Опыты показали, что МЦР успешно применимы  в песчаниках, малоэффективны в карбонатах. Проницаемость ниже 50 кв.мкм для применения МЦР не рекомендуется, остаточная нефтенасыщенность более 20…25%, вязкость нефти от 2…3 до 10…20 Мпа-с, предельное содержание солей в пластовой воде 4…5%, температура пласта не более 65…75^оС.

      При закачке воздают оторочку из МЦР, затем идет волна буферной жидкости.

5.19.Вытеснение  нефти растворами  полимеров

 

      Применение  воды, отличающейся пониженной по сравнению  с нефтью вязкостью и следовательно, более высокой подвижностью, вызывает неравномерное ее продвижение по пласту, образование языков и направленных потоков.

      В целях повышения эффективности  процесса применяют методы искусственного увеличения вязкости закачиваемой воды путем добавки в воду полимеров.

      Получил применение полиакриламид (ПАА), отличающийся хорошей растворимостью в воде и высоким молекулярным весом. Регулируя количество ПАА, можно добиться требуемой вязкости вытесняющего раствора и повышения нефтеотдачи на 7…10%. Концентрация раствора – 0,025…0,5%, объем оторочки – не менее 30% порового пространства.

      Критерием эффективности применения полимерного  заводнения является количество дополнительно добытой нефти на 1т полимера.

      Установлено, что применение загустителей приводит к снижению расхода для заводнения, выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, снижению темпа обводнения.

      Промышленное  воздействие применялось с 1975 года на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения. Закачку раствора полиметра  с концентрацией 0,05% вели в пласт  с характеристикой нефти – 18 Мпа-с, р = 0,886 г/куб.см, обладающей неньютоновскими вязкопластичными свойствами.

5.20. Применение углеводородных  растворителей

 

      Физической  смысл применения углеводородных растворителей  в качестве вытесняющих агентов  очевиден: вязкая нефть, парафин, смолы  могут быть эффективно растворены, а также отмыты от породы различными растворителями. Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и эффективный растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при котором критериальный показатель – количество дополнительно извлеченной нефти на 1 т растворителя, был бы максимальным.

      Были  изучены вытесняющие свойства растворителей  – бензола, толуола, этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и других.

      Рациональным  решением применения растворителя является создание оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной жидкостью, например, загущенными полимерами жидкостями.

      Известны  данные о промышленном применении жидкости РСУО – реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости.

      Испытание метода на Сураханском месторождении  производилось в течении 1976-77 годов. В нагнетательную скважину была закачана оторочка РСУО из смеси 100 куб.м. воды, 2,5 т сульфанола и 17 куб.м. углеводородного растворителя. Оторочка позволила ликвидировать прорыв воздуха к добывающим скважинам, возникавший при осуществлении ППД с помощью сжатого воздуха. Было получено увеличение добычи нефти.

5.21.Применение  щелочного заводнения

 

      Метод закачки в пласт щелочей основан  на снижении поверхностного натяжения на границе нефть щелочной раствор и преобразования характера смачиваемости породы вытесненным агентом из гидрофобного в гидрофильный.

      Раствор щелочи NaOH при концентрации до 0,1% ведет к увеличению КНО на 10...15%. При контакте с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи образуют натриевые мыла (они снижают поверхностное натяжение фазы) и нефтяные эмульсии. Последние устремляются в зоны повышенной проницаемости, создавая вследствие своей повышенной вязкости (по сравнению с водой) фильтрационные сопротивления и, направляя, таким образом, поток жидкости в зону пониженной проницаемости.

      Щелочи  могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие доступности и низкой стоимости из закачка более экономична. Однако применение щелочей не рекомендуется для продуктивных пластов, содержащих соли Са и Mg при концентрации более 0,025 г/л, т.к. это может вызвать выпадение осадка. Н е следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта.

5.22.Применение  поверхностно-активных  веществ

 

      Существует  много проектов закачки ПАВ, физические основы действия которых на залежь сводятся к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-порода, уменьшению вязкости нефти и улучшению ее отмыва от породы.

      Данные  об эффективности ПАВ противоречивы  и требуют дальнейших исследований. 
 

6. Ремонт нефтяных скважин. 

     Различают два вида ремонта скважин –  наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности  оборудования, находящегося на устье  скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

     Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение  дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

     По  сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный. 

     6.1. Общие сведения  о текущем ремонте  скважины. 

     Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических  мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

     Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).

     Текущий ремонт может быть планово-предупредительным  и проводиться с целью профилактического  осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

     Второй  вид текущего ремонта – восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

     Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (К_Э) и межремонтный период (МРП). К_Э – это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (Т_ОТР), к календарному периоду (Т_КАЛ). МРП – это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени Т_ОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

К_Э = Т_ОТР / Т_КАЛ;

МРП= Т_ОТР / Р;

      Путями  повышения К_Э и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

      Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью  и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

      В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН.

      При текущем ремонте проводятся следующие операции

1. Транспортные – доставка оборудования на скважину;
2. Подготовительные – подготовка к ремонту;
3. Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования;
4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;
5. Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

      Если  оценить затраты времени на эти  операции, то можно заметить, что  основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных  машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.

      Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления P_ЗАБ , превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

      Спуско-подъемные  операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

      Операции  с НКТ монотонны, трудоемки и  легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом.

      В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги. 

      6.2.Технология  капитального подземного  ремонта скважин. 

      Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной  техники. Это – работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

      Учитывая  специфику работ, в нефтегазодобывающих  управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.

      Работа  выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ.

      Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда. 

      6.2.1 Обследование и  исследование скважин  перед капитальным ремонтом. 

      Выбор технологии ремонта и технических  средств для его проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины. Обследование включает в себя определение глубины забоя, уровня жидкости, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и размещения в скважине оборудования, величины коэффициента продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину.