авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

«ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо» Надежность Оперативность Качество Опыт разработки и применения кремнийорганических ...»

-- [ Страница 3 ] --

Поэтому, несмотря на хорошие первоначально полученные результаты РИР, продолжительность эффекта составила 3 месяца, а дополнительная добыча по двум скважинам составила 622 тонны (рис. 3).

Основной Основной Основной Дебит, т/сут Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Скв 427 Скв Рисунок 3 – Изменения динамики дебета скважины по нефти до и после ремонтно изоляционных работ (месторождение Восточный Молдабек) По трем скважинам месторождения Б. Жоломанова эффективность изоляционных работ оказалась значительно выше. Как видно из графиков работы скважин до и после обработки, эффект продолжается по истечении 9-10 месяцев (скважина № 78, № 79), а дополнительная добыча составила более 3000 тонн нефти. Причем наиболее убедительные результаты получены по скважинам № 78 и № 2, в которых обводненность после обработки снизилась более чем на 30 %, а дополнительная добыча по каждой скважине составила 3- т/сут. (рис.4).

Основной Основной Основной Дебит, т/сут Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Скв 79 Скв 78 Скв Рисунок 4 – Динамика изменения добычи нефти до и после проведения ремонтно изоляционных работ (месторождение Б. Жоломанова) Нефтяное месторождение Юго-Западное Камышитовое разведано в 1975 году и в этом же году введено в эксплуатацию. Расположено на северном побережье Каспийского моря в юго-восточной части междуречья Урал-Волга. В тектоническом отношении приурочено к трехкрылой солянокупольной структуре. Нефтеносными являются нижнемеловые, среднеюрские и пермотриасовые отложения. Всего на месторождении разрабатываются 16 продуктивных горизонтов, которые объедены в 7 объектов разработки.

Тип залежей платовый, сводовый и пластовый тектонически экранизированный. Глубина залегания нефтяных залежей колеблется в пределах от 199 до 783 м, пористость коллекторов изменяется от 21 до 27 %, проницаемость – 0,140-1,699 мкм2, нефтенасыщенная толщина достикает 15 м, коэффициент нефтенасыщенности 0,75-0,84.

На месторождении Юго-Западное Камышитовое было выполнено семь скважино операций, одна из которых проведена по технологии ВУС+АКОР, а остальные только с применением АКОР БН. Как видно из таблицы 3, именно технология ВУС+АКОР показала на этом месторождении наилучший результат. На скважине № 51 обводненность снизилась с 85 % до 38 %, эффект по истечении 11 месяцев продолжается и составляет более 1000 тонн дополнительно добытой нефти. По трем скважинам положительных результатов достичь не удалось, а по остальным скважинам был получен незначительный, но стабильный прирост добычи нефти, который продолжается по истечении 10 месяцев после обработки. Результаты выполненных работ приведены в таблице 2.

Таблица 3 – Результаты проведения РИР на месторождении Юго-Западное Камышытовое с применением кремнийорганического соединения АКОР-БН Скв. Местор. Дата Работа скважины Продол. Доп.

РИР эффекта, добыча До РИР После РИР мес. нефти, 2003 Qж Qн % Qж Qн % тонн м3/сут м3/сут т/сут воды т/сут воды ЮЗ.

51 04.08 44,9 5,5 85 37.8 19,4 38 11 Камыш-е ЮЗ.

195 19.08 37.2 4,6 85 40 5,3 84 10 Камыш-е ЮЗ.

178 12.09 18 1,6 89 33 2,9 88 9 Камыш-е 82а ЮЗ. 07.10 40 0,3 99 55 2,8 94 9 Камыш-е ЮЗ.

85 13.10 20 0,3 98 20 0,3 98 - Камыш-е ЮЗ.

48 31.10 34 1.4 94 74 1,7 97 8 Камыш-е ЮЗ 12 06.08 42 - - - - - Камыш-е Анализ полученных результатов показал, что на месторождениях Прикаспийской впадины с продуктивными горизонтами большой мощности и хорошей приемистостью пластов проведение ремонтно-изоляционных работ закачкой малообъемных оторочек водонаполненного состава АКОР БН не принесло желаемых результатов, как это имело место на месторождении Узень (скважина № 4087) и особенно Юго-Западное Камышитовое.

Поэтому в этих случаях рекомендуется применять технологию селективной изоляции по схеме ВУС + АКОР.

Напротив, на месторождениях с продуктивными горизонтами средней и маленькой мощности и невысокой приемистостью пластов хорошие результаты были получены при закачке 6-12 м3 водонаполненного состава АКОР БН.

В некоторых случаях закачку можно проводить через затрубное пространство, т.е. без подъема подземного оборудования, что значительно снижает себестоимость проведения ремонтно-изоляционных работ.

Таким образом, можно сделать вывод о перспективности применения кремнийорганического тампонажного материала АКОР БН 102 при проведении ремонтно изоляционных работ на добывающих скважинах нефтяных месторождений Прикаспийской впадины.

В тоже время с целью повышения эффективности работ необходимо опробовать и другие технологические схемы ремонтно-изоляционных работ с использованием материалов АКОР БН хорошо зарекомендовавших себя на месторождениях Западной Сибири, Краснодарского края, Коми Республики, Беларуси и др.

Статья опубликована в:

Журнал Интервал, № 9-10, 2004 г.

К ВОПРОСУ О ТЕХНОЛОГИИ ИЗОЛИРУЮЩИХ РАБОТ НА СЕВЕРО КОМСОМОЛЬСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ В.М. Строганов, А.Р. Гарушев, В.М. Мочульский, А.В. Сахань (ОАО “РосНИПИтермнефть”) Г.Г. Гилаев (ОАО “Роснефть-Термнефть”) А.М. Строганов, В.И. Дадыка, С.Н. Лузин (ООО “НПФ “Нитпо”) Северо-Комсомольское месторождение относится к нефтегазовым залежам, содержащим высоковязкие нефти. Балансовые запасы этого месторождения составляют 0, млрд. тонн. Значительные запасы и то, что большинство месторождений с легкими углеводородами ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз” уже значительно выработаны и находятся на поздних стадиях разработки, предопределяет необходимость активного поиска технических решений, направленных на освоение и ввод этого месторождения в промышленную разработку.

Основным объектом разработки Северо-Комсомольского месторождения является пласт ПК1. Залежь приурочена к верхней части терригенных отложений покуровской свиты сеноманского яруса (отложения мелового комплекса). Вмещающий коллектор сложен песчаниками желтовато-серыми, мелкозернистыми, рыхлыми, местами слабосцементированными с линзовидной и пологоволнистой слоистостью за счет прослоя углисто-глинистого вещества. Тип залежи – сводово-массивная. Нефтенасыщенная часть пласта представляет собой относительно тонкий протяженный по площади слой толщиной до 20 м, повсеместно подстилающийся подошвенной водой и сверху перекрыта газовой шапкой толщиной до 40 м.

Коэффициент пористости в нефтенасыщенных коллекторах изменяется от 27,7 до 45,4 % (среднее 30,7), в газовой части – от 23,4 до 41,6 % (среднее 34,3), для водонефтяной и подгазовой залежи – 33,8-36,0 %.

Породы пласта характеризуются высоким содержанием песчаной фракции.

Содержание обломков песка с размером 0,1-0,25 мм в нефтенасыщенном пласте составляет 43 %. Такие песчаники имеют пористость 30-40 % и проницаемость от 100 до 1000 и более мД. Содержание обломков размером 0,01-0,1 мм составляет 35 %, а с размером 0,1-0,05 мм – 37 %. Проницаемость последних составляет от 10 до100 мД. Породы с преобладанием фракций 0,05-0,01 мм (алевролиты глинистые) имеют пористость 20-25 % и проницаемость от 1 до 10 мД. Предел текучести породы – 9-213 кгс/мм2, твердость породы – 14-234 кгс/мм2, коэффициент расчлененности от 2 до 23, градиент гидроразрыва 0,17 г/см2 на 1 м.

Нефть залежи пласта ПК1 тяжелая, имеет плотность от 0,822 до 0,917 г/см3, высоковязкая (от 46 до 107 мПас), газонасыщенность – 23-33 м3/т. Давление насыщения нефти газом изменяется от 6,6 до 10,3 МПа. Продуктивный пласт имеет сильно развитую слоистую микронеоднородность, которая выражена в частом чередовании тонких прослоев песка и глины. В целом пласт составляет рыхлую толщу.

Прослоями, разделяющими породы-коллекторы, являются глины, песчаники и алевролиты. Толщины глинистых прослоев, расчленяющих коллектор, изменяются от 0,4 до 5,2 м, но чаще встречаются толщиной 0,4-0,8 м. По некоторым скважинам выделяются более толстые перемычки, однако они не имеют большого развития по площади и выклиниваются на небольших расстояниях.

Все выше перечисленное позволяет отнести продуктивные запасы этого месторождения к трудноизвлекаемым запасам нефти. Для добычи трудноизвлекаемых запасов требуются повышенные затраты финансовых, материальных и трудовых ресурсов, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.

Отсутствие выраженных, достаточно мощных непроницаемых перемычек между нефтяной частью пласта, газовой шапкой и подстилающей водой благоприятствует возникновению перетоков газа и воды к интервалу перфорации. Усугубляет эту проблему крайне низкая механическая прочность пород коллекторов. На границе цементный камень порода нагрузка на породу максимальна. При превышении критического значения этой нагрузки происходит разрушение породы в указанном интервале и возникновение заколонных перетоков на границе эксплутационная колонна – цементный камень. Эти проблемы наиболее ярко проявились при бурении и освоении скважин 2-го куста. Почти на всех скважинах, пробуренных на 2-м кусте, после освоения или эксплуатации были получены водоперетоки, газоперетоки или водо-газоперетоки. Для ликвидации перетоков были опробованы стандартные технологии изоляционных работ.

На скважине 900 куст 2 были проведены работы по ликвидации перетока воды.

Проведены три цементажа, с общим объемом цементного раствора 8,8 м3. После проведения РИР скважина отдает воду.

На скважине 976 куст 2 была произведена попытка установки водоизоляционного экрана. Установку экрана проводили последовательной закачкой раствора 200 м3 ПАА и суспензии бентонитовой глины 65 м3 с докреплением цементным раствором. В настоящее время, после пароциклической обработки, скважина работает со 100 %-ной обводненностью.

На скважине 936 куст 2 проведены работы по изоляции газоперетока через существующий интервал перфорации. Закачано 40 м3 полимерного состава и два цементажа с общим объемом цементного раствора 6,9 м3. Цементажи проводились при конечном давлении 17,5-18 МПа, выше давления гидроразрыва пластов. После непродолжительной эксплуатации были получены перетоки воды и газа.

На скважине 974 куст 2 работы по изоляции газоперетока проводила фирма “Oil Technology Overseas”. Изоляция притока газа производилась закачкой через спецотверстия раствора полимера (ВУС) с последующим докреплением цементом. После разбуривания цементного моста провели опрессовку колонны, скважина была не герметична. Повторным цементажом, добиться герметичности не смогли.

Работы по ликвидации перетока воды на скважине 976 куст 2 проводились фирмой “Global Resource”. Ликвидации перетока воды проводили закачкой полимерного раствора в объеме 20 м3 с последующим докреплением цементом в объеме 4,8 м3. При освоении скважины получен приток воды с дебитом 8,5 м3/сут.

Таким образом, результаты проведенных работы по ликвидации заколонных перетоков на Северо-Комсомольском месторождении с использованием традиционных методов и привлечение сторонних сервисных компаний не позволяют говорить об их высокой успешности.

Лабораторией повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин ОАО “РосНИПИтермнефть” совместно с ООО “НПФ “Нитпо” были сформулированы основные требования к технологии проведения РИР и изоляционным составам, разработаны технологические схемы проведения РИР, подобраны рецептуры изолирующих составов.

Сложность строения залежи высоковязкой нефти Северо-Комсомольского месторождения, высокие значения неоднородности и расчлененности, определяет необходимость дифференцированного подхода к проведению РИР на каждой скважине.

Можно выделить основные виды РИР которые необходимо выполнять на Северо Комсомольском месторождении:

ликвидация заколонного перетока газа;

ликвидация заколонного перетока воды;

установка изоляционного экрана в зоне ГНК;

установка изоляционного экрана в зоне ВНК.

Ликвидация заколонных перетоков газа и воды Как отмечалось ранее, в некоторых скважинах имеются непроницаемые перемычки достаточной мощности (2-3 м и более), чтобы играть роль естественных изоляционных экранов. В таких скважинах целесообразно проводить работы по ликвидации заколонных перетоков. Технология ликвидации заколонного перетока газа либо воды заключается в установке изоляционного экрана непосредственно выше (газопереток) или ниже (водопереток) непроницаемой перемычки.

Работы по изоляции перетока проводятся через специальные отверстия, перфорируемые методом щелевой или сверлящей перфорации в интервале, захватывающем непроницаемую перемычку на 0,5-1 м и вскрывающем газовый либо водоносный пласт на 1,5-2 метра.

При ликвидации газоперетока направление фильтрации изоляционных составов в газонасыщенном пласте трудно прогнозируемо из-за низкого сопротивления при закачке.

Изоляционный состав может уйти “языком” в высокопроницаемую часть пласта и переток не будет ликвидирован. В этой ситуации необходимо повышение фильтрационного сопротивления путем закачки воды, возможно с добавлением загустителя, не менее 200 м 3.

Замещая газ в коллекторе, вода повышает сопротивление при фильтрации изоляционного состава, что способствует более равномерному распределению изоляционного состава в пласте. Поскольку изоляция перетока проводится небольшими объемами изолирующих составов, то для повышения равномерности распределения изоляционного состава, составляющего тело экрана, необходимо произвести предварительную закачку изоляционного полимерного гелеобразующего состава (ПГОС) около 70-90 м3. Повышая сопротивление на границе фильтрации основного изоляционного состава, можно добиться выравнивания фронта закачки и тем самым более точной установки экрана. Основное тело экрана составляет термостойкий кремнийорганический состав в объеме 18-36 м3.

Докрепление кремнийорганическим составом необходимо производить с целью увеличения прочности материала в прискважинной зоне.

При ликвидации перетока воды технология изоляции несколько отличается.

Поскольку водоносный пласт обладает достаточным фильтрационным сопротивлением, то формирование экрана проводится путем закачки ПГОС в объеме 50-60 м3 для формирования контура экрана и последующей закачки основного кремнийорганического состава в объеме 12-24 м3. Окончательное закрепление и восстановление целостности цементного камня за колонной производится закачкой состава с твердой фазой.

Графическое представление ликвидации водо- и газоперетоков показано на рис. 1.

Рисунок 1 – Ликвидация заколонных перетоков воды и газа на скважинах Северо Комсомольского месторождения Установка изоляционных экранов в зонах ВНК и ГНК В геологических условиях Северо-Комсомольского месторождения при отсутствии непроницаемых перемычек основным средством борьбы с притоком воды и газа к интервалу перфорации может быть установка изоляционных экранов в зонах ВНК и ГНК, хотя мировая практика считает не всегда экономически целесообразным проведение таких работ.

Наиболее сложна задача установки изоляционного экрана в зоне ГНК. В газонасыщенном интервале пласта изоляционный экран должен иметь большие размеры, чем в водонасыщенном интервале. Как отмечалось выше, газонасыщенный интервал пласта обладает низким фильтрационным сопротивлением. Поэтому необходимо его увеличить путем закачки воды. Причем, для образования на границе с нефтенасыщенным интервалом водонефтяной эмульсии, целесообразно добавлять в закачиваемую воду эмульгаторы (эмультал, нефтенол НЗ и др.).

Также следует отметить, что нагрузка на изоляционный экран уменьшается с удалением от скважины. В связи с этим создание экрана целесообразно проводить комбинированным составом. Состав с более высокой прочностью целесообразно закачивать на расстояние до 3 м от оси скважины. На расстояниях более 3 метров можно использовать менее прочные составы.

Авторами предлагается следующая конструкция газоизоляционного экрана:

вначале производится объемная закачка воды с добавлением эмульгатора в целях повышения фильтрационного сопротивления из расчета 100-120 м3 на 1 м газонасыщенной мощности;

следом за водой закачивается ПГОС для создания тела изоляционного экрана в интервале от 3 до 15 м от оси скважины;

далее происходит формирование высокопрочной части изоляционного экрана расположенной в радиусе до 3 м закачкой кремнийорганического изоляционного состава;

в зоне максимальной нагрузки на изоляцию, непосредственно прилегающей к стволу скважины, производится восстановление целостности цементного кольца закачкой состава с твердой фазой или специальных полимерных смол.

Технология установки водоизоляционного экрана отличается от установки газоизоляционного экрана. Предлагается следующая конструкция водоизоляционного экрана:

основная часть экрана, расположенная в интервале от 3 до 10 м от оси скважины, формируется из фильтрующегося в пласт ПГОС;

затем формируется часть экрана в радиусе до 3 м от оси скважины закачкой кремнийорганического изоляционного состава;

после чего производится восстановление целостности цементного кольца закачкой состава с твердой фазой или полимерной смолы.

Установку газоизоляционного и водоизоляционного экранов целесообразно производить на стадии строительства скважины. При создании изоляционного экрана в уже обсаженной скважине закачку необходимо производить через интервал спецперфорации.

Спецперфорацию проводят с учетом вскрытия нефтенасыщенной толщи на 1-2 м ниже ГНК и газонасыщенного интервала на 2-3 м выше ГНК. Ввиду высокой слоистости пласта ПК целесообразно проводить щелевую специальную перфорацию.

Графическое представление установки водо- и газоизоляционных экранов показано на рис. 2. На рисунке показано идеальное, желаемое расположение экранов в газовой и водной части пласта. На самом деле, на скважинах Северо-комсомольского месторождения, в силу высокой расчлененности пласта ПК1, в газонапорной и водонапорной части пласта может располагаться 2-5 и более пропластков. В этих условиях представить схему расположения изоляционных составов (и в целом экрана), прогнозировать успешность РИР без привлечения средств математического моделирования довольно затруднительно.

Рисунок 2 – Схематическое представление конфигурации водо- и газоизоляционного экрана в пласте В промысловой практике для изоляции водо- и газоперетоков и установки изоляционных экранов широкое применение нашли вязкоупругие и гелеобразующие составы [1]. Первый состав представляет собой смесь водных растворов полиакриламида, гексарезорциновой смолы и формалина, взятых в определённых пропорциях. После реагирования компонентов состав превращается в упругую гелеобразную массу, образуя несдвигаемый и непроницаемый экран.

При создании изолирующего экрана на основе гелеобразующих составов [2], как правило, используют полимеры типа ПАА и КМЦ, бихроматы одновалентных металлов и восстановитель. Протекающая внутри системы реакция “сшивки” полимера приводит к образованию геля. Однако применение упомянутых составов не всегда эффективно. Это связано, во-первых, с их недостаточной механической прочностью, во-вторых, низкой адгезией геля к породе. Кроме того, при применении циклической закачки пара на Северо Комсомольском месторождении пласт ПК1 будет подвергаться воздействию высоких температур (до 150 0С) и традиционные составы не могут быть использована по причине быстрого старения (синерезиса) геля. Решение этих проблем возможно за счёт внутреннего структурирования геля кремнийорганическими полимерами 3.

Нами были исследованы и выбраны для проведения РИР на Северо-Комсомольском месторождении следующие составы:

в качестве ПГОС – раствор унифлока с добавкой сульфаминовой кислоты и, в качестве сшивателя, выбран водный раствор кремнийорганического реагента АКОР-БН. Соотношение полимерного раствора и сшивателя 1 : 1;

в качестве основного состава – водный раствор кремнийорганического реагента АКОР-БН;

в качестве состава с твердой фазой – цементный раствор на основе ЦТПН.

Заказчиком, с позиции необходимости проведения работ по ликвидации водогазоперетоков и установке изоляционных экранов в зонах ГНК и ВНК, были определены 4 скважины 2-го куста Северо-Комсомольского месторождения: № 901, № 936, № 939, № 975. В двух скважинах 936, 975 по разработанной технологии начаты ремонтно изоляционные работы.

На скважине 975 были проведены следующие работы К началу работ на скважине по данным ПГИ отмечалось поступление в интервал перфорации (1158-1160 м) заколонным перетоком газа с глубины 1146 м и воды с глубины 1176 м.

На рис. 3 показано состояние призабойной зоны пласта 975 скважины до проведения ремонтно-изоляционных работ. Как видим газо- водоперетоки в этой скважине обусловлены плохим контактом цементного камня с эксплуатационной колонной и отсутствием непроницаемых интервалов пласта в областях ГНК и ВНК.

Рисунок 3 – Состояние призабойной зоны пласта 975 скважины до проведения РИР Для ликвидации газоперетока через спецотверстия 1154,5-1156 м последовательно закачали 1360 м3 пресной воды с темпом нагнетания 286 м3/сут., 22 м3 ПГОС, 24 м3 состава на основе АКОР, далее закачали 10 м3 цементного раствора. После разбуревания цементного моста, опрессовки колонны и снижение уровня в скважине, показали герметичность ствола скважины.

Для ликвидации водоперетока через спецотверстия 1162,5-1164,5 м закачали 30 м ПГОС, 30 м3 состава на основе АКОР, далее провели два цементажа с общим объемом цементного раствора 12 м3. Опрессовка скважины показала герметичность скважины. После вскрытия нефтяного пласта в интервале 1158-1160 м были проведены ПГИ, которые показали отсутствие заколонного перетока воды снизу, но наличие заколонной циркуляции газа.

Далее были проведены дополнительные работы по изоляции газовой части.

Произвели отсыпку интервала перфорации до 1158 м и установили цементный мост в интервале 1158-1156 м. Кислотной обработкой вскрыли спец. отверстия и закачали в 2 этапа по 18 м3 (36 м3) состав на основе АКОР и 10 м3 цементного раствора. Разбурили цементный мост и отпрессовали скважину. Скважина герметична. Освоить скважину снижением уровня на 250 м не удалость. Провели кислотную обработку. Из-за отсутствия пакера способного разобщить спецотверстия (1154,5-1156 м) и интервал перфорации (1058-1060 м) кислотную обработку провели не направлено. После кислотной обработки приемистость составила м3/сут. Приступили к освоению скважины насосом. Через двое суток произошел прорыв газа.

На скважине 936 были проведены следующие работы Ранее на скважине была проведена изоляция газоперетока через существующий интервал перфорации (1164-1166 м). Закачано 40 м3 полимерного состава и два цементажа с общим объемом цементного раствора 6,9 м3. К началу работ по данным ПГИ отмечалось поступление в интервал перфорации заколонным перетоком газа с глубины 1152 м и воды с глубины 1191 м.

Через спецотверстия (1168,5-1170,5 м) закачали в пласт 24 м3 раствора ПАВ и 60 м полимерного состава, 12 м3 состава на основе АКОР, 6 м3 цементного раствора. Разбурили цементный мост и провели ПГИ. ПГИ показали, что заколонный переток воды с низу ликвидирован и наличие перетока в газовую часть. Изолировали интервал перфорации цементным раствором.

Выполнили спец отверстия в интервале 1163,0-1164,5 м, определение приемистости дало отрицательный результат. После повторной перфорации закачали в скважину 1024 м воды. Закачали в 2 этапа 24+27 м3 ПГОС с ОЗС между закачками, затем закачали 24 м состава на основе АКОР, 10 м3 цементного раствора. Разбурили цементный мост и простреляли интервал 1164-1166 м. Попытка освоения скважины компрессором результатов не дала. Определение приемистости показало, что скважина не принимает. Бригада КРС была снята до принятия решения по дальнейшим работам на скважине.

В целом по ситуации на 2-м кусте С-Комсомольского месторождения можно сделать следующие выводы.

Ремонтно-изоляционные работы на скважинах 975 и 936 подтвердили сложность проблем по таким работам, которые определяются упомянутыми ранее факторами.

Необходимо отметить трудности при решении организационных вопросов. За 5 месяцев удалось выполнить только 4 скважинооперации на 2 скважинах. Это связано с недостаточным статусом опытного участка С-Комсомольского месторождения, когда работы по КРС и другие проводились на общих условиях производства. Отсюда задержки с выделением спецтехники, перевод бригад на другие работы, проблемы с заказом спецтехники и оборудования у других подрядчиков.

Немаловажным фактором являются климатические условия. В период проведения РИР (ноябрь-февраль) с использованием полимерных составов на основе пресной воды, температура окружающего воздуха доходила до минус 40 0С. В этот период также сложность представляет закачка больших объемов пресной воды при отсутствии скважин ППД.

Резюмируя результаты проведенных работ можно сказать следующее.

Из 4-х объектов изоляции: газопереток, водопереток на скважинах 975, ликвидированы перетоки на 3-х объектах. Не удалось полностью ликвидировать газопереток на скважине 975. Прорыв газа был спровоцирован кислотной обработкой пласта в условиях близкого расположения (2 м) интервала перфорации и спецотверстий. Другой же метод интенсификации притока – гидропескоструйная перфорация не был применен на скважине 936 по причине отсутствия спецоборудования для проведения работ. После решения вопроса о поставках такого оборудования освоение скважины 936 будет продолжено.

За указанный период пока не были проведены опытные работы по установке изоляционных экранов по организационным причинам, а также из-за отсутствия химреагентов.

Проведенные работы показали, что предложенная схема позволяет ликвидировать перетоки (рис. 4, а). Но из-за осложнений при освоении скважин целостность экранов в приствольной зоне нарушается. Это связано с тем, что в процессе работы скважины и при закачке пара или больших объемов воды в районе фильтра образовываются каверны. Во время проведения изоляционных работ они заполняются изоляционными материалами, что в дальнейшем осложняет освоение скважины. Кислотные обработоки, проводимые с целью растворить цементный камень в зоне каверны, попутно могут разрушать цементный камень в зоне установки изоляционных экранов и в интервале спецотверстий, что способствует возобновлению перетоков газа и воды (Рис. 4, б).

Рисунок 4 – Схематическое представление скважины после проведения РИР и освоения Анализ результатов проведенных работ указывает пути, которые сделают успешными РИР в сложных геологических и климатических условиях:

Предохранение фильтра перфорации во время проведения работ составами для 1.

временной изоляции.

Насыщение каверн гравием.

2.

Многоэтапная закачка фильтрующихся составов при ликвидации заколонных 3.

перетоков. При уменьшении объема одной порции до 20-30 м3 и увеличении количества операций до 3-4, в т.ч. по бесподходной технологии.

Загущение буферной воды, закачиваемой в газовые пласты перед созданием 4.

изоляционного экрана.

С целью предохранения возможного разрушения скелета порового пространства и 5.

образования каверн в приствольной зоне необходимо чередование закачки гидрофобизаторов и буферной воды, закачиваемой в газовые пласты перед созданием изоляционного экрана.

Обязательное применение пакерующих устройств при проведении кислотных 6.

обработок и закачке изоляционных составов через спецотверстия.

Применение изолирующих составов на неводной основе для уменьшения размыва 7.

пластов.

Реализация технологии создания изоляционных экранов в источниках водо 8.

газоперетоков, в т.ч. сложных экранов через 2-3 интервала спецперфорации.

Привлечение средств математического моделирования при проектировании 9.

технологии РИР.

Список использованных источников:

Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Методы изоляции пластов при бурении и 1.

эксплуатации скважин (обзор иностранных патентов)//РНТС. Сер. Добыча. – М.:

ВНИИОЭНГ, 1972. – С. 50-51.

Технология изоляции водогазопритоков и повышения нефтеотдачи пластов в 2.

условиях многопластовых залежей с малой толщиной разобщающих слабопроницаемых пород. – Краснодар: ВНИИКРнефть, 1988.

Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при закачивании 3.

и эксплуатации нефтяных скважин. – М.: ОАО Издательство “Недра”, 1998. – 267 с.

Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации залежи ПК1 и 4.

небазисных объектов Северо-Комсомольского месторождения. - Краснодар:

РосНИПИтермнефть, 1999 г.

Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при 5.

строительстве и эксплуатации скважин. – М., Недра, 1988. – 263 с.

Статья опубликована в:

Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Сборник докладов Международной конференции г. Анапа, Краснодарский край, 29 сентября-3 октября 2003 г. Краснодар, “ЭДВИ”, 2004 г.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НА СКВАЖИНАХ ПЕСЧАНООЗЕРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (о. КОЛГУЕВ БАРЕНЦЕВО МОРЕ) Н.А. Самсонов (ЗАО “Арктикнефть”) А.М. Строганов, В.М. Строганов, А.В. Сахань (ООО “НПФ “Нитпо”) Одной из основных проблем нефтедобывающей промышленности является увеличение нефтеотдачи пластов и темпов разработки нефтяных залежей. Эффективность их разработки в значительной степени определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которая, в свою очередь, зависит от состояния призабойной зоны пласта и наличия в добываемой продукции воды.

В мире ежедневно добывается порядка 33 млн. м3 воды вместе с каждыми 12 млн. м нефти 1. Нефтяные компании стремятся к повышению эффективности добычи, и, как показывает практика, ограничение водопритоков является одним из самых быстрых и дешевых путей уменьшения эксплуатационных расходов и увеличения добычи углеводородов одновременно.

Основной целью водоизоляционных работ в нефтяных скважинах является изоляция каналов водопритока при сохранении проницаемости нефтенасыщенной части пласта.

Следовательно, всякая операция по ограничению притока пластовых вод в скважину должна воздействовать на обводненную часть нефтенасыщенного коллектора. В случае применения неселективных водоизолирующих материалов нефтенасыщенные пласты необходимо изолировать от воздействия тампонирующего материала с помощью пакера, перекрывающих устройств, песчаных мостов и других приспособлений и технологий. Применение цементной суспензии для этой цели обуславливается ограниченной фильтруемостью ее в пористую среду и избирательном вскрытии перфорацией только нефтенасыщенной части пласта.

Наиболее целесообразным является выполнение указанных работ селективными материалами, ограничивающих приток жидкости только из водонасыщенной части пласта и сохраняющих проницаемость нефтенасыщенных участков.

Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение (остров Колгуев, Баренцево море) представляет собой пластово-сводовую, линзовидную залежь. Сверху – газовая шапка, снизу залеж подстилается пластовой водой. Продуктивные интервалы представлены часто переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Коллекторы порового типа, кварцсернисто-полевошпатовые с включениями биотита, мусковита, агрегатов хлорита.

Цемент пленочно-поровый, глинистый, реже карбонатный. Пористость песчаников 22-24 %, проницаемость средняя 0,050 мкм2, глубина залегания продуктивных пластов 1500-1540 м.

Пластовая температура на глубине 1520 м составляет 32 0С, начальное пластовое давление 15,3 МПа.

Особенностью является блоковое строение месторождения, возможно, скважины гидроизолированы и пласты не связаны друг с другом. Месторождение разрабатывается на естественном режиме, скважины работают в фонтанном режиме. Для подъема из недр жидкости используется энергия растворенного газа, поэтому даже незначительное присутствие в продукции скважины пластовой воды (15-25 %) приводит к прекращению фонтанирования и остановке скважины. Источниками пластовой воды служат либо водонасыщенные интервалы песчаников ниже ВНК, либо перетоки из нижележащих водонасыщенных пластов за стенками эксплуатационной колонны по негерметичному цементному кольцу.

Ранее на месторождении, с целью закупоривания путей водотока и сохранения нефтенасыщенной части пласта, при водоизоляционных работах применялись цементные и цементо-бентонитовые мосты под давлением, с закачкой цемента либо непосредственно в зону перфорации, либо в специально выполненные технологические отверстия. Несколько позже стали применяться кремнийорганические составы на основе этилсиликата и жидкое стекло. Эффективность проводимых ранее работ была крайне низкая, изоляция с применением закачки цементных и цементо-бентонитовых растворов не ликвидировала водопритоки в связи со сложностью целенаправленного заполнения раствором каналов поступления воды, и в тоже время приводила к отрицательному воздействию на призабойную зону пласта, параметры работы скважины ухудшались. Изоляция с применением кремнийорганических материалов на основе этилсиликата и жидкого стекла также не приводили к ликвидации водопритоков по причине несовершенства применявшихся технологий.

В период с 1980 по 2000 годы разработаны и нашли широкое применение селективные водоизолирующие кремнийорганические составы. Так, например: в Западной Сибири, на месторождениях Краснодарского края, Коми Республики и других регионах бывшего СССР в технологиях увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритоков использовались композиции на основе ГКЖ, ЭТС, АКОР первого поколения, ВТС-1 и ВТС 2, продукт 119-204 и др. 2, 3. Все композиции на основе перечисленных составов имеют следующие недостатки: АКОР-2, АКОР-4, ВТС-1 и ВТС-2 являются многокомпонентными составами, продукт 119-204 требует создания в пласте предварительной оторочки из ацетона.

Более того, приготовление данных композиций на действующем стандартном оборудовании, применяемом при ремонтно-изоляционных работах, затруднительно.

Поэтому, чтобы устранить вышеперечисленные недостатки, были разработаны селективные водоизолирующие кремнийорганические составы АКОР-Б100 и АКОР-Б300, а также было организовано их промышленное производство. Эти составы широко и успешно применялись в нефтегазодобывающей промышленности бывшего СССР, особенно на месторождениях Западной Сибири. К началу 90-х годов производство и востребованность этих материалов достигало 2000 тонн в год.

Кремнийорганические материалы АКОР-Б одноупаковочные, их можно использовать как в товарном виде, так и готовить на его основе водонаполненные составы, разбавляя водой в 3-8 раз и более. Составы коррозионно-неактивные, не требуют предварительной обработки пласта и используются с применением стандартного оборудования. Составы АКОР-Б предназначены для ограничения водопритоков в скважинах с пластовыми температурами до 300 0С.

Технология с использованием составов АКОР-Б применима при всех видах обводнения: по прослоям, подошвенном, для ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и паронагнетательных скважинах. Работы проводятся с подъёмом и без подъёма внутрискважинного оборудования в скважинах с любым способом эксплуатации. Материал АКОР-Б используется уже много лет и накоплена достаточная информация о результатах его применения [2, 3, 4, 5].

На Песчаноозерском месторождении за период 1999-2002 год составами АКОР-Б выполнено 5 скважин-операций. Четыре скважины обрабатывались с целью ликвидации притоков пластовой воды при обводненности продукции от 10 до 98 %, одна скважина обрабатывалась с целью ликвидации притока газа из верхнего пласта при эксплуатации многопластовой залежи.

В результате обработки водоприток в двух скважинах был ликвидирован полностью, в двух он снизился с 50 до 3 % и с 98 до 35 % соответственно (таблица 1). Технологические схемы выполнения РИР показаны на примере скважин № 12 и № 541.

Скважина № 12 была введена в эксплуатацию в июле 1994 года. Интервал 1499-1510 м с начальным дебитом 21,8 м3/сут. На дату проведения работ скважина не фонтанировала из-за резкого падения пластового давления в данном продуктивном интервале. Целью проводимых работ был переход на продуктивный нижележащий горизонт.

Таблица 1 – Результаты применения состава АКОР-Б100 на Песчаноозерском месторождении с целью ликвидации водопритока Количество Дебит нефти (т/сут) % обводненности Дата № дополнит.

проведения скважины добытой обработки До РИР После РИР До РИР После РИР нефти, т.

— (опережаю — 12 31.03.1999 9,6 0 11698* щая обработка) 541 20.01.1999 3,0 5,9 15 0 1570* 45 03.07.2000 0 2,0 50 3 1144* в освоении 36 01.10.2000 0 2,0 98 Примечание: * – эффект продолжается.

При этом предусматривалась изоляция заколонных перетоков из нижележащих водоносных пластов при отсутствии сцепления цементного камня с колонной (по результатам АКЦ). Эксплуатационная колонна была перфорирована в интервале 1543-1549, м. По заключению ГИС насыщение коллекторов: вода + нефть. В интервал перфорации закачано 11 м3 водонаполненного состава АКОР-Б100 и установлен цементный мост в интервале 1539-1552 м. После перфорации продуктивного интервала 1528,0-1530,2 и 1531,6 1537,6 м получен приток безводной нефти дебитом 10 т/сут. В настоящее время скважина работает фонтаном – безводной нефтью. Схема проведения водоизоляционных работ представлена на рис. Рисунок 1 – Схема изоляции водопритока для скважины №12 Песчаноозерского месторождения: а) в процессе обработки, б) после обработки Скважина № 541 введена в эксплуатацию в сентябре 1995 г в фонтанном режиме с дебитом 30 м3/сут. Интервал эксплуатации 1776-1784 м. В процессе эксплуатации в продукции скважины начала отмечаться пластовая вода. На период проведения изоляционных работ скважина эксплуатировалась в режиме периодического фонтанирования: накопление давления 28-30 часов, фонтанирование через штуцер 6мм 2- часа, средний дебит нефти 3,0 т/сут. Содержание пластовой воды в продукции скважины 10 20 %. Предположительно пластовая вода поступала по заколонному пространству из нижележащего водонасыщенного горизонта 1794-1802 м. Дата проведения работ по водоизоляции 20 января 1999 г. Изолирующий состав закачивался непосредственно в зону перфорации в инт. 1776-1784 м. Было закачано две порции водного раствора АКОР-Б100 по 5,5 м3 с разделительной пачкой раствора хлористого кальция 5,5 м3 без перепродавки в пласт.

Схематично процесс водоизоляции показан на рис. 2. Затем была проведена глинокислотная обработка пласта. После освоения и очистки скважина перешла на стабильное фонтанирование безводной нефтью с дебитом 6 т/сутки.

Рисунок 2 – Схема изоляции заколонного перетока скважина № 541 Песчаноозёрского месторождения: а) в процессе обработки, б) после обработки В скважине № 580, где обработке подвергался вышележащий газонасыщенный интервал, приток газа был ликвидирован полностью. Результаты обработки приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Результаты применения состава АКОР-Б100 на Песчаноозерском месторождении с целью ликвидации притока газа Количество Дебит нефти (т/сут) Дебит газа (куб.м/сут) Дата № дополнитель проведения скважины но добытой До РИР После РИР До РИР После РИР обработки нефти — в освоении 580 12.04.2002 0 3400 Практика применения тампонажного материала АКОР показала, что в каждом конкретном случае, в зависимости от характера притока пластовой воды, необходимо использовать различные варианты обработки, т.е. необходим дифференцированный подход к каждой скважине.

В результате проведенных работ было получено около 238 000 $ дополнительной прибыли.

Сотрудники научно-производственной фирмы “Нитпо” разработали новую группу кремнийорганических тампонажных материалов АКОР БН (АКОР БН100, АКОР БН101, АКОР БН102, АКОР БН103, АКОР БН104 и АКОР БН300).

В настоящее время наиболее широко применяется кремнийорганический тампонажный материал АКОР БН102 (ТУ 2458-001-01172772-99), который выпускается взамен снятого с производства АКОР-Б100.

Сравнительный анализ реагентов АКОР БН102 и АКОР-Б100 выявил, что при сохранении всех положительных технологических показателей АКОР-Б100 (высокая водоизолирующая способность независимо от минерализации вод, простота реализации технологических процессов, возможность регулирования времени гелеобразования в широких пределах путем добавления необходимого количества воды и других компонентов) состав АКОР БН102 имеет следующие преимущества:

лучшая совместимость с водой, водными растворами солей и полимеров;

практически не образуют осадок при совмещении с водой;

водные растворы (составы) обладают пониженной адсорбционной активностью к поверхности пор (песчаных, заглинизированных и карбонатсодержащих кернов) и лучшими фильтрационными характеристиками в пористых средах;

обладает более высокими селективными (избирательными) свойствами в отношении обводненных интервалов пласта;

имеют более высокие прочностные характеристики и обладают повышенной гидролитической стойкостью.

Материалы группы АКОР БН это жидкости с температурой замерзания ниже -50 0С, которые можно использовать в товарной форме или готовить на их основе водонаполненные составы с различной степенью разбавления водой. Из 1 м3 материала АКОР БН можно приготовить до 15 м3 водонаполненного тампонажного состава. Расход материала АКОР БН на одну скважино-операцию зависит от вида проводимых работ, объекта воздействия (скважина-пласт), выбранной технологической схемы ведения работ 6, 7.

С 2000 года материалы групп АКОР БН102 успешно применяются на месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз”, НК “Лукойл” (ТПП “Когалымнефтегаз”, ТПП “Лангепаснефтегаз”, ТПП “Урайнефтегаз”, “Коминефть”), НК “Славнефть-Мегионнефтегаз”, ОАО “Роснефть Пурнефтегаз”, ООО СП “Ваньеганнефть”, НК “Черногорнефтеотдача” и др. С использованием данного материала разработаны новые технологические схемы выполнения ремонтно-изоляционных работ 8, 9.

Список использованных источников:

Диагностика и ограничение водопритоков. ШЛЮМБЕРЖЕ // Нефтегазовое 1.

обозрение. -2001.- с. 44-70.

Артемьев В.Н. Новые технологии и технические средства в АО “Юганскнефтегаз” 2.

Нефтяное хозяйство, 1994, № 2, стр. 8-11.

Вершинин Ю.А., Возмитель В.М., Кошелев А.Т. и др. Состояние и пути 3.

совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири.

О.И. сер. Нефтепромысловое дело, М. ВНИИОЭНГ, 1992.

Колесников К.Э., Строганов В.М. и др. Эффективность использования тампонажных 4.

составов АКОР. – Нефтяное хозяйство, 1991, № 4, с. 44-45.

Скородиевская Л.А., Строганов А.М., Рябоконь С.А. Повышение эффективности 5.

водоизоляционных работ путём использования материала АКОР-Б100. – Нефтяное хозяйство, 1999, №2, с. 16-19.

АКОР-БН – кремнийорганические тампонажные материалы. – Нефтяное хозяйство, 6.

2000, №5,. с. 49.

Научно-производственная фирма “Нитпо”. – Нефтяное хозяйство, 2000, № 6, с. 7.

Строганов В.М., Мочульский В.М. и др. Разработка технологии изоляции 8.

водопритоков и водоперетоков в скважинах на месторождениях ОАО “Роснефть Пурнефтегаз”, Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2000 год ОАО НК “Роснефть”, Москва, 2001.

Строганов В.М., Мочульский В.М., Строганов А.М. Разработка технологии 9.

изолирующих работ при переходе на нижележащие объекты в условиях повышенной депрессии на Харампурской группе месторождений. Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2000 год ОАО НК “Роснефть”, Москва, 2001.

Статья опубликована в:

Журнал Нефтяное хозяйство, № 12, РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ И ВОДОПЕРЕТОКОВ В СКВАЖИНАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО “РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ” В.М. Строганов, В.М. Мочульский, А.В. Сахань, А.М. Строганов, В.И. Дадыка, И.В.

Михеева (ОАО “РосНИПИтермнефть”, ООО “НПФ “Нитпо”) Необходимость разработки эффективной технологии изоляции водопритоков и водоперетоков возникла в результате интенсивного обводнения нефтяных скважин на месторождениях ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”. Для проведения работ в качестве основного объекта воздействия была определена Харампурская группа месторождений, но в ходе выполнения договора пользователь предложил для проведения водоизоляционных работ месторождения, характеризующиеся различными литолого-стратиграфическими, геолого физическими и технологическими условиями: Барсуковское, Верхне-Пурпейское и Северо Харампурское. Водоизоляционные работы были проведены по основным объектам данных месторождений: Барсуковское – ПК 19-20, Верхне-Пурпейское – АП 5, Северо Харампурское – 1Ю3.

Пласт ПК 19-20 Барсуковского месторождения представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов [1]. В отличие от остальных продуктивных горизонтов Барсуковского месторождения, характеризуемых незначительными эффективными нефтенасыщенными толщинами, по пласту ПК 19-20 принятое для подсчета запасов значение эффективной нефтенасыщеной толщины составило 16 м. Проницаемость изменяется в пределах от 5 до 375 мД, но встречаются и более проницаемые интервалы.

Параметры пласта ПК 19-20 представлены ниже:

№ п/п Параметры Средние значение по пласту ПК 19- Пластовое давление, МПа 1 17, Пластовая температура, 0С 2 Давление насыщения, МПа 3 12, Газосодержание, м3/т 4 Плотность нефти, кг/м 5 Вязкость нефти, мПас 6 3, Проницаемость, мД 7 114, Эффективная нефтенасыщеная толщина, м 8 Песчанистость, д. е.

9 0, Расчлененность, д. е.

10 9, Пласт АП 5 Верхне-Пурпейского месторождения [2] представлен высоко расчлененными и разнопроницаемыми прослоями. Параметры пласта АП 5 представлены ниже:

№ п/п Параметры Среднее значение по пласту АП Глубина залегания, м 1 Абс. отметка ВНК, м 2 Нефтенасыщенность, д. е.

3 0, Остаточная нефтенасыщенность, д. е.

4 0, Пористость, д. е.

5 0, Проницаемость, мД 6 38, Пластовое давление, Мпа 7 21, Пластовая температура, 0С 8 По геологическому строению объекта 1ЮЗ Северо-Харампурского месторождения в нем выделяются два пласта: верхний 1Ю3-1 более мощный (до 15 м) и нижний 1Ю3-2 (до м). Эти пласты разделяет непроницаемый интервал небольшой мощности 2-5 м. Параметры пласта 1ЮЗ [3] приведены ниже:

№ Параметры Среднеезначениепо пласту п/п Центральная Южная залежь залежь Глубина залегания, м 1 2938 Средняя нефтенасыщеная толщина, м 2 8,5 5, Пористость, д.е.

3 0,16 0,16-0, Нефтенасыщенность, д.е.

4 0,57 0, Плотность нефти, г/см 5 0,805 0, Пластовое давление, атм 6 288,1 283, Пластовая температура, 0С 7 94 Вязкость нефти в пластовых условиях, сПз 8 0,36 Проницаемость, мД 9 5-50 5- Карбонатность 10 3,2 3, Литолого-фациальный состав пород коллекторов пласта 1ЮЗ-1 Харампурского месторождения представлен песчаниками серыми, мелкозернистыми, алевралитистыми, аркозовыми, часто известковистыми, крепкими с частыми включениями углисто-слюдистого материала, подчеркивающего слоистую текстуру. Встречается песчаник с субвертикальными трещинами, заполненными кальцитом. Цемент пленочно-поровый, в основном поровый, содержание достигает 15 %. Цемент распределен равномерно, по составу – глинистый хлорид-гидрослюдистый. В пласте 1 ЮЗ возможно наличие высокопроницаемых интервалов пласта, представленных слабосцементированными песчаниками, с наличием развитой сети трещин и микрокарст с проницаемостью около 2000 мД [4]. Общим для этих месторождений является то, что они находятся в стадии прогрессирующего обводнения добывающих скважин. В этих условиях особую актуальность имеет проблема ограничения водопритоков.

Интенсивная разработка нефтяных месторождений в водонапорном режиме с применением в качестве вытесняющего агента воды неизбежно приводит к росту обводненности продукции.

Приток в скважину больших объемов воды не только снижает добычу нефти, но также повышает эксплуатационные затраты. Повышенное содержание воды в добываемом флюиде вызывает выпадение осадков на стенках труб в перфорационных каналах и в призабойной зоне пласта, приводит к образованию эмульсий и водяных барьеров в пласте, является причиной коррозии внутрискважинного оборудования и выноса песка из пласта.

При этом в стволе скважины создается повышенное гидростатическое давление столба добываемых флюидов, т.е. противодавление на пласт увеличивается, что снижает дебит и заставляет переходить на механизированные способы эксплуатации. В свою очередь, определяющим фактором эффективности водоизоляционных работ является правильный подбор материалов (реагентов) и технологии обработки обводненной скважины в зависимости от геолого-физических характеристик месторождения.

Увеличение содержания воды в продукции скважин происходит в результате следующих видов обводнения:

пропластковое обводнение (прорывы пластовой или нагнетаемой воды по наиболее проницаемым прослоям пласта);

обводнение в монолитном пласте (прорывы пластовой или нагнетаемой воды по пласту);

подошвенное обводнение (подтягивание конуса воды к интервалу перфорации вследствие подъема ВНК в процессе эксплуатации скважины);

заколонные перетоки воды (поступление чуждой воды по заколонному пространству в результате некачественного разобщения пластов или нарушения герметичности цементного кольца в процессе эксплуатации скважины);

негерметичность эксплуатационной колонны (приток воды в скважину через нарушения эксплуатационной колонны).

В скважинах месторождений ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз” обводнение продукции в большинстве добывающих скважин происходит в результате сочетания нескольких видов обводнения. Но, как правило, общим для всех скважин с обводненной продукцией являются прорывы нагнетаемой воды по высокопроницаемым интервалам пласта.


Указанные пласты Барсуковского, Северно-Харампурского месторождений в общем представляют собой неоднородные коллекторы, в которых имеются отдельные особо высокопроницаемые интервалы. Проведение водоизоляционных работ осложняется наличием нескольких источников обводнения. При проведении изоляционных работ селективными составами (материалами) по изоляции водопритоков велика вероятность преимущественного воздействия на один источник (более высокопроницаемый), в то время как на другой воздействие в должной мере не происходит. Для успешного проведения изоляции необходимо производить последовательное отключение источников обводнения, чего в частности можно достичь применением порционных закачек селективного изоляционного состава и использованием в первых порциях составов с более коротким временем гелеобразования. Первые порции снижают проницаемость или полностью отключают один из источников обводнения и позволяют увеличить охват фильтрацией изоляционного состава обводнившихся интервалов пласта при закачке последующих порций.

Преимущественная фильтрация изоляционных составов (материалов) в обводнившиеся интервалы пласта осуществляется за счет их селективных свойств.

Селективность при проведении работ по ограничению водопритоков в нефтяных и газовых скважинах можно разделить на два вида: химическую и технологическую.

Химическая селективность достигается за счет отверждения изоляционного состава (материала) только в присутствии воды. Подразумевается, что, попадая в пласт, он отверждается только в водонасыщенном интервале пласта, а в нефтенасыщенном не отверждается. Технологическая селективность является более емким понятием.

Технологическая селективность достигается как за счет технологических приемов, так и непосредственно свойств изоляционных составов (материалов). Результирующим фактором комплекса свойств, определяющих селективность изоляционного состава (материала), является более высокая фазовая проницаемость в обводненных интервалах пласта по сравнению с нефтенасыщенными.

Проведенные лабораторные исследования на керновом материале Харампурского месторождения показали высокую селективность изоляционных составов на основе материала АКОР БН (рис. 1). Помимо высоких селективных свойств изоляционные составы на основе материала АКОР БН обладают высокой тампонирующей способностью (табл. 1).

Предложенная авторами технология изоляции водопритоков и водоперетоков основывается на сочетании фильтрующихся в пласт изоляционных составов, тампонажных материалов с твердой фазой и различных технологических приемов формирования в обрабатываемом пласте изоляционного экрана. Как показывает практика, сочетание различных технологических приемов и изоляционных составов (материалов) при проведении ремонтно-изоляционных работ повышает их эффективность. Использование составов (материалов) с различными реологическими, физико-механическими и эксплуатационными свойствами позволяет в рамках разработанной технологии оптимизировать технологические схемы ведения работ для конкретных объектов воздействия. Предложены следующие основные технологические приемы:

использование изоляционных составов с высокими селективными свойствами;

Рисунок 1 – Фильтрация АКОР БН-4/3 через низкопроницаемые керны с различным насыщением (перепад давления – 0,7 МПа, температура – 20 0С) применение порционной закачки;

комбинирование изоляционных составов (материалов) с различными фильтрационными, химическими и физико-механическими свойствами;

докрепление фильтрующихся в пласт материалов составами с твердой фазой;

проведение изоляционных работ через специальные отверстия;

предохранение нефтенасыщенных интервалов пласта (при изоляции подошвенной воды и заколонных перетоков) механическими средствами, составами для временной изоляции и технологическими методами;

подключение в работу ранее не работающих интервалов пласта;

использование перечисленных выше приемов в различных комбинациях.

При выполнении договора были подобраны водонаполненные композиции на основе кремнийорганического материала АКОР БН-102 и составы на основе жидкого стекла.

Экспериментальные ремонтно-изоляционные работы в рамках выполнения договора проведены на пяти скважинах: три скважины на Барсуковском месторождении и по одной скважине на Верхне-Пурпейском и Северо-Харампурском месторождениях с применением кремнийорганического тампонирующего материала АКОР БН-102.

Таблица 1 – Изменение проницаемости естественных кернов Харампурского месторождения до и после обработки водоизолирующим составом АКОР БН Компонентный Проницаемость по Градиент Время Снижение состав реагента, воде, мкм2 давления, воздейств проницаемости, № образца объемные доли МПа/м ия, мин % АкорБН Вода До После обработки обработки Естественный керн Харампурского месторождения (скв. 346), насыщенный водой 11 3 0,018 0 25,7 45 1 3 0,018 0,0000023 28,6 80 99, 1 3 0,018 0,0000160 28,6 150 99, Естественный керн Харампурского месторождения (скв. 346), насыщенный трансформаторным маслом 12 3 0,022 0,000232 22,8 25 98, 1 3 0,022 0,000298 28,6 70 98, 1 3 0,022 0,000463 28,6 120 97, 1 3 0,022 0,00139 28,6 130 93, 1 3 0,022 0,00174 28,6 150 92, На Барсуковском и Верхне-Пурпейском месторождениях скважины, на которых проводились работы, высоко обводнены. По данным ПГИ, нефть поступает из верхних интервалов пласта мощностью 0,5-1,2 м, из остальных интервалов интенсивно поступает вода системы поддержания пластового давления.

Все проведенные ремонтно-изоляционные работы (РИР) были направлены на ликвидацию заколонного перетока воды. Опыт работы по водоизоляции на месторождениях Западной Сибири показал, что ликвидация заколонных перетоков воды позволяет добиться значительного прироста добычи нефти и снижения обводненности продукции за счет увеличения степени воздействия депрессии на пласт и перераспределения потоков фильтрации в продуктивном пласте.

При отработке технологии на первых скважинах основывались на позиции: не “навредить” продуктивному горизонту. Для предохранения продуктивных интервалов применяли технологический прием, заключающийся в одновременной закачке углеводородов (нефти) в перфорированные интервалы и изоляционного состава в каналы заколонной циркуляции и в пласт-обводнитель.

Все скважины после проведения работ по водоизоляции введены в эксплуатацию.

1. Скв. 1623 куст 55 Барсуковское месторождение.

По результатам комплекса ПГИ, проведенного после РИР, заколонный переток с глубины 1751 м не отмечается. При этом обводненность продукции и дебит нефти остались на прежнем уровне. По всей видимости, приток жидкости из ликвидированного заколонного перетока компенсировался не притоком нефти, а притоком воды из высокопроницаемых обводнившихся интервалов. Подтверждением тому является мощность нефтеотдающих интервалов. После ремонта она не изменилась и составляет всего 0,6 м.

В скважине достигнут положительный технологический эффект: ликвидирован заколонный переток.

2. Скв. 3027 куст 37а Барсуковское месторождение.

Обводненность продукции снизилась в первый месяц на 6,3 % и дебит нефти увеличился на 6,6 м3/сут. Необходимо отметить, что, несмотря на проведенные водоизоляционные работы, отбор жидкости после РИР был увеличен более чем в два раза по сравнению с доремонтным периодом. Нельзя исключать того, что при сохранении режима отбора на уровне до проведения РИР эффект был бы выше.

3. Скв. 3176 куст 46 Барсуковское месторождение.

После проведения ремонтных работ произошло резкое снижение обводненности продукции скважины и значительный рост дебита нефти. Состояние призабойной зоны скважины схематически представлено на рис. 2.

4. Скв. 114 куст 1 Верхне-Пурпейское месторождение.

Результатом проведенных работ является ликвидация притока подошвенной воды и заколонного перетока (по результатам ПРИ), снижение обводненности продукции и увеличение дебита нефти. Состояние призабойной зоны скважины до и после РИР схематически представлено на рис. 3. В процессе работы скважины произошло быстрое увеличение обводненности продукции, связанное с прорывом фронта нагнетаемых вод по пласту.

5. Скв. 243 куст 56 Северо-Харампурское месторождение.

До начала ремонта скважина работала по пластам 1ЮЗ-1, 1ЮЗ-2. Источники обводнения: прорыв фронта нагнетаемых вод по нижнему интервалу пласта I ЮЗ-2 и заколонный переток воды из нижележащего водоносного пласта 1Ю4.

Цель работ – ликвидация заколонного перетока и отключение нижнего обводненного интервала перфорации.

а) б) Рисунок 2 – Состояние призабойной зоны скважины 3176 барсуковского месторождения: а) до РИР;

б) после РИР Рисунок 3 – Состояние призабойной зоны скважины 114 Верхне-Пурпейского месторождения: а) до РИР;

б) после РИР Проведенный после ремонта комплекс ПГИ показал, что заколонный переток ликвидирован. Однако в верхнем интервале пласта 1ЮЗ-1, ранее работавшем нефтью, получен приток воды. Учитывая высокую водоудерживающую способность этого пласта, поступление воды можно объяснить резким уменьшением фазовой проницаемости по нефти в результате попадания жидкости глушения в нефтенасыщенный интервал пласта при ремонтных работах. Верхний интервал пласта 1ЮЗ-2 слабо работает нефтью. Состояние призабойной зоны скважины до и после РИР схематически представлено на рис. 4. Для получения притока нефти необходимо провести изоляцию и гидрофобизацию верхнего обводнившегося интервала пласта 1ЮЗ-1 и интенсификацию добычи нефти из интервала пласта 1ЮЗ-2.

Обобщенные результаты анализа проведенных работ ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз” по изоляции водопритоков и приведены в табл. 2 (состояние на февраль 2001 г.).

Успешность проведенных работ по изоляции водопритоков и водоперетоков в получении дополнительной добычи нефти составила 60 %. В среднем на одну успешную скважину дополнительно добыто 329,43 т нефти. Успешность получения технологического эффекта в проведенных работах составила 80 %. Как указывалось выше, основным направлением проводимых работ являлась ликвидация заколонного перетока, что и было достигнуто: в 4 из 5 скважин заколонный переток ликвидирован.


Однако проведенные работы показали, что превалирующее значение в обводнении продукции при существующих режимах эксплуатации скважин Барсуковского месторождения имеют не заколонные перетоки, а прорыв нагнетаемых вод по пласту.

Поэтому ликвидация заколонных перетоков по оределенному ряду скважин не обеспечивает снижения обводненности продукции и прироста дебита нефти. Следовательно, наряду с ликвидацией заколонного перетока, необходимо проводить работы по изоляции высокопроницаемых, обводнившихся интервалов пласта. Провести работы на скважинах с учетом данного фактора не представилось возможным в связи с недостаточным объемом необходимых реагентов на момент проведения работ.

Таблица 2 – Эффективность проведения ремонтно-изоляционных работ в ОАО “Роснефть Пурнефтегаз” Скв./ Местор Вид ДоРИР После РИР Доп. Прим-е куст ождени обвод добытая е нения нефть, т Обводнен Обводнен Qж, Qн, Qж, Qн, м3/сут м3/сут т/сут ность, % т/сут ность, % Барсу- По ЗКЦ 1623/ 47,4 2,26 95,21 51,57 1,84 95,79 ковское пласт ликвидиро у + ван ЗКЦ Барсу- По — 3027/ 35,57 1,53 95,63 77,76 8,13 89,33 522,24* 37а ковское пласт у + ЗКЦ Барсу- По ЗКЦ 3176/ 25,63 0,92 96,93 13,65 7,90 34,14 358, ковское пласт ликвидиро у + ван ЗКЦ Верхне- По ЗКЦ и 114/1 64,72 2,29 96,46 56,67 4,2 92,53 Пурпей- пласт приток ское у + подошв, Подо воды шва ликвидиро +ЗКЦ ван Северо- По ЗКЦ 243/5 32,38 2,05 93,57 13,18 0,82 92,55 Харам- пласт ликвидиро пурское у + ван ЗКЦ Всего: 988, а) б) Рисунок 4 – Состояние призабойной зоны скважины 243 Харампурского месторождения: а) до РИР;

б) после РИР Основные выводы:

Проведен анализ геолого-физических условий и особенностей технологии разработки 1.

основных пластов ряда месторождений ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”.

Подобраны водонаполненные композиции на основе кремний-органического 2.

материала АКОР БН-102 и составы на основе жидкого стекла с высокими селективными и технологическими свойствами для проведения работ по ограничению водопритоков в условиях месторождений ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”.

Разработана технология проведения работ по изоляции водопритоков и водоперетоков 3.

на месторождениях ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”.

Проведены работы по отработке и апробированию технологии ремонтно 4.

изоляционных работ на скважинах.

Подтверждены высокие селективные и изоляционные свойства разработанных 5.

составов.

Показана высокая технологическая успешность разработанного технологического 6.

процесса при ликвидации заколонных перетоков в нефтяных скважинах.

Список использованных источников:

Отчет о НИР “Технологическая схема разработки Барсуковского газонефтяного 1.

месторождения”. — Тюмень: СибНИИНП, 1992.

Отчет о НИР “Уточненный проект пробной эксплуатации Верхне-Пурпейского 2.

месторождения”. — Ноябрьск: СибНИИНП, 1989.

Отчет о НИР “Технологическая схема разработки Харампурского месторождения”. — 3.

Тюмень: СибНИИНП, 1994.

Отчет о НИР “Исследование керна Харампурского месторождения”. — Тюмень:

4.

СибНИИНП, 1994.

Статья опубликована в:

Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2000 год ОАО “НК “Роснефть”, Москва, 2001 г.

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИЗОЛИРУЮЩИХ РАБОТ ПРИ ПЕРЕХОДЕ НА НИЖЕЛЕЖАЩИЕ ОБЪЕКТЫ В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОЙ ДЕПРЕССИИ НА ХАРАМПУРСКОЙ ГРУППЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В.М.Строганов, В.М.Мочульский (ОАО “РосНИПИтермнефть”) А.М.Строганов (ООО “НПФ “Нитпо”) На группе Харампурских месторождений разрабатываются Верхне-Юрские отложения залегающие на глубинах более 3000 м. В стратиграфическом отношении выделяются четыре продуктивные пласта, в настоящее время наиболее интенсивно разрабатывается горизонт 1Ю3. Горизонт 1Ю3 представлен двумя пластами: верхний 1Ю3- более мощный (до 15 м) и нижний 1Ю3-2 (до 8 м). Эти пласты разделяет уплотненный интервал незначительной мощности 2-5 м. Параметры пласта 1Ю3 приведены в таблице 1.

При разработке месторождений Харампурской группы было принято решение о первостепенной выработке более мощного и нефтенасыщенного пласта 1Ю3-1.

Таблица 1 – Параметры пласта 1Ю № Параметры Среднее значение по пласту п/п Центр.залеж Юж.залеж 1. Глубина залегания, м 2938 2. Средняя нефтенасыщенная 8.5 5. толщина, м 3. Пористость, д. е. 0.16 0.16-0. 4. Нефтенасыщенность, д. е. 0.57 0. 5. Плотность нефти, г/см3 0.805 0. 6. Пластовое давление, атм 288.1 283. 7. Пластовая температура, 0С 94 8. Вязкость нефти 0.36 в пластовых условиях, сПз 9. Проницаемость, мД 5-50 5- 10. Карбонатность 3.2 3. В процессе выработки данного пласта и обводнения добывающих скважин возникла необходимость отключения обводнившегося пласта и переноса разработки на нижележащий объект 1ЮЗ-2. Для решения этой задачи был опробован ряд технологических схем с применением различных изоляционных и тампонажных материалов и средств (цементаж, в том числе с установкой металлического пластыря, объемная закачка дисперсных полимерных систем с последующей установкой металлического пластыря), но эти мероприятия не позволили достичь необходимых результатов.

Литолого-фациальный состав пород коллекторов пласта 1Ю3-1 Харампурского месторождения представлен песчаниками мелкозернистыми с включением углисто слюдистого материала, подчеркивающего слоистую структуру. Встречается песчаник с субвертикальными трещинами, заполненными кальцитом.

В пласте 1Ю3 возможно наличие высокопроницаемых интервалов представленных слабосцементированными песчаниками с наличием развитой сети трещин и микрокарст с проницаемостью порядка 2000 мД.

Проведенные исследования на керновом материале (данные СибНИИНП) показали высокую водоудерживающую способность до 56 % пород коллекторов пласта 1Ю3, однако по разрезу пласта по прослоям она может изменяться в широких пределах от 19 до 56 %.

Также прослеживается неоднозначное взаимодействие пород отдельных прослоев пласта с соляной кислотой. Растворимость в соляной кислоте составляет от 1,5 до 20,6 %. На основании вышесказанного можно утверждать, что коллекторские свойства, как отдельных интервалов, так и по всей мощности призабойной зоны пласта, могут претерпевать значительные изменения в процессе эксплуатации и ремонта скважины. Следствием этого является снижение приемистости и отдачи пласта.

В общем случае проблема отключения обводнившегося пласта при переходе на нижележащий горизонт может сводиться к восстановлению целостности тела эксплуатационной колонны в зоне отключаемого пласта. Из современных технологий это позволяет осуществить установка металлического пластыря в интервале перфорации, однако данная технология в настоящее время не обеспечивает герметичность при депрессии свыше 18 МПа и помимо этого установка пластыря приводит к уменьшению проходного сечения эксплуатационной колонны, что накладывает ряд ограничений на дальнейшее обслуживание скважины. Поэтому возникает необходимость восстановления цементного кольца и установки изолирующего экрана определенной протяженности (для снижения нагрузки на цементное кольцо и металлический пластырь).

Незначительная непроницаемая перемычка между пластами на которых производятся работы позволяет говорить о высокой вероятности вознокновения перетока флюида по заколонному пространству, что подтверждает целесообразность установки изоляционного экрана в пласте.

Незначительная толщина непроницаемой перемычки также накладывает ряд ограничения на проведение интенсификационных работ в отключаемом пласте.

Создание равномерного изоляционного экрана в отключаемом пласте, определяется рядом существенных факторов:

неоднородность отключаемого пласта;

коллекторские свойства пласта (пористость и проницаемость);

текущее состояние призабойной зоны отключаемого пласта;

водоудерживающая способность пород коллекторов и их фазовые проницаемости;

физико-химические свойства изоляционного материала.

Наиболее существенными факторами для создания изоляционного экрана определенного радиуса являются коэффициент неоднородности пласта, фазовая проницаемость его отдельных интервалов и фильтрационные и физико-химические свойства изоляционного состава.

Как отмечалось в описании геолого-физических свойств пород коллекторов отключаемый пласт 1Ю3-1 Харампурского месторождения неоднородный, по разрезу отмечаются интервалы с проницаемостью от 5 до 50 мД, а при наличии трещиноватости проницаемость достигает 2000 мД. Из чего следует, что коэффициент неоднородности изменяется в широких пределах от 5 до 400. Высокая неоднородность отключаемого пласта препятствует его равномерному насыщению изоляционным составом на необходимую глубину. Это предъявляет определенные требования к реологическим и физико-химическим свойствам изоляционных составов и технологии их закачки в отключаемый пласт.

Проблематика установки изолирующего экрана по всей мощности неоднородного пласта наиболее наглядно прослеживается при расчете необходимого объема изоляционного состава. Необходимый объем изоляционного состава для установки экрана по всей мощности отключаемого пласта определяется по следующей формуле:

Vс=3.14R2hmK где:

Vс – необходимый объем изоляционного состава, м3;

R – радиус установки изоляционнного экрана, м;

h – мощность отключаемого пласта, м;

m – пористость отключаемого пласта, дол. ед.;

K – коэффициент неоднородности пласта.

Для создания изоляционного экрана радиусом 1 м в пласте с пористостью 17 % и мощностью 10 м при степени неоднородности 1 требуется 5,3 м3 изоляционного состава, при степени неоднородности 10 – 53,4 м3, а при степени неоднорподности 20 – 106,8 м3 (при условии, что изоляционный состав обладает реологическими свойствавми позволяющими проникать в низкопроницаемые интервалы пласта). Следует отметить, что при объемной закачке в неоднородном пласте происходит языковое распределение изоляционного материала (рис 1а, в) он преимущественно уходит в высокопроницаемые интервалы пласта.

Что обуславливает резкое увеличение необходимого объема изоляционного материала.

Приведенный пример подтверждает теоретическую возможность создания изоляционного экрана по всей мощности отключаемого пласта методом объемной закачки, но для условий месторождений Харампурской группы (коэффициент неоднородности достигает 400) данный метод не достаточно эффективен.

Рисунок 1 – Распределение изоляционного состава в неоднородном пласте при различнух способах закачки: а, в – объемная однопорционная закачка;

б, г – порционная закачка.

Как показали исследования необходимый радиус изоляционного экрана обратнопропорционален физико-механическим характеристикам изоляционного состава. В общем виде эта зависимость описывается формулой:

Rmin=ar(P2-P1)/(2Pm) где:

a – коэффициент запаса прочности (2-5), принимают в расчетах с учетом достоверности всех параметров, сезонных условий и возможности отклонения расчетных величин от фактических;

r – средний радиус проводящих каналов, м;

Pm – пластическая прочность изоляционного материала, МПа;

P2-P1 – депрессия, МПа.

Проведенные авторами эксперименты по исследованию прочностных свойств гелей составов на основе изоляционного материала АКОР БН (рис. 2) и их томпанирующей способности (табл. 1) показали, что для изоляционных составов, обладающих пластической прочностью 1000-10000 Па, минимально необходимый радиус изоляционного экрана при депрессии 20 МПа в условиях месторождений Харампурской группы должен составлять не менее 0,25 м. В этом случае изоляционный состав не будет выдавлен из пласта. В тоже время, при наличии трещиноватых и высокопроницаемых интервалов необходимо увеличить изолирующий экран в этих интервалах до нескольких метров.

Рисунок 2 – Зависимость пластической прочности продуктов гелеобразования составов АКОР БН с различным содержанием воды от времени стабилизации.

До момента обводнения пласта 1Ю3-1 он длительное время находился в эксплуатации, что неизбежно сказалось на состоянии призабойной зоны пласта и цементного кольца в интервале перфорации. Некоторые интервалы пласта в этих условиях полностью потеряли способность пропускать через себя жидкость вследствие загрязнения, неизбежного снижения фазовой проницаемости пласта в виду большой водоудерживающей способности пород коллекторов и остаточной нефтенасыщенности. Поскольку цементное кольцо частично разрушено перфорацией и длительной эксплуатацией, то возникает необходимость его восстановления.

Литолого-петрофизические свойства пласта 1Ю3, пластовая температура до 100 0С и депрессия 20 МПа накладывают ряд ограничений на применяемые изоляционные материалы и составы. В частности при подборе составов на основе полимеров необходимо учитывать их гидротермическую устойчивость.

Решением проблемы отключения пласта при переходе на нижележащий горизонт в условиях повышенной депрессии на месторождениях Харампурской группы может быть комплекс технологических приемов учитывающих все условия данных месторождений и позволяющий получить положительный эффект.

Одним из способов решения проблемы создания равномерного изоляционного экрана в неоднородном пласте является порционная закачка изоляционного состава. Она позволяет избавиться от языкового распределения изоляционного материала в пласте за счет кольматации наиболее проницаемых интервалов первыми порциями, в результате чего изоляционный материал последующих порций фильтруется в менее проницаемые интервалы пласта. Для повышения эффективности установки изоляционного экрана в неоднородном пласте перед закачкой последних порций изоляционного материала необходимо провести закачку специальных кислотных составов с добавками НПАВ. Это позволяет подключить в процесс отключения новые ранее не принимавшие изоляционный состав низкопроницаемые интервалы пласта, а также очистить цементное кольцо от старого рыхлого цементного камня.

При выборе изоляционного материала мы исходили из вышеперечисленных требований предъявляемых к нему. Этим требованиям наиболее полно отвечает изоляционные материалы группы АКОР БН (модифицированный АКОР Б).

Поскольку призабойная зона пласта и цементное кольцо в интервале перфорации в результате длительной эксплуатации загрязнены, то для их очистки целесообразно применять обработку призабойной зоны неионогенными ПАВами (Нефтенол ВВД, МЛ-80, Неонол и др.).

С целью восстановления цементного кольца непосредственно после закачки последней порции изоляционного материала производится докрепление составом с твердой фазой (цемент).

Для защиты цементного камня от воздействия агрессивных сред находящихся в стволе скважины возможна установка металлического пластыря в интервале отключаемого пласта.

Разработанная авторами технология отключения пласта при переходе на нижележащие объекты основывается на комплексном использовании перечисленных выше технологических приемов исходя из характеристик конкретных скважин.

Планируемое состаяние призабойной зоны скважины после проведения работ по переходу на нижележащий горизонт схематически представленно на рис. 3.

Рисунок 3 – Схематическое представление призабойной зоны скважины после перехода на нижележащий горизонт.

По разработанной авторами технологии отключения пластов при переходе на нижележащий горизонт проводились промысловые испытания на Северо-Харампурском месторождении ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз” на двух скважинах: 408 и 507. На рис. представленно схематическое представление состояния призабойной зоны скв. № 507 до и после проведения работ по переходу. Также по разработанной технологии проведены работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны в нагнетательной скважине на Барсуковском месторождении. Результаты испытаний проведенных работ показаны в таблице 2. Положительные результаты получены во всех случаях, что позволяет предположить высокую надежность разработанной технологии.

Рисунок 4 – Состояние призабойной зоны скв. 507 Северо-Харампурского месторождения до РИР (а) и после (б) Таблица 2 – Результаты испытаний проведенных работ № скв. Давление Результат Депрессия Заключение опрессовки опрессовки при записи записи э/к, МПа э/к КВУ, МПа КВУ герметично притока нет 408 17.5 17. герметично притока нет 507 17.0 17. герметично 4005* 10.0 - Полученные результаты также позволяют говорить о перспективе применения технологии в ликвидации некоторых видов негерметичности эксплуатационных колонн на других месторождениях.

Выводы:

Разработана комплексная технология отключения пласта при переходе на 1.

нижележащий горизонт в условиях повышенной депрессии.

Проведены опытные работы по разработанной технологии на скважинах 2.

Харампурского месторождения.

Опытные работы показали высокую эффективность разработанной технологии.

3.

Полученные результаты позволяют говорить о целесообразности применения 4.

разработанной технологии на месторождениях ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”.

Данная технология применима и в условиях других месторождений после адаптации 5.

ее к конкретным условиям.

Список использованных источников:

Отчет о НИР “Технологическая схема разработки Харампурского месторождения”. — 1.

Тюмень: СибНИИНП, 1994.

Отчет о НИР “Исследование керна Харампурского месторождения”. - Тюмень:

2.

СибНИИНП, 1994.

Серела Н.Г., Сахаров В.А., Тимашеи А.Н. Спутник нефтяника и газовика. - М.: Недра, 3.

1986.

Тампонаж обводненных горных пород: Справочное пособие. — М.: Недра, 1989.

4.

Статья опубликована в:

Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2000 год ОАО “НК “Роснефть”, Москва, 2001 г.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПО ОГРАНИЧЕНИЮ ВОДОПРИТОКОВ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИМИ СОСТАВАМИ Строганов В.М., Линник Н. В., Гилаев Г.Г., Строганов А. М., Дадыка В. И.

(ОАО “РосНИПИтермнефть”, НПО “Термнефть”, ООО “НПФ “Нитпо”) В процессе разработки месторождении проблема ограничения водопритоков в добывающие скважины становится все более актуальной. Резко возрос объем скважин, вышедших из бурения и требующих ремонта из-за прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположенных к продуктивной зоне водонасыщенных пластов, заколонной циркуляции. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15-20 % и более. В результате в среднем почти в 2 раза увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации.

Работа большего числа скважин из-за высокой обводненности является нерентабельной, и вследствие экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации такие скважины активно пополняют бездействующий фонд, который в настоящее время насчитывает более 30 тыс. скважин. По отдельным месторождениям Западной Сибири фонд бездействующих скважин составляет 40-50 % эксплуатационного. Потребность в изоляционных и ремонтно-восстановительных работах значительна.

В последнее время возросло число изоляционных работ с применением цемента как наиболее доступного и дешевого материала. Однако применение цемента может дать положительные результаты при изоляции потока воды только в некоторых случаях, например, когда требуется отсечь какой-то участок пласта и перейти на вышележащий горизонт.

Высокой рентабельности работ по ограничению водопритоков можно достичь, если применять реагенты, специально предназначенные для этой цели и способствующие увеличению дебитов нефти.



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.