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.

16 Особенности эксплуатации нефтяных скважин с повышенным содержанием механических примесей в продукции.

Песок (частицы породы) выносится из пласта в ствол сква­жины в результате разрушения пород, обычно рыхлых, слабосцементированных, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или градиенте давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчи­вости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как след­ствие, к деформациям (смятиям) эксплуатационных колонн и не­редко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая сущест­венно снижает текущий дебит скважины. Также продукция со значительным содержанием механических примесей, попадая в глубинный насос, приводит к из­носу пары трения «цилиндр—плунжер», клапанов, а в ряде случа­ев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг.

Существующие методы борьбы с пробкообразованием можно разделить на три группы: 1) предотвращение поступле­ния песка в скважину; 2) вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах; 3) ликвидация песчаных пробок.

Избежать разрушения пород можно уменьшением дебита до определенного допускаемого уровня, при этом уменьшается ско­рость фильтрации, депрессии давления и, как следствие, на­пряжения в породе. Однако в условиях слабосцементированных пород эксплуатация скважин при таких режимах нередко ока­зывается экономически нерентабельной. Поэтому в основном применяют различные забойные фильтры или осуществляют крепление пород в призабойной зоне.

Крепление пород призабойной зоны означает связывание частиц между собой различными веществами – цементным рас­твором, раствором цементно-песчаной смеси, фенолформальде­гидной смолой и др. Сущность метода заключается в закачке крепящих веществ через НКТ в призабойную зону. В зависи­мости от поглотительной способности скважины и толщины пласта проводят одну или несколько подряд закачек. Раствор заполняет пустоты в породе и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, проницаемую, устойчивую к размыву массу при фильтрации как нефти, так и воды. Однако проницаемость при этом снижается. В качестве отвердителя смолы используют 15-20 %-ный раствор соляной кислоты.

Песчаные пробки периодически промывают жидкостью или чис­тят гидробуром. В качестве промывочной жидкости применяют нефть, воду (обработанную ПАВ), глинистый раствор, аэрированную жид­кость, пену, плотность которых соответствует пластовому дав­лению. Промывка основана на использовании энергии струи закачиваемой жидкости для разрушения песчаной пробки и вы­носа песчинок на поверхность. Возможны прямая, обратная, комбинированная и непрерывная промывки.

При прямой промывке жидкость закачивают в НКТ, вынос песка происходит по затрубному пространству. При обратной промывке создают поток в обратном направлении. Струя, вы­ходящая из НКТ, лучше размывает пробку. Для улучшения разрыхления пробки на конец НКТ навинчивают различные на­конечники (кососрезанную трубу, насадку, фрезу и др.). Однако при прямой промывке скорость восходящего потока меньше, чем при обратной промывке. Поэтому при комбинированной промывке размыв осуществляют путем закачки в НКТ, а для выноса песка периодически переходят на обратную промывку. Промывочное устройство, которое устанавливают выше баш­мака НКТ, позволяет закачивать жидкость в затрубное прост­ранство, размывать через башмак НКТ и осуществлять подъем по НКТ. При промывке трубы подвешивают на вертлюге подъ­емника, а жидкость поступает по промывочному шлангу. Для обратной промывки устье скважины герметизируют промывоч­ной головкой (сальником). При непрерывной прямой промывке применяют промывочную головку, которая позволяет наращи­вать трубы почти без прекращения прокачки жидкости.

Для чистки песчаных пробок применяют также гидробур, который спускается в скважину на канате. Гидробуром уда­ряют о поверхность пробки, при этом долото разрыхляет ее. При подъеме плунжер поршневого насоса гидробура засасы­вает жидкость с песком из-под долота. Песок отделяется в се­параторе и поступает в желонку, а жидкость — под плунжер насоса.