Основные способы интенсификации притока в скважинах и технология ремонтных работ в море.

Исходя из анализа управляемых факторов, можно построить классификацию методов искусственного воздействия как на пласт в целом, так и на призабойную зону каждой конкретной скважины.

Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добычи и улучшения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации притока. Цель воздействия — восстановление и улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны, главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов. Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на химические, физические и тепловые. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважины определяется пластовыми условиями.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород по нефти.

Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты прони­кать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное рассто­яние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличи­вает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин.

Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кис­лот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способ­ность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Пенокислотная обработка скважин применяется для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность спосо­ба заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэри­рованный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) в соляной кислоте.

Термокислотная обработка — это комбинированный процесс: в первой фазе его осу­ществляется тепловая обработка забоя скважины, а во второй — кислотная обработка. При термокислотной обработке для нагрева раствора соляной кислоты используется теп­ло экзотермической реакции. Для этого применяют специальный забойный наконечник со стержневым магнием. Окончательная температура раствора после реакции 75 — 90°С.

Для осушки призабойной зоны и растворения АСПО применяются обработки призабойной зоны ацетоном и растворителем типа ШФЛУ (широкая фракция легких углево­дородов).

К физическим методам относятся;

-дополнительная перфорация и перестрел старых интервалов;

-акустическое воздействие;

-вибровоздействие.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегча­ет условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

Текущий ремонт скважины. Основа плана текущих ремонтов скважин - это плановые величины межремонтного периода работы скважинного оборудования, геолого-технические мероприятия по выполнению задач по добыче нефти.

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, а так же ликвидации скважин.

Весь комплекс работ по восстановлению работоспособности скважины принято называть капитальным и подземным ремонтом скважины; причем, если на суше эти работы выполняются специализированными бригадами, то в море – преимущественно буровым персоном, поскольку после завершения разбуривания намеченного фонда скважин, буровое оборудование зачастую остается на платформе до конца эксплуатации объекта в целом, т.к. процесс демонтажа в значительной мере тяжелого, изношенного оборудования с целью его замены на более легкое для ремонта скважин представляет большие сложности с неоправдываемыми финансовыми затратами.

Кроме того, ремонт скважин возможен и в процессе бурения, вследствие различного рода аварий: падения в скважину посторонних предметов, поломки или обрыва бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, “прихват инструмента” (т.е. когда колонна труб, спущенных в скважину, теряет подвижность) и т.п.

На платформе все виды ремонта скважин максимально механизированы, хотя доля тяжелого ручного труда неизбежна в силу целого ряда непредвиденных обстоятельств, а также сложности многооперационных процессов, не всегда выполняемых в строгой последовательности. И тем не менее комплекс технических средств, используемых при ремонтных работах, весьма велик по номенклатуре и функциональному назначению, отличаясь большим многообразием типоразмеров и характеристик. Необходимо отметить, что в силу конструктивного исполнения самой скважины, технологии бурения и различных комплектов оборудования, спускаемых в нее, наиболее трудоемкой частью ремонта являются спуско-подъемные операции, специфичные только в нефтегазовой отрасли. Выполняются они с помощью лебедок и талевой системы, установленных совместно с буровой вышкой, спайдеров, элеваторов со штропами, автоматов для свинчивания и развинчивания НКТ, а также цепных, шарнирных и штанговых ключей, используемых при работах вручную.

Кроме того, на платформе предусматривается комплект ловильного инструмента – для извлечения оборвавшихся труб, долот и т.п., в который входят труболовки, метчики, колокола, фрезеры различных конфигураций.

Работы по переводу скважин с одного эксплуатируемого объекта (пласта) на другой, залегающий выше или ниже пласта, разработка которого нецелесообразна по определенным причинам – возвратные работы – проводятся на многопластовых нефтегазовых месторождениях для более полного охвата разработкой всех залежей и более рационального использования фонда действующих скважин. Одна из главных причин возврата скважин на эксплуатацию другого пласта – истощение разрабатываемого пласта, когда суточный ее дебит достигает предела рентабельности.

Скважину консервируют таким образом, чтобы была обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и других работ. Нельзя консервировать скважины с межколонными пропусками газа; консервация такой скважины допускается только после ликвидации пропуска газа.

В ликвидируемых скважинах в определенном порядке устанавливаются цементные мосты и определенным образом оборудуется устье скважины. Скважины должны быть заполняются жидкостью (буровым раствором, водой) с плотностью, позволяющей создать на забое давление, превышающее на 15% пластовое (при отсутствии поглощения). При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания слабых нефтегазоводонасыщенных объектов устанавливают цементные мосты, высота каждого из которых должна быть равна толщине пласта плюс 20м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего продуктивного пласта цементный мост устанавливают на высоту не менее 50 м.