Затрубний простір
Останній спосіб вимагає особливої уваги пожежно-профілактичних працівників, оскільки пов'язаний з використанням нагрівальних установок поблизу свердловини. Мета теплової обробки - розплавлення відкладень парафіну, навіщо в свердловину закачують пару чи горючу нафту. Для отримання пари застосовують парову пересувну установку (ППУ), змонтовану на машині. Пара подається в затрубний простір і виходить через колону насосно-компресорних труб, прогріваючи їх. Розплавлений парафін уноситься потоком нафти поверхню. Аналогічно закачують у свердловину горючу нафту, яку розігрівають пором від ППУ у спеціальній ємності.
Для гідравлічного розриву пласта використовують насосні агрегати високого тиску типу ЧАН-700 та піскозмішувальні установки для змішування рідини з піском. Рідинами, що використовуються при розриві, можуть бути в'язка нафта, мазут, гас і дизельне паливо, загущені спеціальними добавками, водний розчин сульфат-спиртової барди (ССБ), соляна кислота та ін Гідравлічний розрив виробляють за допомогою насосних агрегатів, що підключаються до спеціальну голівку. Щоб запобігти обсадній колоні від дії високого тиску, над продуктивним пластом встановлюють пакер, що ізолює затрубний простір.
Якщо в процесі роботи свердловини виникає необхідність експлуатувати її через трубний або затрубний простір або тим і іншим способом одночасно, метанольний бачок з'єднують з трубами і затрубним простором. Пристосування для уловлювання метанолу при заповненні ним бачка є горизонтальним метанозбірником з труби діаметром 800 мм, довжиною 2000 мм, заварений з двох сторін. Метанозбірник встановлюється під метаноловим бачком на ніжках.
кального клапана тазатрубний простір свердловини з'єднується із вакуумним газопроводом. Наявність двох шпильок забезпечує збіг виступу планшайби зі штоком клапана. Описаний пристрій запроваджено на родовищах Азербайджану.
Інгібування свердловин для захисту від корозії НКТ здійснюється запровадженням (безперервним або періодичним) інгібітора в затрубний простір, а також закачуванням у пласт. У підземному обладнанні свердловини є клапанні пристрої. Інгібітор, введений у затрубний простір,
4.6.17. Перед закачуванням радіоактивних ізотопів у пласт або затрубний простір необхідно попередньо переконатися в її здійсненні шляхом закачування неактивованої рідини.
Після встановлення пакер підлягає випробуванню на герметичність, а затрубний простір над пакером свердловини заповнюється розчином інгібіторної рідини.
долив рідини в затрубний простір свердловини;
У всіх розвідувальних свердловинах і у разі розтину об'єкта з високим пластовим тиском до перфорації експлуатаційної колони всі колони обсадні повинні бути пов'язані між собою колонною головкою і спресовані. Колона головка повинна мати відводи із засувками для зниження надлишкового тиску в міжтрубному просторі та манометри, що показують тиск у затрубному просторі. Тип колонної головки повинен відповідати величині можливого тиску на гирлі свердловини. Гирло з'єднується з цементувальним агрегатом для глушення свердловини одночасною закачуванням розчину через труби і затрубний простір. Перед спуском перфоратора свердловина має бути залита рідиною для промивання до гирла.
Обв'язка насосного обладнання з гирлом свердловини повинна забезпечувати подачу рідини в труби та затрубний простір.
Кількість нафти, що закачується у свердловину, маєзабезпечувати підйом її на 40—50 м вище за місце прихвату. Після продавки нафти в затрубний простір свердловину дають спокій на 6—8 год, після чого починають розходжувати інструмент. Під час витримування інструменту у спокої превентер повинен бути закритий. При тепловій обробці привибійної зони в свердловину нагнітають перегріту водяну пару, що отримується від ППУ. Потім свердловину закривають на період, необхідний передачі тепла в глиб пласта. Зазначену операцію проводять під тиском. Якщо обсадна колона не розрахована на такий тиск, то свердловину спускають термостійкий пакер, який являє собою пристрій для перекриття стовбура свердловини на заданій глибині. Принцип дії різних видів пакерів є однаковим. Після спуску пакера до певної позначки за допомогою механічних зусиль розклинюють його. Він щільно закупорює колону, роз'єднуючи її верхню та нижню частини. При установці пакера засувка на стовбурі від затрубного простору має бути відкритою. Майданчик у напрямку відведення необхідно звільнити від людей та обладнання.
Для підвіски колони насосних труб та герметизації гирла свердловини на гирлі встановлюють спеціальне обладнання (рис. 11). На фланці / колонної головки встановлюють планшайбу 2, на якій підвішують колону насосних труб 3. Планшайба - товстостінний диск діаметром, що дорівнює діаметру колонного фланця. У диску є центральний отвір із різьбленням під діаметр насосних труб. Для відведення газу із затрубного простору в диску просвердлюють також бічне горизонтальне отвір, в яке загвинчують патрубок з вентилем. Зверху планшайби за допомогою муфти 4 кріпиться трійник 5, що служить для відведення нафти до нафтозбірної мережі. На трійнику встановлюють сальник 6 з полірованим штоком 7, що проходить всередині нього. У сальник закладаютьспеціальне набивання і ущільнюють кришкою, що нагвинчується 8. Полірований шток має гладку поверхню, що забезпечує щільну герметизацію в сальнику і запобігає витоку рідини. Для приводу в дію глибинного насоса біля гирла свердловини встановлюють верстат-качал
На деяких нафтових родовищах газ відбирається не тільки з фонтанних та компресорних свердловин, а й із свердловин, обладнаних штанговими насосами. При експлуатації таким способом газ відбирають при вакуумі із затрубного простору (затрубний вакуумний газ) і під тиском з трапу, який він надходить разом з нафтою. Вакуумний газ відбирається за допомогою розгалуженої вакуумної мережі та централізованої вакуумної компресорної станції або індивідуальними компресорами від групи підключених свердловин.
Якщо спочатку відкривати засувку, а потім замірний отвір, то у вакуумний колектор потрапляє газоповітряна суміш (повітря потрапляє при підйомі зі свердловини насосних труб, газ із затрубного простору – після закінчення поточного ремонту).
При транспортуванні шланги, що всмоктують, і секції викидної труби укладаються в передбачені для них на металоконструкції шасі гнізда, а пульт встановлюється і закріплюється на шасі. У робочому стані секції шлангів, що всмоктують, з'єднуються між собою відкидними болтами і приєднуються до всмоктуючого патрубка вентилятора і штуцера затрубного простору свердловини. Секції викидної труби з'єднуються між собою, піднімаються у вертикальне положення та кріпляться до конфузора на вентиляторі.
3.3.10. Гирло свердловини має бути обладнане арматурою з маніфольдом для випуску газу із затрубного простору у викидну лінію через зворотний клапан і розрядки затрубного простору, а також глушіння свердловини та проведення дослідницькихробіт.
3.5.2. Обв'язка гирла свердловини, що періодично фонтанує, повинна дозволяти випуск газу з затрубного простору у викидну лінію через зворотний клапан і зміну набивання сальника штока за наявності тиску в свердловині.
3.11.5.9. Відведення від затрубного простору має бути направлене у бік, вільний від техніки та обслуговуючого персоналу.
При закачуванні теплоносія (з установкою пакера) засувка на відводі від затрубного простору має бути відкритою.
Після затвердіння цементу противикидове обладнання демонтують і на гирлі свердловини встановлюють колонну головку, що забезпечує жорстке з'єднання гирла експлуатаційної колони з раніше спущеною, натяжку колони і герметизацію затрубного простору, а також можливість закачування між колонами рідини.
При розтині продуктивного пласта з використанням аерованої рідини для промивання необхідно вжити заходів безпеки. Для виключення викиду аерованої рідини з затрубного простору на робочий майданчик свердловини бурової гирло повинно бути обладнане герметизуючим пристроєм.