14. Назначение и классификация подземных (текущих) ремонтов скважин. Определение межремонтного периода (мрп).

Текущим (подземным) ремонтом скважины (ПРС) называется направленный на поддержание ее работоспособности комплекс работ по исправлению или замене скважинного и устьевого оборудования, по изменению режима ее эксплуатации, по очистке подъемной колонны от парафиносмолистых отложений, солей и песчаных пробок, по ликвидации негерме- тичности НК.Т. К ПРС относят также ремонт с помощью канат-ного метода и работы по консервации скважин.

Текущий ремонт скважин иногда подразделяют еще на планово-предупредительный (смена и профилактический осмотр насосов, клапанов и другого оборудования, ликвидация утецек в НКТ, удаление песчаных пробок, отложений парафина, солей), вынужденный ремонт (ликвидация обрывов штанг, порывов труб) и технологический (смена оборудования на другой типоразмер, перевод на другой способ эксплуатации).

Капитальный ремонт скважин (KPC)—это комплекс более сложных и длительных работ: а) воздействие на призабойную зону пласта с целью увеличения и восстановления продуктивности и приемистости скважин (см. гл. 5) и выравнивания профиля приемистости; б) ремонтно-изоляционные работы; в) ремонтно-исправительные работы; г) крепление слабосцементированных пород в призабойной зоне; д) ликвидация аварий; е) переход на другие горизонты, приобщение пластов, дополнительная перфорация; ж) зарезка второго ствола скважин; з) ремонт нагнетательных скважин; и) ремонт скважин, оборудованных для одновременно-раздельной эксплуатации.

Число проводимых ремонтов характеризуется межремонтным периодом, т. е. продолжительностью эксплуатации скважины (в сут) между предыдущим и следующим ремонтами.

Межремонтный период в основном определяется способом эксплуатации, на него также влияют глубина подъема жидкости и дебит, совершенство и качество изготовления оборудования, правильность установленного режима работы, проявление осложняющих факторов (песок, парафин, соли, коррозия,высокая вязкость жидкости и др.). качество выполнения предыдущего ремонта и т. д. Продолжительность ремонтов сокращается с увеличением сменности работы ремонтных бригад, с уменьшением времени различных простоев, вызванных не-удовлетворительной подготовкой и организацией работ, отсутствием необходимого оборудования и т. д. Выход из строя отдельных скважин носит случайный характер. Поэтому для определения числа ремонтных бригад и назначения первоочередности ремонта конкретных скважин при условии полной занятости работников, минимума времени ожидания прибытия бригады на скважину и потерь в добыче применяют методы ма-тематической статистики, теории надежности и теории массового обслуживания.

15. Особенности эксплуатации обводненных нефтяных скважин

Обводнение добывающих скважин – существенный фактор осложнения условий эксплуатации и бич всего процесса выработки запасов.

Существует большое количество причин обводнения скважин и выявления основной из них является первостепенным вопросом.

Классификация основных причин обводнения добывающих скважин:

• поступление воды по продуктивному горизонту:

- заколонные перетоки в интервале продуктивного пласта;

- прорыв простой или нагнетаемой воды;

- образование водяного конуса;

• поступление воды вследствие нарушения крепления скважин:

1) затрубная циркуляция вследствие нарушения:

- цементного камня;

- контакта обсадных труб с цементным камнем;

- контакта цементного камня со стенкой скважины;

2) нарушение герметичности эксплуатационной колонны:

- разрушение цементных мостов;

- коррозионное разрушение;

- прожог колонны;

Анализ разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой показывает, что образование конусов воды является нередко основной или единственной причиной обводнения скважин. При этом необходимо решать две важные задачи:

1. Определение рационального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта

2. Установление предельного безводного дебита скважины и соответствующей величины забойного давления.

Практика разработки месторождений с литологически однородными коллекторами и подошвенной водой показывает, что обводнение скважины наступает достаточно быстро и в безводный период из пласта можно извлечь лишь незначительную часть нефти. Вне зависимости от типа поступающей в добывающую скважину воды (подошвенная, контурная или закачиваемая в нефтенасыщенную часть пласта) соотношение воды и нефти в продукции скважины таково:

Где b_В, b_Н – объемные коэффициенты воды и нефти в пластовых условиях, откуда вытекает, что обводненность нефти в процессе разработки объекта зависит только от соотношения проницаемостей водонасыщенной h_B и нефтенасыщенной h_H толщин пласта, самого отношения этих толщин, отношения вязкостей и объемных коэффициентов воды и нефти. (это справедливо для однородных пластов). Внутренние неоднородности в литологически однородных пластах часто оказываются причиной изменения времени и характера обводнения скважин.

Резкое ступенчатое увеличение обводненности продукции может быть обусловлено образованием каналов в заколонном пространстве вследствие нарушения контакта цементного камня с породой или стенкой обсадной колонны, а также из-за нарушения самого цементного камня. Кроме этих причин, в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне формируются каналы низкого фильтрационного сопротивления (НФС) в процессе искусственного заводнения, особенно при высоких давлениях нагнетания воды.

Обводнение своей водой может происходить при подтягивании конуса воды к перфорационным отверстиям. Для борьбы надо уменьшить депрессию. Это можно получить, уменьшив дебит или повысив коэф.продуктивности, проницаемость. Конус оседает. Для ускорения оседания в пласт закачиваются гидрофобизаторы (гидрофобные ПАВ, образование конуса откладывается на 3-4 месяца).

Более радикальное решение - образование экрана,перекрывающего перфорационные отверстия от проникновения в них воды. Это может быть цемент, смолы, полимеры, гудрон, полиакриламиды (нетвердый экран с регулируемыми реалогическими свойствами)

Чем ниже поставить экран, тем меньше он будет служить преградой для воды.

При наличии неоднородных по проницаемости пропластков одного пласта вероятность прорыва воды выше. Борьба:

- в нагнетательных скважинах - закачкой гелей, эмульсий, после этого - воды.

- в добывающие скважины закачиваются растворы веществ, не реагирующих с нефтью, но реагирующих с водой. Этим изолируются высокопроницаемые пропластки, открывая возможность эксплуатировать остальные участки.

Более подробное описание методов борьбы

Классификация изоляционных работ и методов изоляции

В зависимости от цели все РИР можно подразделить на три вида:

-ликвидация негерметичности обсадных колонн и цементного кольца;

-отключение отдельных пластов;

-отключение отдельных обводненных (выработанных) интер­валов пласта, независимо от их местоположения по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачи­ваемая), а также регулирование профиля закачки воды в на­гнетательных скважинах.

. С тех­нологических позиций методы изоляции притока и регулирова­ния профиля приемистости воды целесообразно разделить по степени дисперсности изолирующих (тампонирующих) материа­лов на четыре группы с использованием:

1) фильтрующихся в поры пласта тампонирующих растворов;

3) суспензий тонко-дисперсных тампонирующих материалов;

3) суспензий грану­лированных (измельченных) тампонирующих материалов;

4) механических приспособлений и устройств.

В настоящее время предложено множество различных там­понирующих материалов. Механизмы создания тампонирующих барьеров основаны на известных физических явлениях и хими­ческих реакциях (взаимодействие реагентов между собой или с пластовыми флюидами, полимеризация, поликонденсация, диспергирование, плавление, кристаллизация, кольматация, гидрофобизация и др.). Тампонирующий барьер в результате может быть представлен гелем, эмульсией, пеной, дисперсным осадком или твёрдым телом, при этом он должен выдерживать создаваемые в пласте градиенты давления. Эти материалы можно создавать на основе различных смол (ТСД-9, ТС-10), растворов полимеров (гипан, ПАА, метас, тампакрил и т. д.), органических соединений (вязкая дегазированная нефть; углеводородные растворители, насыщенные мазутами, битумом, парафином; эмульсии нефти, нефтесернокислотные смеси и т. д.), кремнистых соединений (силикагели) и других неорга­нических веществ (силикат натрия, кальцинированная сода и т. д.), а также их сочетаний.

Дисперсной средой суспензий служат жидкости на водной или углеводородной основе, а также фильтрующиеся в поры тампонирующие материалы. В качестве дисперсной фазы (на­полнителей) предложено использовать частицы (порошок, гра­нулы, куски волокна, стружка) цемента, глины, парафина, высокоокисленных битумов, рубракса, скорлупы грецкого ореха, полиолефинов (полимеров), магния, древесных опилков, кожи, асбеста, гашеной извести, песка, гравия, утяжелителей бурового раствора, резины (резиновая крошка), а также ней­лоновые шарики и др.

К механическим приспособлениям и устройствам следует отнести пакеры-пробки, взрывные пакеры, неопреновые пат­рубки-летучки, хвостовики или дополнительные колонны мень­шего диаметра и др.

По механизму закупоривания пористой среды эти методы делятся еще на селективные и неселективные. Методы селек­тивной изоляции подразделяют еще на две группы методов, которые основаны на использовании:

1) селективных изолирую­щих реагентов, образующих закупоривающий поровое прост­ранство материал (осадок), растворимый в нефти и нераство­римый в воде;

2) изолирующих реагентов селективного дейст­вия, образующих закупоривающий поровое пространство материал только при смешении с пластовой водой и не обра­зующих—при смешении с пластовой нефтью.

Форсированные отборы.

Они проводятся при больших обводненностях пласта. Пласт неоднороден, при снижении давления в скважине волна снижения давления распространяется быстрее по высокопроницаемым пластам. А в низкопроницаемых давление остается высоким.

Технология проведения ФОЖ заключается в постоянном увеличении отборов пластовой жидкости, за счет чего создается перепад давления между пропластками с различной проницаемостью. В результате нефть из нефтенасыщенного (низкопроницаемого) пропластка вовлекается в гидродинамический поток и выносится к добывающей скважине.