз». Изменение экономической политики явилось первопричиной полного отсутствия финансирования проектных работ, поэтому период 1990 - 1995 гг. характеризуется отсутствием научного сопровождения разработки месторождений, что повлекло за собой значительное ухудшение состояния в области разработки месторождений, что повлекло за собой значительное ухудшение состояния в области разработки месторождений в данном районе.

Не в полной мере были завершены работы по составлению Проекта разработки Пограничного месторождения, что повлекло за собой в 1995 году составление значительное ухудшение состояния в области разработки месторождений в данном районе.

Не в полной мере были завершены работы по составлению Проекта разработки Пограничного месторождения, что повлекло за собой в 1995 году составление Дополнительной записки к «Проекту…». Данная работа была принята ЦКР в качестве Технологической схемы, т.к. не соответствовала требованиям Проекта разработки и утверждена лишь на период до 1998 года.

С момента составления последнего Подсчета запасов, утвержденного ГКЗ, прошло 15 лет (протокол ГКЗ №9767 от 17. 07. 1985 года). Объемы запасов на месторождении претерпели значительные изменения. Приятные параметры не соответствуют их реальному состоянию на текущий момент.

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика Пограничного месторождения

Основная залежь пласта БС11 представляет собой антиклинальную складку изометрической формы с пологими крыльями, осложненными локальными куполками, которые характеризуются увеличением нефтенасыщенной толщины. Залежь представлена преимущественно песчаными полимиктовыми породами с невыдержанными прослоями плотных глинистых и карбонатных пород, разделяющих толщу пласта от 3 до 7 - 9 проницаемых прослоев, породы - коллекторы однотипны по размеру.

Тип залежи пластово-сводовый, размеры 16,2Ч12,8 км. ВНК представлен на а. о. от -2493 м до -2509 м, при этом наклонен в юго-восточном направлении. В основном ВНК, утвержденные в 1985 году ГКЗ СССР, в процессе разбуривания подтвердились, кроме западного крыла, где он несколько ниже. В тоже время произошло уменьшение площади нефтеносности на 7,3% с 153060 тыс. м2 в 1985 году до 141808 тыс. м2 . Площади запасов с 1.01.1989 года по 1.01 2001 года не изменилась.

В восточном направлении происходит увеличение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 6 м (скважина 905 - в южной части пласта) до 26,8 м (скважина 271 - в центральной части), в среднем составляет 11,3 м (при пересчете запасов 1989 году), при подсчете запасов в 1985 году было принято среднее значение - 10,7 м для запасов по категории В+С1 м для С2. При пересчете запасов на баланс ВГФ на 01.01.2001год принято значение эффективной нефтенасыщенной толщины - 1,3 м.

Коллекторские свойства изучены по достаточно большому числу скважин и с высокой плотностью анализов. Средняя проницаемость для нефтяной зоны по керну 89,9 мД, по ГИС - 100,6 мД, для водонефтяной зоны по керну - 79,7 мД, по ГИС - 35,9 мД. Пористость - 20%. Коэффициент нефтенасыщенности по данным подсчета запасов 1985 году по ЧНЗ - 0,69, а по ВНЗ принято значение - 0,62, на балансе ВГФ на 01. 01.2001, соответственно, 0,69 и 0,63.

Залежь в достаточной степени охарактеризована анализами пластовых нефтей. Нефть пласта недонасыщена газом, давление насыщения (среднее 9,9 мПа) намного ниже пластового (среднее 25,8 мПа). Плотность нефти 0,857 г/см3 .

Детальный сопоставительный анализ геологической модели пласта БС11, принятой при подсчете запасов Пограничного месторождения в 2002 году с фактическими результатами, полученными в процессе разработки месторождения, позволили сделать предположение о некорректных значениях коэффициента начальной нефтенасыщенности.

2.2 Продуктивные пласты

Согласно анализу фактических параметров разработки Пограничного месторождения при равном количестве эксплуатационных скважин, пробуренных в ЧНЗ - 419 и ВНЗ - 417, при одинаковой обводненности, соответственно, 92% и 91,9%, накопленная добыча нефти водонефтяной зоны (14592,7 тыс. т) в 2,7 раз меньше, чем в нефтяной (39370 тыс. т). При этом отбор нефти на скважину ВНЗ составил в среднем 35 тыс. т (входная обводненность 70 -80%). Отбор нефти на скважину, пробуренную в ЧНЗ, 94 тыс. т, хотя принятые значения коэффициента нефтенасыщенности имеют близкие значения для ЧНЗ - 0,69, для ВНЗ - 0,62. Значительное количество скважин, пробуренных в ВНЗ, характеризуются резкой динамикой обводнения, незначительной (до10 тыс. т) накопленной добычей при текущей обводненности в=99%.

Первый подсчет запасов, утвержденный в 1985 году, был проведен по 17 поисково-разведочным скважинам. Хотя петрофизических исследований керна Пограничного месторождения было достаточно для их представления (249 определений Кпр, 510 определений Кп, 48 определений остаточной нефтенасыщенности и 247 определений остаточной водонасыщенности по керну разведочных скважин), при выделении коллекторов и оценки граничных значений коэффициентов пористости и проницаемости были использованы петрофизические исследования керна по пластам группы БС Суторминского и Холмогорского месторождений.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта БС11 определялся с привлечением результатов измерения удельного сопротивления на керне аналогичного пласта БС11 Холмогорского месторождения. Минерализация законтурных вод по пласту БС11 на Холмогорском месторождении составляет 20 г/л, а на Пограничном - 23 г/л. Следовательно, использование за аналогию данной по Холмогорскому месторождению приводит к систематическим погрешностям при определении Кн. Коэффициент нефтенасыщенности для пласта БС11 Пограничного месторождения при подсчёте запасов составил для ЧНЗ - 0,69, и ВНЗ - 0,63. При подсчёте запасов Холмогорского месторождения для пласта БС11 приняты значения Кн по ЧНЗ - 0,76, по ВНЗ - 0,72, на балансе ВГФ на 01.01.2002г. Кн для запасов по категории В - 0,7, по категории С1 - 0,58.

В 1989 г был проведён подсчёт запасов Пограничного месторождения на основе 620 пробуренных скважин. Несмотря на увеличение объёма данных, они не были привлечены при рассмотрении пласта БС11.

Выделение коллекторов осуществлялось на данных подсчёта запасов 1985 года, где как указывалось выше, применялись зависимости Суторминского месторождения по пластам БС7, БС9,БС10. Определение граничных значений параметра пс, пористости и проницаемости было проведено по накопленным кривым распределения, по мощности геофизических параметров пс и т.д. информативных при литологическом расчленении разреза и коллекторов.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

На месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пласта БС11 (24 скважины) и поверхностные пробы из пластов БС11, БС14, БС15 и ЮС1.

Пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками ВПП - 300. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья скважины. Исследования их проводились согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей.

Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании нефтей.

Свойства пластовых нефтей залежи БС11 исследованы методом однократного разгазирования при пластовой температуре.

Пласт в достаточной степени охарактеризован свойствами пластовых нефтей. Изменения свойств нефтей в пределах залежи является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. Нефть пласта БС11 недонасыщена газом, давление насыщения его намного ниже пластового давления и изменяется в диапазоне 8 - 11 МПа при пластовом 23 - 26 МПа. Плотность пластовой нефти изменяется по площади незначительно- 700 - 800 кг/м3. Залежи свойственна типичная для большинства залежей Западной Сибири закономерность изменения свойств пластовых нефтей.Так4, давление насыщения, газосодержание, усадка нефти уменьшается от сводовых частей к зонам ВНК, соответственно плотность и вязкость увеличиваются.

Содержание метана в пластовой нефти в среднем по пласту составляет 22,4%. Суммарное количество углеводородов С2Н6 - С5Н12 - 17,95%. Характерно n-бутана и пентана над изомерами.

Количество легких углеводородов СН4 - С5Н12, растворенный в разгазированной нефти при дифференциальном разгазировании составляет 16,11%.

Нефтяной газ высоко жирный. Отношение этана к пропану типичные для газов нефтяных залежей.

Разгазирование нефти пластов БС11, БС14, БС15 и ЮС1 - парафинистые (содержание парафина 2,3 - 3%), малосмолистые (количество смол 4,1 - 7,7%). Выход фракций составляет не менее 55%.

Нефти пластов БС14 и БС15 - сернистые; пластов БС15 и ЮС1 - малосернистые. Нефть пласта БС11 и ЮС1 - средней плотности, БС14 и БС11% - легкие пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу. Минерализация воды пласта БС11 колеблется от 16,1 г/л, пласта ЮС1 от 32,1 г/л до 36,8 г/л. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора и бикарбоната. Вода продуктивных горизонтов несовместима с пресными водами.

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке Пограничного месторождения

Пограничное месторождение введено в эксплуатацию в 1985 году.

Объект БС11 (БС11(осн) + БС11 - 0 + БС11 - 1) был разбурен быстрыми темпами по основной сетке скважин в течение трех лет (85-88 гг.). Уплотняющее бурение проведено в 1989-1993 годах.

С учетом геологических особенностей месторождения, в настоящее время сформированы различные системы разработки, в том числе трех и пятирядные с уплотнением, с элементами блочно-замкнутого заводнения.

Проектный фонд реализован полностью. Буровые работы не ведутся с 1995 г. Плотность сетки скважин составляет 14,5 га/скв.

Пласт БС11-0, выделенный в процессе разработки в кровельной части пласта БС11(осн) был проперфорирован в 65% скважин совместно с основным, в 35% скважин - не перфорирован и в разработку не вовлекался.

Пласт БС11-1 в 15% скважин перфорировался совместно с БС11(осн), в ЧНЗ. В остальных скважинах перфорацией не вскрывался, так как был представлен водонасыщенными пропластками.

В технологическом документе фонд скважин размещен в границах четырехметровой нефтенасыщенной толщины.

Показатели работы скважин, расположенных в ВНЗ, свидетельствуют о низкой эффективности бурения в данных зонах. Скважины вступали в работу с высоким процентом воды, накопленные отборы по скважинам ВНЗ в два с половиной раза ниже, чем в ЧНЗ.

Как показал проведенный анализ, обоснование данной границы проведено недостаточно корректно. Число проектных к бурению скважин могло быть на сто единиц меньше (по экспертной оценке), или предложено бурение горизонтальных скважин, либо другая технология их строительства.

С начала разработки на месторождении отобрано 63% извлекаемых запасов, текущий КИН составляет 0,31 от запасов, подтверждённых в ГКЗ, при обводнённости продукции 92%.

Наблюдается несоответствие обводнённости продукции и отбора от извлекаемых запасов.

На 4 год, с начала разработки на месторождении был достигнут мах уровень добычи нефти, затем началось снижение добычи, 2 года оно составляло 16%, а в дальнейшем падение было на уровне 30 - 28% в год.

Текущая динамика отборов жидкости на месторождении характеризуется быстрыми темпами падения добычи нефти, быстрым ростом обводненности продукции, обвальным выбытием из работы действующего фонда скважин, т.е. признаками не характерными для поздней стадии разработки, в которой находится Пограничное месторождение. Это связано с нарушением технологии разработки месторождения при организации системы заводнения. Имеются все необходимые предпосылки для стабилизации добычи нефти.

Закачка на месторождении начата, практически, с начала разработки. Через пять лет, снизившейся начальный период пластового давления было восстановлено до первоначального. Последние девять лет месторождение эксплуатируется при пластовом давление на 18 - 21 атм. выше первоначального.

В настоящее время вся площадь месторождения разрабатывается в режиме техногенной водонефтяной зоны.

Вблизи ВНК гидрофильность и неоднородность коллекторов по проницаемости приводит к образованию обширных переходных зон, в пределах которых подвижным видом является нефть и вода, в результате чего снижается фазовая проницаемость. При организации заводнения в пропластках с пониженным нефтенасыщением фазовая проницаемость по нефти снижается и увеличивается по воде. Все это ведет к росту обводненности, что мы и наблюдаем по факту.

Фонд действующих скважин на месторождении обводненных до критического значения, за последние четыре года разработки, увеличился больше чем в два раза.

Отбираемая жидкость, с большим процентом воды - результат нарушения технологического процесса добычи нефти, а именно результат длительной перекомпенсации и превышение текущего пластового давления над начальным в зоне отбора.

Текущее состояние дел в области ППД остается крайне не удовлетворительно, несмотря на принимаемые в последнее время меры по ограничению объемов закачиваемой воды, отключению нагнетательных скважин и т.д. Высокая накопленная перекомпенсация на месторождении потребует длительного времени для приведения энергетического состояния залежи к удовлетворительному.

Фактические показатели разработки ниже проектных, что связано с завышенными балансовыми запасами месторождения, ростом бездействующего эксплуатационного фонда, нарушением технологии организации системы заводнения, значительной перекомпенсацией, добычи жидкости ниже проектной величины.

В целом, состояние разработки месторождения оценивается как неудовлетворительное, однако, проводимый в период 1998 - 2002гг. работы по увеличению отбора жидкости, ограничению объемов закачки, увеличению действующего фонда скважин являются положительным фактом, направленным на стабилизацию добычи нефти на месторождении.

3.2 Текущее состояние разработки Пограничного месторождения

В процессе разработки объекта БС11, в его кровельной части был выделен пласт БС11-0. На большей части площади месторождения он отделен от основной залежи выдержанным глинистым прослоем толщиной от 0,8 до 5 м, на 15% площади он заглинизован и на 25% площади раздел отсутствует (сливается с основной залежью). Наибольшее развитие пласта БС11-0 получил в северной и восточной части месторождения. В 65% скважин, вскрывших данный пласт, он был перфорирован совместно с БС11(осн), в 35% скважин пласт БС11-0 не был проперфорирован.

Пласт БС11-1 в отдельный объект разработки не выделялся и раздельно не эксплуатировался. В 15% скважин данный пласт проперфорирован совместно с пластом БС11(осн). В большинстве скважин пласт БС11-1 в подошве имеет водонасыщенные прослои и его присоединение к залежи БС11(осн) по разрезу фактически резко увеличивает площадь водонефтяной зоны, поэтому перфорацией он не вскрывался.

С 1990 по 2002 годы на месторождении проведено уплотняющее бурение между первыми и стягивающими рядами и в зоне стягивания. Накопленная добыча нефти на уплотняющую скважину составила 62 тыс.т., на скважину основного фонда - 87 тыс.т.

Уплотнение проведено по VII, VI, V, IV блокам , а в III блоке интенсивно уплотнено только две третьи блока, в ВНЗ с юго-востока бурение уплотняющих скважин было остановлено.

Уплотнение нужно было провести в водонефтяной зоне, а фактические показатели работы скважин, расположенных в ВНЗ III блока отличаются невысокими технологическими показателями. Накопленная добыча по скважинам 1167, 1168, 419, 420 и т.д. не превысила 15 тыс.т. на скважину. Данные скважины вступали в работу с дебитами по нефти на уровне 15-20 т/сут., затем наблюдалось быстрое обводнение до 80-90% и снижение дебитов до 5-10 т/сут.

На диаграмме видно, что добыча нефти в ЧНЗ до 1996 года в 2-3 раза превышала добычу нефти в ВНЗ. Дебит по нефти скважин в ВНЗ с 1993года по 2002 год уменьшался с 25 до 5 т/сут., в то время как по ЧНЗ - с 66 т/сут. до 5т/сут.

В целом по ВНЗ накопленная добыча нефти составила - 14592,732 тыс.т., по ЧНЗ - 39370,071 тыс.т.

Дублеров на месторождении было, пробурено только пять.

Рис. 1

Средние показатели накопленной добычи на скважину свидетельствуют о высокой эффективности пробуренных скважин, как основного, так и уплотняющего фонда скважин.

В ТЭО КИН Пограничного месторождения, выполненного СибНИИНП в 2002 году, произведено обоснование предельных нефтенасыщенных толщин для размещения скважин. Предельной толщиной для размещения скважин в ВНЗ объекта БС11 является 4 м, в ЧНЗ не рассчитывалась, т.к. толщины в этой зоне выше 4 м.

Для оценки правильности выбора рассмотрены фактические показатели работы скважин, расположенных в различных границах нефтенасыщенных толщин.

Результат проведенного анализа по скважинам, обводненным до 99%, представлен на рисунке:

Рис. 2

Как показывают фактические результаты эксплуатации скважин, расположенных в границах от 4 до 8 м нефтенасыщенных толщин, средняя накопленная добыча на одну скважину не достигает 10 тыс. т. В пределах от 8 м и менее пробурено 113 скважин, из которых 105 расположены в ВНЗ и только 10 из них имеет накопленную добычу нефти свыше 25 тыс.т.

Данная картина подтверждает низкую эффективность бурения в пределах четырехметровой толщины.

С начала разработки на 01.01.2002 год на месторождении отобрано 53963 тыс.т. нефти. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет 31%, отбор от извлекаемых запасов составляет 63%, годовой темп отбора - 1,27% при обводненности 92%.

Основной объект разработки-пласт БС11(осн). Незначительные отборы в прошлые годы осуществлялись из пласта ЮС1 (добыча нефти с начала разработки - 0,513 тыс.т.). В 1998 году добыча нефти на месторождении составила 670 тыс.т., (по сравнению с 1997 годом Qн=875 тыс.т.) падение составило 23,4%.

Добыча жидкости - 8484 тыс.т., обводнённость - 92%, средний дебит по нефти - 6,14 т/сут., по жидкости - 77,73 т/сут., при действующем фонде 275 скважин.

Необходимо отметить, что с 1990 года дебит жидкости поддерживался за счет значительного увеличения пластового давления (текущее средневзвешенное пластовое давление выше первоначального на 23 атм.), т.е. при повышенных депрессиях. Это привело к увеличению доли воды в потоке и добыча нефти характеризовалась не лучшими показателями. Отбираемая жидкость и дебит как показывают фактические результаты эксплуатации скважин, расположенных в границах от 4 до 8 метров нефтенасыщенных толщин, среднее накопленная добыча на одну скважину не достигает 10 тыс.т. В пределах от 8м и менее пробурены 113 скважин, из которых 105 расположены в ВНЗ и только 10 из них имеют накопленную добычу нефти свыше 25 тыс.т.

Рис. 3

По графику видно, что в период 1990-2002 гг. наблюдается уменьшение действующего фонда скважин, а дебит по жидкости, практически, остался неизменным. Величина дебита по жидкости оставалась неизменной за счет значительной перекомпенсации отборов закачкой.

Перевод скважин на блочно-замкнутую систему осуществляется с 1995 г. начиная с северной части месторождения. Часть высокообводненных скважин первых рядов (24 скважины) уже переведены под нагнетание, что позволило изменить направление фильтрационных потоков, вовлечь в разработку ранее недренируемые запасы. Данное мероприятие необходимо делать параллельно с применением методов увеличения нефтеотдачи и методов ограничения водопритока (направленная изоляция высокопроницаемых, промытых интервалов пласта).

Последние девять лет месторождение эксплуатируется при пластовом давлении на 18-21 атм. выше первоначального. В период 1990-1995 гг. никаких кардинальных мер по урегулированию энергетического состояния залежи не предпринималось.

В таблице представлена динамика изменения давления по годам.

На 01.01.2002 г. средневзвешенное пластовое давление составляло 277 атм.(+19 атм.), в зоне отбора - 266 атм.(+8 атм.).

Как видно, по каждому блоку пластовое давление в зоне отбора превышает начальное на 10-15 атм.

Таблица 1 - Динамика пластовых давлений по Пограничному месторождению

годы	Пластовое давление, кгс/см2	Компенсация отборов закачкой,
	Средневзвешенное по объекту	в зоне отбора	в зоне нагнетания	годовая	с начала разработки
1988	25,8	25,8	25,8	0	0
1989	25	25,6	27,8	119,3	100,2
1990	24,4	24,8	27	117,7	106,1
1991	24,6	25,1	27,2	110,6	104,7
1992	24,7	25,5	27,6	112,2	105,2
1993	25,7	26,5	28,4	118,4	107,3
1994	26	26,8	28,8	112,6	107,4
1995	26,3	27,1	29,6	113,4	107,6
1996	26,1	26,9	29	108,1	107,3
1997	26,9	27,4	29,3	114,5	107,8
1998	26,95	27,6	29,6	112	108
1999	27	27,7	29,6	125,4	109,1
2000	26.7	27,6	29,6	125,4	110,1
2001	26.6	27,5	29,3	113	110,2
2002	26,9	27,9	29,4	96,5	109,5
001.01.02	27,3	28,1	29,4

Уменьшение действующего фонда добывающих скважин (90 штук) в 2002 г. еще более усугубило ситуацию в области энергетического состояния залежи пласта БС11.

Сложившаяся в течение длительного времени неблагоприятная обстановка в области энергетического состояния залежи не могла не повлиять на результаты разработки месторождения. Высокие темпы обводнения, выбытие из эксплуатации скважин, высокие проценты падения добычи нефти, блокировка нефти в застойных зонах - результат длительной перекомпенсации.

геологический скважина горный

Рис. 4

Однако, снижение накопленной перекомпенсации - это длительный процесс, несмотря на ограничение закачки в последнее время, величина пластового давления изменяется незначительно. В подтверждение вышесказанному может служить пример с полной остановкой закачки на северном участке пласта БС11.

Необходимо не только ограничивать закачку, но и увеличивать отбор в зоне стягивания, выводить из бездействия и консервации скважины зон стягивания, что и рекомендуется в мероприятиях («Программа ГТМ»).

3.3 Контроль за разработкой Пограничного месторождения

Основной объект разработки пласт БС11 (осн) полностью разбурен, сформирована 5-ти рядная система разработки. Буровые работы с 1995 г. не ведутся. Пробуренный фонд скважин на 01.01.2002 г. составил 847 из 939 проектного фонда, остальные скважины резервные. Таким образом, месторождение полностью разбурено.

Добыча жидкости - 8484 тыс.т, обводненность - 92%, средний дебит по нефти - 6,14 т/сут, по жидкости - 77,73 т/сут, при действующем фонде 275 скважин.

Необходимо отметить, что с 1990 г. дебит жидкости поддерживался за счет значительного увеличения пластового давления (текущее средневзвешенное пластовое давление выше первоначального на 23 атм.), т.е. - при повышенных депрессиях. Это привело к увеличению доли воды в потоке и добыча нефти характеризовалась не лучшими показателями. Отбираемая жидкость и дебит по жидкости не природного резервуара, а результат технологического процесса добычи.

На 01.01.2002 г. по Пограничному месторождению фонд добывающих скважин составил 418 шт., в том числе действующих - 275 скважин, бездействующих -143 (34,2% эксплуатационного фонда).

В стягивающих рядах действующих скважин 39%, 24% - бездействует. По результатам раннее проведенных исследований, ввод этих скважин в эксплуатацию не приводит к увеличению обводненности продукции.

В таблице показано распределение данного фонда с учетом обводненности.

Таблица 2 - Количество скважин эксплуатирующихся/бездействующих

в первых рядах	в стягивающих рядах
fB>90%	fв<90%	fB>90%	fB<90%
22/182	12/5	184/133	56/11

Как показывает проведенный анализ, в настоящее время, 74% фонда эксплуатируется с обводненностью более 90%. В зонах стягивания эксплуатируются 67 скважин с обводненностью менее 90%. Фонд действующих скважин в зоне стягивания составляет 84. В целом по месторождению накопленная добыча на 1 скв. составила:

- В 1-х рядах-60,713 тыс.т;

- В стягивающих рядах-119,141 тыс.т. Практически все скважины механизированы ЭЦН. Анализируя только бездействующий фонд скважин (без скважин, находящихся в консервации) на месторождении на 01.01.2002г., можно заключить, что 37% бездействующих скважин расположены в первых рядах, 35% - во вторых рядах и немного меньше - 29% в стягивающих рядах. Из остановленных в стягивающем ряду в 13 скважинах слабый приток, скважины № 136, 330 - предельно обводнены, № 231 остановлена по мероприятию, 5 скважин - прочие причины, остальные аварийные.

Причины бездействия добывающего фонда: 17 скважин - аварийные, 105 - обводнены, 3 - слабый приток, 18 - прочие причины. Как видно, 75% скважин в бездействии по причине высокого обводнения.

Ниже, в таблице приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 01.01.2002 г., из которой видно, что малодебитного (qж<10 т/сут) фонда на месторождении практически нет, он остановлен.

Таблица 3 - Распределение фонда скважин по дебитам жидкости на 01.01.2002 г.

Диапазон дебитов, т/сут	Способ эксплуатации	Интервал обводнённости, %	Итого
		0-10	10-50	50-80	80-90	90-98	98-100
0,0-10,0	Фонтан	0	0	0	0	0	0	0
	ЭЦН	0	0	0	0	1	0	1
	ШГН	0	0	0	0	0	0	0
	Газлифт	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0
	Всего	0	0	0	0	1	0	1
10,0-25,0	Фонтан	0	0	0	0	0	0	0
	ЭЦН	0	1	2	1	0	2	6
	ШГН	0	0	0	0	0	0	0
	Газлифт	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0
	Всего	0	1	2	1	0	2	6
25,0-50,0	Фонтан	0	0	0	0	0	1	1
	ЭЦН	0	2	10	8	19	7	46
	ШГН	0	0	0	0	0	0	0
	Газлифт	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0
	Всего	0	2	10	8	19	7	46
>50,0	Фонтан	0	0	0	0	0	1	1
	ЭЦН	0	0	18	28	134	38	218
	ШГН	0	0	0	0	0	0	0
	Газлифт	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0
	Всего	0	2	18	28	134	39	221
Итого	Фонтан	0	0	0	0	0	2	2
	ЭЦН	0	0	30	37	154	46	267
	ШГН	0	0	0	0	0	0	0
	Газлифт	0	0	0	0	0	0	0
	Прочие	0	0	0	0	0	0	0
	Всего	0	5	30	37	154	48	274

Больше половины скважин (74,6%) работает с дебитами жидкости выше 50 т/сут. Практически все скважины сильно обводнены, 75% скважин имеют обводненность более 90%.

Как видно процентное соотношение действующих скважин по величине дебита жидкости в 2002г., практически, не изменилось в сравнении с 1994 г.

Просто произошло перераспределение доли нефти и воды в потоке отбираемой жидкости.

Коэффициент продуктивности с увеличением обводненности не уменьшался.

В целом, величина коэффициента продуктивности изменяется от 0,5 до 8,1 мЗ/сут*МПа.

Действующих скважин с дебитами по нефти до 10 т/сут стало в два раза больше, чем в 1994 г., а скважин с дебитом от 10 до 25 т/сут - наоборот, стало почти в два раза меньше.

Рис. 5

Рис. 6

Рис. 7

В 1998 г. 70% действующего фонда скважин работало с обводненностью 90-98%, в то время, как в 1994 г. таких скважин было всего лишь 30%, а у 40% действующих скважин обводненность не превышала 80%.

Таким образом, за четыре последних года разработки месторождения фонд действующих скважин, обводненных до критического значения увеличился больше чем в два раза.

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину.

Начало скважины называется устьем, ее конец -- забоем. Все полое пространство скважины, от ее устья до забоя, называется стволом.

Основное назначение скважины -- извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность, т. е. скважина является каналом, соединяющим нефтяной, газовый или водяной пласт с поверхностью земли.

Весь фонд нефтяных, газовых и водяных скважин, предназначенных для добычи нефти, газа или воды, называется эксплуатационным фондом.

Кроме эксплуатационных нефтяных, газовых или водяных скважин имеются еще вспомогательные скважины: нагнетательные, контрольные и др.

Нагнетательные скважины служат для закачки в продуктивные пласты воды или воздуха (газа) со специальными целями.

Контрольные скважины предназначены для наблюдения за ходом разработки нефтяной или газовой залежи при помощи различных приборов, спускаемых в эти скважины.

Независимо от своего назначения каждая скважина за все время ее эксплуатации или использования должна иметь устойчивые стенки и надежное разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважиной толще пород. Для этого по окончании бурения всего ствола или же после завершения проходки определенного интервала пород в скважину спускают обсадную колонну, которая собирается из стальных высокопрочных труб на резьбовых соединениях. Обсадная колонна закрепляется в скважине путем заливки цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и трубами.

В зависимости от геологических условий, состояния техники и технологии бурения, глубины скважины, ее назначения скважину можно крепить одной или несколькими колоннами с различной высотой подъема цементного раствора за каждой колонной.

Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, заполненные цементным кольцом, называется конструкцией скважины.

При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна, спускаемая до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной.

Через эту колонну производится эксплуатация скважины, ее размеры определяют габариты подземного эксплуатационного оборудования.

Для эксплуатационных колонн в большинстве случаев применяются обсадные трубы с наружным диаметром от 146 до 168 мм, с толщиной стенок от 7,5 до 12 мм. В качестве опоры для эксплуатационной колонны также используют кондуктор, который цементируют до устья.

Рис. 8

Когда обсадные трубы спущены и зацементированы с подъемом цементного раствора до нужной высоты, для перекрытия всех верхних нефтяных, газовых и водяных пластов против продуктивной части пласта при помощи пулевых или кумулятивных перфораторов простреливают отверстия. Эта, операция называется перфорацией.

4.2 Устьевое надземное и подземное оборудование

В зависимости от назначения скважины, ожидаемого пластового давления, способа эксплуатации и геологических условий устье скважины может быть оборудовано различными способами.

Наиболее простая конструкция устья скважины изображена на рисунке. Здесь эксплуатационная колонна 6 нижним торцом верхней муфты 2 опирается на хомуты 3, которые лежат на верхнем срезе кондуктора 5. Верхняя муфта или навинчивается на колонну, или приваривается к ней электросваркой. На муфту навинчивают колонный патрубок 1 с фланцем.

Для герметизации кольцевого пространства между кондуктором и эксплуатационной колонной на колонну в несколько рядов навинчивают пеньковый канат 8, поверх которого заливают цементный раствор 7.

Рис. 9

В зависимости от характеристики вскрываемых пластов применяют различные колонные головки. Колонная головка, представленная на рисунке, предназначена для обвязки устья одноколонной скважины. Колонная головка состоит из фланца 4, навинченного на кондуктор 6, и пьедестала 1, который верхней частью навинчен на эксплуатационную колонну 7. При обвязке устья скважины высоту Н регулируют по месту с таким расчетом, чтобы верхний фланец пьедестала был на 200--300 мм ниже пола эксплуатационной вышки, что облегчит наблюдение за арматурой и контрольно-измерительными приборами, за проведением профилактических работ при эксплуатации скважин, а также выполнением работ при подземном ремонте скважин.

В нижнем фланце пьедестала имеется отверстие, в которое ввинчен 25-мм ниппель 2 с вентилем 3. На верхнем фланце пьедестала монтируют устьевую арматуру той или другой конструкции в зависимости от способа эксплуатации данной скважины.

Рис. 10

Герметизация фланцевых соединений колонной головки достигается за счет уплотнительных металлических колец 5 овального сечения, помещаемых в канавки на фланцах.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (насос, электродвигатель, протектор); колонны подъемных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; кабельного барабана с направляющим роликом; станции управления и автотрансформатора.

Насосный агрегат в собранном виде спускают в скважину на подъемных трубах. Все узлы агрегата (насос, электродвигатель, протектор) имеют самостоятельные валы на подшипниках. Валы соединяются друг с другом шлицевыми муфтами. Кроме того, корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой фланцами.

В погружном электроцентробежном агрегате электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Ток для питания электродвигателя подводится по специальному бронированному круглому трехжильному кабелю, который опускают вместе с колонной насосных труб и прикрепляют к ним тонкими железными поясами. На участке немного выше насоса и на самом агрегате кабель имеет плоское сечение, что уменьшает габариты агрегата. Плоский кабель крепят к насосу и протектору также поясами.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевого оборудования, ролика, подвешиваемого к вышке, барабана со стойками для кабеля, автоматической станции управления и автотрансформатора. Ролик предохраняет кабель от перегибов при спускоподъемных операциях. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю. Для защиты от пыли и снега автотрансформатор устанавливают в будке. При помощи станции управления осуществляют ручное управление автоматом и кнопками, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту и защиту от перегрузки, отключение агрегата при коротких замыканиях. Барабан служит для транспортировки кабеля, для облегчения разматывания и сматывания его при спуске и подъеме агрегата из скважины.

Оборудование устья скважины при эксплуатации погружным центробежным электронасосом состоит из тройника и задвижки, установленной на выкидной линии.

Насосные трубы подвешивают на фланце обсадной колонны при помощи специальной планшайбы.

Крестовина или тройник устьевой арматуры на нижнем конце имеет трубную резьбу, а на остальных фланцы для присоединения задвижек. Верхняя буферная задвижка монтируется в тех случаях, когда необходимо производить очистку труб от парафина. Боковые задвижки, предназначенные для направления газонефтяного потока, обвязываются так же, как и на фонтанных скважинах .

Для отвода газа из затрубного пространства в верхнюю муфту обсадной колонны завинчивается колонный патрубок с боковым отводом и задвижкой, которая соединяется с одной из выкидных линий катушкой. Эту задвижку открывают периодически или же оставляют постоянно открытой. В последнем случае в обвязке затрубной задвижки устанавливается обратный клапан, не допускающий перетока нефти из выкидной линии обратно в скважину.

Насосные трубы с агрегатом, прикрепленным к нижнему концу колонны этих труб, подвешивают на фланце обсадной колонны посредством специальной планшайбы.

Планшайба состоит из основной части, представляющей неполный круг, и дополнительной -- сегмента, крепящегося к первой двумя шпильками. Зазор между этими двумя частями уплотнен прокладкой. В середине разъема имеется отверстие для пропуска в скважину силового кабеля.

В колонне насосных труб над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Обратный клапан используется для залива насосных труб жидкостью перед пуском насоса, что облегчает пуск насоса и контроль за его работой после пуска. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Сливной клапан монтируют над обратным клапаном и пользуются им для спуска жидкости из насосных труб перед подъемом их из скважины

4.3 Осложнения при эксплуатации скважин

Наиболее эффективным мероприятием по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов, является искусственное поддержание пластовой энергии.

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

5. Специальная часть по Пограничному месторождению

Пограничное месторождение открыто в 1982 году поисковой скважиной №62.

В 1984 году институтом УкргипроНИИнефть составлена технологическая схема разработки пласта БС11 на запасы категории С1, находившихся на балансе ВГФ на 01.01.84 г. (по результатам бурения семи разведочных скважин). Этот проектный документ был утвержден Центральной комиссией по разработке (протокол №1076 от 05.06.84 г.) в качестве технологической схемы опытно-промышленной разработки.

В ноябре 1984 года СибНИИНП выполнен проект пробной эксплуатации Пограничного месторождения, в котором по результатам бурения 13 разведочных скважин и утвержденному варианту 2 выбраны скважины первоочередного участка.

Месторождение введено в промышленную эксплуатацию в марте 1985 года. Первый подсчет запасов нефти и растворенного газа был произведен Главтюменьгеологией в 1985 году по пластам БС11, БС11-1, БС14, БС15 и ЮС1, который был утвержден ГКЗ СССР (протокол №9768 от 17.07.85 г.). На базе утвержденных запасов категории С1 институтом УкргипроНИИнефть выполнена технологическая схема, которая утверждена Центральной комиссией по разработке МНП (протокол № 1204 от 25.06.86 г.) со следующими показателями:

- проектные максимальные уровни добычи нефти -5,1 млн.т;

- проектные максимальные уровни добычи жидкости - 15,4 млн.т;

- проектные максимальные уровни добычи ресурсов нефтяного газа - 219 млн.т;

- проектные максимальные уровни закачки - 19,8 млн.мЗ;

- выделение двух эксплуатационных объектов (БС11 и ЮС 1);

- применение на объекте БС11 блоковой трехрядной системы разработки с размещением скважин по сетке 500x500 м, общий фонд скважин - 810, в том числе добывающих - 483, нагнетательных - 180, контрольных - 7, водозаборных - 8, резервных -132;

- применение на объекте ЮС1 площадной девятиточечной системы разработки с размещением скважин по сетке 500x500 м, общий фонд скважин - 48, в том числе добывающих - 36, нагнетательных -10, водозаборных - 2, опытные работы начать на трех элементах площадной системы (24 -добывающих и 3 - нагнетательных скважины);

- механизированный способ эксплуатации скважин (УЭЦН, ШГН);

- давление на устье нагнетательных скважин 15 МПа (БС 11) и 17 МПа (ЮС1).

Мероприятия по разработке пластов БС14 и БС15 не рассматривались.

По результатам разбуривания в период 1985-1988 гг. уточнилось геологическое строение месторождения: на 7,4% сократилась площадь нефтеносности пласта БС11, балансовые запасы уменьшились на 5%; по пласту ЮС1 площадь категории запасов С1 сократилась на 56%; балансовые запасы сократились на 81,6 %, запасы категории С2 - на 100%.

В 1989 году месторождение вышло на максимальный уровень добычи нефти 8087 тыс. т, что выше утвержденного проектного уровня в полтора раза при меньшем фонде добывающих и нагнетательных скважин (фонд реализован на 80%). Дебиты по нефти в 1,6 раза, по жидкости в 1,1 раза выше проектных. Единичные скважины были углублены до объекта ЮС1, в результате чего, значительно сократилась площадь нефтеносности.

Анализируя причины, проведенных ремонтов оборудования за 2002 год, можно отметить следующее: увеличилось количество ремонтов по причине слабого притока, это связано, во-первых, с солевыми отложениями в И.П., во-вторых, с сокращением объемов закачки, что привело к снижению пластового давления. По мероприятиям отдела разработки планируется дальнейшее снижение объемов закачки, что соответственно приведет к дальнейшему падению пластового давления, из чего следует предположить, что количество отказов в 2003 году по причине слабого притока увеличится.

Следует обратить внимание на резкое увеличение числа ремонтов по причине износа рабочих органов насоса. Увеличение числа ремонтов по этой причине стало в связи с длительным сроком эксплуатации нефтепромысла, вследствие чего ухудшается состояние призабойной зоны (ПЗ) скважин. У ряда скважин наблюдается вынос пластового песка из И.П.. В 2002 году по результатам расследования было выявлено 11 скважин, а так же по причине высокой обводненности происходит преждевременный износ рабочих органов ЭЦН. Отсюда, можно сделать вывод, что для уменьшения количества ремонтов и увеличения наработки погружного оборудования следует проводить мероприятия направленные на уменьшение количества ремонтов по причине износа рабочих органов, солевых отложений, как на рабочих органах, так и в интервале перфорации, и с причиной слабого притока. Для Пограничного месторождения рекомендуется проводить промывки и солянокислотные обработки (СКО), ДСКВ.

Выбор оборудования и технологии очистки пробок обусловлен типом пробки, местом ее расположения, состоянием эксплуатационной колонны (степенью ее герметичности и износа), Пластовым давлением.

Технологию очистки пробок выбирают таким образом, чтобы, с одной стороны, ее удалить, а с другой -- свести к минимуму ухудшение гидродинамических свойств пласта, например, в результате попадания в него технологических жидкостей, используемых для промывки.

Образующиеся в процессе эксплуатации скважины песчаные пробки бывают забойными, образующимися на забое скважины, и патронными, располагающимися в средней и верхней части колонны. Пробки бывают рыхлыми и плотными. В засоренные подъемные трубы или эксплутационную колонну спускают колонну промывочных труб и специальными промывочными насосами создают циркуляцию жидкости для размывания пробки и выноса составляющих ее материалов на поверхность.

Необходимо иметь в виду, что при образовании песчаной пробки в случае полного прекращения подачи пластовой жидкости давление в нижней части колонны увеличивается и в процессе удаления пробки может произойти выброс части пробки, нефти, а иногда и оборудования, спущенного в скважину. Поэтому при удалении пробки следует строго выполнять правила техники безопасности.

Для реализации этого способа в скважину опускают колонну промывочных труб, а у устья скважины размещают насосы, резервуары с промывочной жидкостью и другое оборудование, необходимое для промывки по одному из следующих способов: прямой, обратной, комбинированной или непрерывной.

Расположение оборудования у устья скважины, эксплуатирующейся, например, штанговым скважинным насосом, может быть следующим (рис. 11): подъемник устанавливают, как обычно при спускоподъемных операциях,-- по одной оси с мостками, а промывочный агрегат -- напротив станка-качалки, не более чем в 10м от устья скважины так, чтобы его кабина не была обращена к устью. Позади агрегата может быть расположена емкость для промывочной жидкости или автоцистерна.

Рис. 11

Промывочная жидкость, поступающая из скважины, может непосредственно направляться в промысловую канализацию либо в специальную емкость, располагаемую рядом с устьем.

Промывочную жидкость выбирают исходя из индивидуальных особенностей скважины: безводные нефтяные скважины целесообразно промывать только чистой нефтью, поскольку применение воды приводит к осложнениям при последующей эксплуатации; скважины с повышенным пластовым давлением промывают раствором или соленой водой, плотность которых исключает выбросы или фонтанирование. В процессе промывки скважин необходимо следить за удельным весом промывочной жидкости и в случае его уменьшения, например аэрации -- сменить жидкость. Скважины, не склонные к выбросам или фонтанированию, промывают технической или пластовой водой. Скважины с низким пластовым давлением, склонные к поглощению, целесообразно промывать аэрированной жидкостью.

В качестве промывочных труб используют насосно-компрессорные трубы, тип и диаметр которых выбирают в зависимости от конструкции скважины. Если промывочные трубы спускают ниже башмака первого ряда труб, то целесообразно использовать муфты с увеличенной фаской, что позволяет избежать ударов о башмак при подъеме колонны.

Для повышения эффективности процесса разрушения пробки на башмак промывочной колонны навинчивают наконечники, имеющие вид торцевой фрезы или накосо срезанного патрубка.

Прямую промывку осуществляют подачей промывочной жидкости к пробке через спущенную в скважину колонну промывочных труб. При этом материалы, составляющие размываемую пробку, выносятся на поверхность по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб.

Колонну труб привинчивают к вертлюгу, который, в свою очередь, подвешивают на крюк талевой системы. Вертлюг соединяют гибким шлангом со стояком, к которому от насоса подводится промывочная жидкость.

Прямая промывка наиболее эффективна при удалении крепких пробок. Ее недостатком является необходимость обеспечения значительного расхода промывочной жидкости, так как подъем жидкости происходит по кольцевому пространству, площадь поперечного сечения которого велика, а следовательно, скорость подъема жидкости незначительна. Для эффективного удаления песка необходимо, чтобы скорость подъема жидкости превышала скорость падения частиц песка в жидкости. Последовательность операций при прямой промывке следующая.

При подготовительных работах у устья скважины устанавливают агрегат подземного ремонта (или оснащают стационарную эксплуатационную вышку талевой системой), монтируют стояк, устанавливают промывочный агрегат, технологические емкости, оборудуют устье скважины головкой, соединяют трубопроводами все узлы и агрегаты.

После этого спускают колонну промывочных труб таким образом, чтобы насадка, установленная в их нижней части, находилась не выше 10 м от начала пробки. Далее соединяют колонну труб с вертлюгом и включают насос промывочного агрегата. После создания циркуляции промывочной жидкости, т. е. появления потока жидкости из трубопровода, соединенного с кольцевым пространством между эксплуатационной и колонной промывочных труб, начинают с помощью подъемника опускать в скважину колонну промывочных труб. Спуск проводят на минимальной скорости, следя за тем, чтобы колонна промывочных труб не встала на пробку, и одновременно следят за показаниями манометра, установленного на нагнетательной линии промывочного насоса.