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

Текущим ремонтом скважины назы­вается комплекс мероприятий, направленный на поддержание ее работоспособности, работы 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 негерметичности НКТ.

Текущий ремонт скважин подразделяют еще на пла­ново-предупредительный (смена и профилактический осмотр насосов, клапанов и другого оборудования, ликвидация утечек в НКТ, удаление песчаных пробок, отложений парафина, солей), вынужденный ремонт (ликвидация обрывов штанг, порывов труб).

Число проводимых ремонтов характеризуется межремонт­ным периодом, т. е. продолжительностью эксплуатации сква­жины (в сут) между предыдущим и следующим ремонтами. Анализ показал, что 80–85 % недобора нефти связано с про­ведением ремонтов скважин. С целью уменьшения потерь до­бычи нефти (закачки вытесняющего агента) по скважинам не­обходимо добиваться повышения межремонтного периода, со­кращения продолжительности ремонтов и соблюдения первооче­редности ремонта скважин с большим дебитом.

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 не­удовлетворительной 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 ма­тематической статистики, теории надежности и теории массо­вого обслуживания.

Особенности эксплуатации обводненных нефтяных скважин.

Обводнение добывающих скважин при водонапорном режиме – процесс естественный и закономерный, происходящий вследст­вие продвижения ВНК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную нефтью.

Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды в добы­вающие скважины. В основном пре­ждевременное обводнение может происходить в результате:а) образования «языков» закачиваемой воды по площади зо­нально неоднородной залежи (охват заводнением по площади);б) конусообразования подошвенной воды; в) опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам в не­однородном слоистом пласте (охват по толщине пласта); г) опережающего прорыва воды по высокопроницаемым трещи­нам; д) поступления воды из верхних, средних и нижних водо­носных пластов вследствие негерметичности колонны и цемент­ного кольца.

Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зо­нам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономи­ческим потерям, связанным с подъемом на поверхность, тран­спортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной.

Для борьбы с преждевременным обводнением пластов и сква­жин применяют первую группу методов регулирования про­цесса разработки. Уменьшения языков и конусов воды можно достичь оптимизацией технологических режимов работы скважин, а предотвращения опережающего движения воды по высокопроницаемому пласту многопласто­вого месторождения – применением методов одновременно-раз­дельной эксплуатации.

Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов пласто­вой воды при обводненности до 98 % и более. Поэтому осуществление изоляционных (ремонтно-изоля­ционных) работ (РИР) целесообразно только в случаях преж­девременного обводнения скважин. Основным назначением РИР следует считать обеспечение оптимальных условий выра­ботки пласта для достижения проектного коэффициента неф­теотдачи.

Четкое формулирование целей изоляционных работ, обос­нованный выбор метода и технологии его осуществления могут быть выполнены только при наличии ясных представлений о путях обводнения скважин. Для изучения путей поступления воды применяют промыслово-геофизические методы исследова­ния: в необсаженных скважинах – электрокаротажи; в обсажен­ных – методы закачки радиоактивных индикаторов (изотопов), термометрию, импульсный нейтронно-нейтронный каротаж (ИННК), закачку азота и др. Однако эти методы еще не всегда надежны. Поэтому вопрос о возможности изоляции притока воды зачастую приходится решать опытным путем, на основа­нии результатов самих изоляционных работ.

Различие геологофизических характеристик пластов (коллек­торские свойства, толщина) обусловливает разновременность их выработки (обводнения) и, следовательно, необходимость от­ключения каждого выработанного (обводненного) пласта с це­лью обеспечения нормальных условий выработки остальных.

Отключение отдельных пластов может быть достигнуто соз­данием в отключаемом пласте непроницаемой оторочки вокруг ствола скважины, установкой «летучек» – перекрытием интер­вала отключаемого пласта трубой меньшего диаметра с после­дующим цементированием или продольно-гофрированным пат­рубком, спуском пакера.

В случае неоднородного, слоистого строения пластов в пер­вую очередь вырабатываются, а следовательно, и обводняются наиболее проницаемые пропластки. Они же прежде всего должны поглощать закачиваемую жидкость, в том числе и изоляционную. Распределение потоков в нефте- и водонасыщен­ные интервалы определяется соотношениями проницаемостей пропластков и вязкостей нефти и воды, а также вязкостью изо­ляционного реагента. Поэтому различные реагенты с учетом этих и других условий показали себя по-разному на конкрет­ных месторождениях. Наиболее предпочтительны гидрогели (типа ВУС на основе ПАА и гипана, силиката натрия), твер­деющие во всем объеме составы типа ГТМ-3 или АКОР (смолка-этилсиликат), нефтесернокислотная смесь, кислый гуд­рон и др.