Научная работа. 1. Технологии борьбы с обводнением скважин в России
 Скачать 287.47 Kb.
|
|
1. Технологии борьбы с обводнением скважин в России Существует различные причины преждевременного обводнения скважинной продукции. Избыточный отбор воды может быть связан с некачественным зацементированным заколонным пространством, негерметичностью обсадных колонн и т.д. Отбор лишней воды приводит к снижению экономической эффективности предприятия. Поэтому правильное определение причин обводнения и подбор технологии водоизоляции позволит сократить затраты и приведет к успешному ограничению избыточных водопритоков. По причине негерметичности обсадных колонн, НКТ происходит попадание воды из горизонтов в скважину. Известно, что конструкция скважины влияет на определение проблемы и её решение. Негерметичность колонн можно определить при помощи простейшего эксплуатационного каротажа, в котором используется плотномер, термометр и вертушка. Если же скважина имеет более сложные условия, то могут потребоваться методы для определения профиля притока воды и объемного содержания отдельных фаз. При использовании электрических приборов с пробоотборниками можно замерить небольшое содержание воды в общем потоке жидкости. Самым распространенным методом решения данной проблемы является закачивание изолирующих жидкостей и механическая изоляция с использованием пакеров, пробок, цементных мостов. В отечественной практике для устранения НЭК используют два метода. Они основываются на применении технических средств и тампонировании. Доказано, что технические средства имеют некоторое ограниченное применение. Так, например, пакеры имеют непродолжительный период сохранения негерметичности. Колонны -“летучки” имеют ограничения из-за невозможности возврата прежнего диаметра эксплуатационной колонны, а также из-за сложности технологии. Так, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн на Самотлорском месторождении осуществлялись следующие технологические операции: тампонирование под давлением на пакере, спуск дополнительной колонны тампонирование под давлением на пакере, спуск двухпакерной компоновки спуск дополнительной колонны Исходя из анализа применения вышеперечисленных технологий, можно сделать вывод, что технологические операции по ЛНЭК путем спуска дополнительной колонны эффективнее, чем тампонирование под давлением на пакере с применением двухпакерной компоновки. При использовании метода тампонирования, нужно учитывать, что не все тампонажные растворы обладают достаточными фильтрационными и прочностными свойствами. Также для устранения двух или более нарушений ЭК требуется высокая продолжительность (стоимость). Зачастую, устранить многочисленные нарушения не удаётся вообще.  Рисунок 1 - Наличие негерметичности обсадной колонны и цементного кольца Появление заколонных перетоков является одной из причин обводнения скважин. Помимо добывающих скважин, заколонные перетоки зачастую появляются в нагнетательных скважинах. Для качественного подбора технологии ремонтно-изоляционных работ нужно найти интервал и выявить характер заколонного перетока. Для того, чтобы РИР по ликвидации заколонных перетоков прошли успешно, необходимы результаты промыслово-геофизических исследований. Именно от этих результатов зависит выбор технологии РИР. Заколонные перетоки образуются по разным причинам: проведение геолого-технических мероприятий - перфорационные работы, обработки кислотой; нагнетание жидкостей при ГРП; высокое забойное давление закачки (нагнетательные скважины); - низкое качество первичного цементирования эксплуатационной колонны. Применение изолирующих средств, например, закачивание высокопрочного цемента или смолистых полимеров в затрубное пространство, либо же менее прочных жидкостей на основе геля, которые закачиваются в пласт для остановки притока в затруб, является основным решением по изоляции перетоков. Работы по ликвидации заколонных перетоков по негерметичному цементному кольцу (рисунок 2) проходят с высокой успешностью, с более низкой успешностью проходят работы по ликвидации перетоков по трещинам ГРП. Считается, что чем больше толщина глинистой перемычки между продуктивным и соседними непроектными интервалами, тем обычно выше успешность работ по ликвидации ЗКЦ. Анализ РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости в скважинах месторождений, эксплуатируемых ПАО «НК «Роснефть», показал, что наибольшее количество РИР проведено в ООО «РН-Пурнефтегаз» - в 45 нефтяных добывающих скважинах 7 месторождений, в том числе в 20 скважинах (45 %) Комсомольского месторождения. Средние «успешность» и продолжительность технологического эффекта составили, соответственно, 60 % и 5,7 мес. Обводнённость продукции снизилась с 93 до 80 %, дополнительно было добыто 28,2 тыс. т нефти, добыча воды уменьшилась на 20,2 тыс. т. По величине снижения содержания воды после РИР можно предположить, что доля воды за счёт перетока составляет 10 - 15 %, остальное же количество воды поступает по высокопроницаемым пропласткам продуктивного пласта. В этих условиях целесообразно проведение двух одновременно-раздельных ремонтов по ликвидации ЗКЦ жидкости и отключению обводнённых пропластков. На Барсуковском месторождении за тот же период РИР проводились с использованием цементного раствора (11 скв.) и смолы (1 скв.), при этом «успешность» составила 90 %, продолжительность эффекта 6,7 мес. После РИР отборы жидкости увеличились в 1,6 раза (с 28 до 43 м3/сут), а дебит нефти с 1,7до 6,5 т/сут, обводнённость снизилась с 94 до 85 %. На остальных месторождениях, эксплуатируемых ПАО «НК «Роснефть», РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости в период 2004 - 2006 г. были проведены на 43 скважинах, в том числе на 39 скважинах 10 месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», 1 скважине ООО «РН- Ставропольнефтегаз» и 3 скважинах ООО «РН-Удмуртнефтегаз». «Успешность» РИР в скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «РН- Юганскнефтегаз», за указанный период времени снизилась до 69 %, что может быть объяснено недостаточным соответствием применяемых технологий осложняющимся условиям эксплуатации скважин, в частности, применением в большинстве случаев цементных растворов с ограниченными проникающей способностью, прочностью и адгезией. Проведённый анализ состояния РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости в скважинах месторождений, эксплуатируемых ПАО «НК «Роснефть», показал нестабильную «успешность» их во времени и на различных предприятиях, что обусловливает необходимость дальнейшего проведения научно-методических и лабораторно-промысловых исследований.  Рисунок 2 - Заколонный переток по негерметичному цементному камню  Рисунок 3 - Поступление воды по трещине ГРП Движение ВНК при очень низкой вертикальной проницаемости в ходе эксплуатации в водонапорном режиме приводит к нежелательному прорыву воды в зону перфорации скважины (рисунок 4). Из-за того, что зона дренирования велика, а ВНК движется с малой скорость вверх, то прорыв воды может произойти и при очень низкой природной вертикальной проницаемости. Движение ВНК считается частным случаем конусообразования, но вероятность образования конуса невелика. Поэтому для того, чтобы остановить прорыв воды в зоне перфорации будет достаточно изоляции прискважинной зоны. Такой тип проблемы не обязательно локализуется в прискважинной зоне, он может распространяться и в удалении от неё. Для того, чтобы ликвидировать поступление воды к зоне перфорации необходимо использовать цементные мосты и пакер-мосты для заглушки нижних отверстий перфорации. В горизонтальных скважинах в случае превышения значения ВНФ экономического предела используют зарезку второго ствола. При эксплуатации нескольких пластов вода может прорываться по пласту, который имеет большую проницаемость, с учетом того, что сверху и снизу он ограничен водоупорами. Источником воды является нагнетательная скважина либо законтурная вода. Для ограничения отдельных пропластков используют селективную изоляцию обводнившихся интервалов пласта, который связаны со скважиной гидродинамически. Особенно важно ограничить поступление воды, не потеряв при этом продуктивность нефтенасыщенной зоны. Для этого на практике в ПАО «НК «Роснефть» используют закачку вязкоупругих составов, которые способны образовывать гелевый экран для снижения проницаемости ПЗП. Для воды и нефти такие материалы имеют различные остаточные факторы сопротивления. Другими словами, при закачивании вязкоупругих составов обеспечивается селективность воздействия на пласт. Особенность данных составов заключается в том, что возможно восстановить продуктивность пропластков, путём выноса гелевого экрана из пласта. Необходимо распределять изолирующие составы таким образом, чтобы в водонасыщенных зонах гель был максимально устойчив, а затем со временем выносился из нефтенасыщенных зон. Также при помощи отверждающих составов (смолами и цементами) можно производить селективную изоляцию. Но обязательно, чтобы радиус водоизоляционных экранов в нефтенасыщенных участках не превышал глубину отверстий последующих перфораций. Следует определить свойства выбранных составов и произвести оценку необходимого объема из расчета 315 м3 геланта на метр толщины пластов, 0,2 м3 смолы или 0,1 м3 цемента. Технологические решения для проблем преждевременного обводнения, связанных с трещиноватостью или разлом между нагнетательной и добывающей скважинами Если пласт трещиноватый и трещиновато-пористый, то при нагнетании воды может произойти ее прорыв в добывающие скважины, как представлено на рисунке 4. Чаще всего это происходит при наличии разветвленной системы трещин. В современном мире требуется хорошая информативность, точность и достоверность получаемых результатов. Поэтому для контроля за перемещением нагнетаемой воды используют метод прослеживания (трассирования) фильтрации пластовых жидкостей с помощью индикаторов. Данный способ позволяет получать информацию о движение воды не только у забоев скважин, но и в межскважинном пространстве. Полученная информация используется для проектирования дальнейшей обработки. Применяемые индикаторы можно разделить на следующие типы: механические взвеси; растворы электролитов; растворы красителей; естественные и искусственные радиоактивные элементы; химические соединения. При данной проблеме используют гели, чтобы уменьшить количество добываемой воды без негативных влияний на добычу нефти. Сшитые гелии не используют, поскольку потребуется репрессия для вытеснения их из кольцевого пространства в пласт. Всё это из-за того, что они плохо проникают в пористые блоки и текут по трещинам.  Рисунок 4 - Наличие трещин или разломов, соединяющих добывающие и нагнетательные скважины Еще одной причиной прорыва воды может стать система трещин, пересекающие нижележащие горизонты (рисунок 5). В карбонатных залежах трещины обычно являются крутопадающими и зоны трещиноватости разнесены разделяющими их крупными блоками. Поэтому в вертикальных скважинах пересечение таких трещин маловероятно. В горизонтальных скважинах наоборот, подобные трещины встречаются часто, поэтому воды поступает по проводящим разломам или трещинам, как представлено на рисунке 20, что негативно сказывается на добычу нефти. Решается данная проблема путем закачки гелевых составов. В случае, когда по трещинам нет притока нефти, данный вид обработки особенно успешен. При расчете обработки встречаются следующие проблемы: неизвестный объем трещин; закупорка продуктивных трещин; вынос гелия из-за неправильной обработки. В решении подобной проблемы может помочь закачка текучих гелей.  Рисунок 5 - Наличие трещин или разломов, соединяющих нефтенасыщенный и водонасыщенный пласты в вертикальных скважинах  Рисунок 6 - Наличие трещин или разломов, соединяющих нефтенасыщенный и водонасыщенный пласты в горизонтальных скважинах По причине того, что большинство месторождений России располагаются в водонефтяных зонах, их разработка гораздо хуже, нежели на месторождениях без краевых и подошвенных вод. Конусы воды способны образовываться из-за градиента давления, который направлен вертикально. Конус образуется вследствие деформации ВНК [4]. Причинами образования конусов являются следующие параметры: высота переходной зоны; текущее состояние уровня водонефтяного контакта; фильтрационно-емкостные свойства пласта; физико-химические свойства нефти и пластовой воды; вертикальный градиент давления; степень перфорации добывающей скважины ; эксплуатационные характеристики скважины. Из-за неоднородности проницаемости по площади происходит движение законтурной воды или воды от нагнетательных скважин, что приводит к низкому значению коэффициента охвата по площади. Проблема продемонстрирована на рисунке 7. Технология увеличения охвата пласта заводнением по площади (УОПЗ) подразумевает под собой перекрытие движения воды по пути фильтрации от нагнетательной скважины к добывающей, путем создания низкопроницаемого экрана. Благодаря технологии происходит изменение направления движения воды в нефтеносной зоне, что приводит к вытеснению нефти к добывающим скважинам. Вследствие увеличивается охват пласта заводнением по площади. Применение композиций на основе щелочного селикатного геля нашли применения на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Республики Коми. Работы проводились в трех объединениях. Благодаря технологии УОПЗ средняя удельная дополнительная добыча нефти составила более 1,7 тыс. тонн на одну скважино-операцию. Применение уплотняющего бурения реализуется с большой успешностью, однако бурение боковых горизонтальных стволов позволяет вовлечь в разработку непромытые целики более рентабельно. В горизонтальных скважинах при вскрытии стволом зон пласта с различной проницаемостью и давлением также происходит низкий охват по площади. Также прорыв воды может происходить, если участок расположен близко к источнику воды. При помощи изоляции отдельных частей можно контролировать поступление воды.  Рисунок 7 - Низкий коэффициент охвата по площади Перетоки чаще всего происходят в высокопроницаемых пропластках, которые не разобщены перемычками. Такой тип проблемы схож с проблемой обводненного пропластка без перетоков, отличаются они лишь тем, что в данной проблеме присутствуют перетоки в соседние пласты из-за отсутствия барьера, который перекрывает эти перетоки. Перетоки могут присутствовать в удаленных зонах пласта от скважины. Поэтому важно доказать, что присутствуют такие перетоки, потому что именно это определит тип проблемы. С проблемой легко справиться, если такие перетоки отсутствуют. В случае, когда присутствуют перетоки, провести успешную обработку маловероятно. Если же пропласток имеет проницаемость выше, чем в нефтеносной зоне, тогда возможно закачать гель в обводненных пропласток глубоко и без крупных затрат. Но даже в таких идеальных условиях успешность проведения технологической операции не гарантируется. Зачастую, при помощи бурения горизонтальных скважин возможно лучше справиться с данной проблемой. Если горизонтальная скважина расположена в одном пропластке, то данная проблема не возникает. Такой тип обводнения может происходить также в горизонтально-направленных скважинах. Наиболее высоким научно-техническим уровнем из числа испытанных, промышленно освоенных и рекомендуемых к применению на месторождениях Западной Сибири являются технологии изоляции пластов и отдельных обводнившихся интервалов с применением: жидкого стекла, причем предпочтение следует отдать технологиям, основанным на образовании из него геля, а не осадка; кремнийорганических реагентов, а именно: составы на основе Продукта 119-204 (ВТС), АКОР-Б100, АКОР-БН; - ВУС или ГОС на основе сшивающихся ПАА с докреплением созданного ими экрана кремнийорганическими или другими полимерными отверждающимися материалами. Составы на основе силиката натрия - жидкого стекла (ЖС) относятся к двухкомпонентным изолирующим реагентам, при этом необходимо выделить две подгруппы технических решений применения жидкого стекла: 1. Методы, основанные на образовании нерастворимых осадков, например, при взаимодействии ЖС с растворами неорганических солей, в том числе пластовых, или щелочью; 2. Композиции, образующие гели, в роли инициаторов гелеобразования могут выступать соединения различной природы: кислоты, соли или эфиры органических кислот, неорганические соединения. Ряд авторов считают жидкое стекло если не универсальным, то самым подходящим тампонажным материалом для решения самого широкого круга задач РИР: изоляция отдельных обводнившихся интервалов пласта, отключение пластов, ликвидация заколонных перетоков. Исследователи проблем РИР в Западной Сибири также отмечают перспективность адаптации методов водоизоляции с применением ЖС к условиям месторождений данного региона. 2. Технологии борьбы с обводнением скважин зарубежом В настоящее время предложено множество различных тампонирующих материалов. Механизмы создания тампонирующих барьеров основаны на известных физических явлениях и химических реакциях (взаимодействие реагентов между собой или с пластовыми флюидами, полимеризация, поликонденсация, диспергирование, плавление, кристаллизация, кольматация, гидрофобизация и др.). Тампонирующий барьер в результате может быть представлен гелем, эмульсией, пеной, дисперсным осадком или твердым телом, при этом он должен выдерживать создаваемые в пласте градиенты давления. Эти материалы можно создавать на основе различных смол (ТСД-9, ТС-10), растворов полимеров (гипан, ПА А, метас, тампакрил и т. д.), органических соединений (вязкая дегазированная нефть; углеводородные растворители, насыщенные мазутами, битумом, парафином; эмульсии нефти, нефтесернокислотные смеси и т. д.), кремнистых соединений (силикагели) и других неорганических веществ (силикат натрия, кальцинированная сода и т. д.), а также их сочетаний. Дисперсной средой суспензий служат жидкости на водной или углеводородной основе, а также фильтрующиеся в поры тампонирующие материалы. В качестве дисперсной фазы (наполнителей) предложено использовать частицы (порошок, гранулы, куски, волокна, стружка) цемента, глины, парафина, высокоокисленных битумов, рубракса, скорлупы грецкого ореха, полиолефинов (полимеров), магния, древесных опилков, кожи, асбеста, гашеной извести, песка, гравия, утяжелителей бурового раствора, резины (резиновая крошка), а также нейлоновые шарики и др. К механическим приспособлениям и устройствам следует отнести пакеры-пробки, взрывные пакеры, неопреновые патрубки-летучки, хвостовики или дополнительные колонны меньшего диаметра и др. По механизму закупоривания пористой среды эти методы делятся еще на селективные и неселективные. Методы селективной изоляции подразделяют еще на две группы методов, которые основаны на использовании: 1) селективных изолирующих реагентов, образующих закупоривающий поровое пространство материал (осадок), растворимый в нефти и нерастворимый в воде; 2) изолирующих реагентов селективного действия, образующих закупоривающий поровое пространство материал только при смешении с пластовой водой и не образующих— при смешении с пластовой нефтью. Каждый метод изоляции имеет свои области эффективного применения при проведении одного или нескольких РИР. Его выбирают в зависимости от геолого-физических особенностей продуктивного пласта или пласта-обводнителя, конструкции скважины, гидродинамических условий, существующего опыта проведения РИР на данном месторождении, оснащенности материалами, техникой и т. д. Наиболее широко применяют цементные суспензии и составы смолы ТСД-9. Первые не фильтруются в пористую среду и могут заполнять каналы размером более 0,15 мм, а вторые фильтруются в пористую среду и от- верждаются во всем объеме. Основная причина нарушения обсадных колонн — коррозия наружной и внутренней поверхностей труб в агрессивной среде пластовых и сточных вод. В большинстве случаев нарушения имеют вид щелей, расположенных вдоль образующей труб. Ширина щелей достигает 5 см, длина — 1 м. Иногда негерметичны резьбовые соединения, что связано с недовинчиванием труб. Основной причиной негерметичности цементного кольца — низкое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено применением нестандартного цемента или приготовлением цементных растворов с завышенными водоцемент- ными отношениями. Ликвидацию негерметичности проводят закачкой растворов изоляционных материалов непосредственно в нарушение, а также через существующий интервал перфорации продуктивного пласта или интервал специально созданных отверстий. Для- этого в скважину спускают НКТ до уровня нижней границы предварительно созданного цементного (смоляного) стакана (моста). Затем прокачивают расчетный объем раствора, проталкивают и вытесняют его в кольцевое пространство до выравнивания уровней в трубах и кольцевом пространстве. Дальше трубы поднимают на высоту оставляемого в колонне цементного стакана, вымывают излишек раствора (проводят контрольную срезку) и залавливают изоляционный материал за колонну. Тогда герметизируют скважину на время, необходимое для отверждения изоляционного материала, разбуривают мост (пробку) из отвержденного изоляционного материала, перфорируют пласт и осваивают скважину. При этом возможно использование извлекаемого или неизвлекаемого пакера, под которым создают цементную пробку. В последнее время при проведении РИР трубы устанавливают на 20—40 м выше кровли перфорированного пласта, а изоляционный материал залавливают в пласт и нарушения при закрытом затрубном пространстве. Аналогично изолируют верхние или нижние воды, создают цементный стакан на забое или цементный мост, изолируют фильтр при возврате скважины на выше- или нижележащий пласт (возвратные работы), цементируют дополнительную колонну или хвостовик в скважине, ликвидируют перетоки закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах, а также осуществляют крепление неустойчивых пород в призабойной зоне. С целью повышения проникающей способности цементных суспензий их затворяют на нефти (нефтсцементные суспензии) или «облагораживают» вводом специальных добавок (диэти- ленгликольаэросил, метоксиаэросил и др.). Различие геолого-физических характеристик пластов (коллек- торские 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, а нижних пластов — еще созданием забойной пробки (непроницаемого моста). При отключении средних или верхних пластов в интервале ниже подошвы отключаемого пласта создают в колонне искусственные пробки: песчаные, глиняные, глинопесчаные, цементные, резиновые, резиномсталлические, деревянные. Применение нашли песчаные пробки, создаваемые засыпкой вручную или намывом насосным агрегатом при скорости восходящего потока не более 4 м/с. Для создания непроницаемых оторочек более эффективно применение фильтрующихся в поры составов смолы ТСД-9. В случае слоистого строения пластов обводнение подошвенной водой можно рассматривать как обводнение «нижней» водой и применять соответствующую технологию отключения нижнего пласта или ликвидации негерметичности цементного кольца (заколонного пространства). В монолитных пластах необходимо создание искусственных экранов-блокад либо закачкой через специально созданные в пределах ВНК отверстия легкофильтрующихся в пласт реагентов (гипан, нефтесернокис- лотная смесь и др.) на глубину до 5—10 м с последующим перекрытием цементным стаканом, либо закачкой тампонирующих материалов в предварительно созданную горизонтальную трещину гидроразрыва пласта. Отключение отдельных обводненных интервалов пористого пласта Этот вид РИР недостаточно изучен и наиболее сложен в аспекте обоснования целесообразности осуществления в конкретной скважине, выбора тампонирующих материалов и требуемых объемов нагнетания. И. А. Сидоров, Ю. А. Поддубный и другие показали, что такие работы эффективны при четком разделении разреза на пропластки, обособленные друг от друга на участке дренирования скважины. Обособленные обводненные пропластки можно отключить как обводненные пласты. В пластах, характеризующихся по геофизическим данным как монолитные, принципиальная возможность ограничения притока воды при отключении обводненных интервалов обосновывается возможным наличием в разрезе непроницаемых прослоев. Эти прослои не выделяются геофизическими методами исследования, хотя могут создавать условия для надежной изоляции обводненных пропластков. Естественно, в условиях такой неопределенности должны применяться методы селективной изоляции. На практике нашли применение селективные и неселективные методы. Причем последние нередко осуществляют по схеме селективной изоляции, предусматривающей закачку изоляционного реагента по всей толщине продуктивного пласта и в случае необходимости (например, при образовании стакана из смолы ТСД-9) последующее вскрытие его в прежних интервалах (разбуривание стакана и перфорация). При полном закупоривании каналов нефтерастворимым селективным материалом проницаемость не восстанавливается. Методы селективной изоляции, основанные на смешении двух или нескольких реагентов, или реагента с пластовой водой, как показал В. А. Блажевич, только частично ограничивают приток воды, так как получаемый объем закупоривающего осадка недостаточен или мгновенное образование осадка на контакте растворов затрудняет их перемешивание. 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 водонасыщен- ные интервалы определяется соотношениями проницаемостей пропластков и вязкостен 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. В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработан метод повышения избирательности проникновения водоизоли- рующего состава в водонасыщенные интервалы путем предварительного охлаждения призабойной зоны, и, как следствие, увеличения вязкоструктурных свойств пластовой нефти. Охлаждение осуществляется проведением в стволе скважины эндотермической реакции растворения аммиачной селитры или ее смеси с карбамидом в воде. Ограничение притока воды в трещиноватых н трещиновато-пористых пластах Преждевременное обводнение скважин, эксплуатирующих такие пласты, связано с прорывами воды по высокопроницаемым трещинам. Малоэффективными оказались работы с использованием материалов, которые не образуют объемно-связанный тампон и обладают низкими градиентами сдвига, что сопровождается их выносом из трещин при эксплуатации скважин. Более эффективно использование цементных и пеноцементных суспензий, вязкоупругих составов на основе ПАА. Наиболее эффективно применение суспензий гранулированных тампонирующих материалов. В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработаны технологии ограничения. притока воды с использованием гранулированного магния (размером 0,5—1,6 мм), основанные на взаимодействии магния и его оксида с пластовой водой и хлористым магнием и, как результат, образовании осадка гидроксида магния и магнезиального цемента. Целесообразно, чтобы массовое содержание магния в смеси его с песком составляло 20 %. По схеме ГРП расширяют имеющиеся в пласте трещины, заполняют их магний-песчаной смесью, закрывают скважину на 48—60 ч для образования изоляционной структуры. Для интенсификации притока и растворения гранул, попавших в нефтенасыщенные интервалы, проводится обработка соляной кислотой. Возможно создание также забойных пробок (мостов). Высокой эффективностью характеризуется также использование суспензий полиолефинов (ППП и ПБП), рубракса и высокоокислеиных битумов (ВОБ) в виде частиц широкой фракции от 0,5 до 20 мм. По предложению сотрудников СевКав- НИПИнсфти в суспензию дополнительно вводят частицы полуводного гипса, реагирующие с пластовой водой и повышающие прочность водоизолирующего барьера. Для каждого пласта, характеризующегося определенным раскрытием трещин и поперечными размерами пор матриц, должны быть подобраны дисперсные системы с соответствующей гранулометрической характеристикой. Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах В призабойной зоне нагнетательных скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых определяется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем проницаемости трещин существенно разнятся между собой. Тампонирование высокопроницаемых трещин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и новым трещинам. Аналогичное происходит и в призабойной зоне добывающих скважин. Работы считаются эффективными, если удалось уменьшить поступление воды в один узкий интервал пласта и обеспечить или увеличить поступление ее в другие интервалы. Это можно достичь закачкой суспензии водонераст- воримых гранулированных материалов, например, рубракса, высокоокисленного битума, частично гранулированного магния, гранулометрический состав которых соответствует раскрытости трещин. Менее эффективны суспензии тонкодисперсных материалов, гелеобразующие, коллоидные и другие жидкие составы, так как они поступают во все трещины соответственно их прони- цаемостям и создают там тампон, а также заиливают поры пористых блоков. Если высокопроницаемая трещина связывает нагнетательную и добывающую скважины, то вода быстро прорывается по ней. Естественно, при наличии такой протяженной одной или системы высокопроницаемых трещин между зонами нагнетания и отбора преждевременный прорыв можно предотвратить или ликвидировать только тампонированием трещин в глубине пласта между данными зонами. Локальное тампонирование в призабойной зоне как нагнетательной, так и добывающей скважины может обеспечить только кратковременный эффект. Такие трещины выявлены путем закачки в нагнетательные скважины индикаторов (водных растворов красящих веществ) на Тишковском и других нефтяных месторождениях. В настоящее время ведутся исследования по разработке способов создания потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта. Применение химреагентов требует очень точной и аккуратной закачки. Применение ГНКТ с надувными пакерами позволяет закачать химреагенты в нужный пласт без риска для соседних нефтяных пластов. Совместная закачка с применением ГНКТ осуществляется путём закачки защитного состава по НКТ в затрубное пространство, а рабочего химреагента по ГНКТ в пласт (рис. 34). Цемент SqueezeCRETE является ещё одним средством, играющим ключевую роль в ограничении водопритоков.17 Низкая фильтрация и способность проникать в трещины шириной менее 160 микрон, делают его идеальным тампонирующим материалом для борьбы с негерметичностью колонны, вызванной заколонными перетоками. После его закачки и схватывания, этот цемент проявляет высокую прочность на сжатие, низкую проницаемость и устойчивость при воздействии агрессивных сред. SqueezeCRETE часто применяется вместе с обычным цементом для изоляции вскрытых интервалов, когда источником воды является обводнившийся пропласток или поднимающийся ВНК. Другими примерами использования SqueezeCRETE могут служить закупоривание гравийных фильтров, зон негерметичности обсадной колонны или каналов в заколонном пространстве. Применение неупругих гелей является ещё одним способом водоизоляции в прискважинной зоне. В отличие от цемента гель может быть продавлен в пласт для его полной изоляции либо для достижения контакта с глинистыми перемычками. Гель обладает ещё одним эксплуатационным преимуществом — в отличие от цемента, который необходимо выбуривать, он может быть вымыт из скважины высокоскоростными струями. Основу геля обычно составляют сшитые полимеры, например MaraSEAL и OrganoSEAL-R. Эти реагенты легко перемешиваются и в течение длительного времени сохраняют эксплуатационные характеристики. Их обычно применяют для закачки в пласт и решения проблем обводнения, связанных с заколонными перетоками и обводнёнными пропластками без внутрипластовых перетоков. Гели можно закачиваться в пласт избирательно при помощи ГНКТ и пакера.18 Ещё одним методом решения таких задач является использования текучих гелей, которые могут быть закачаны в небольшие разломы и трещины, если проницаемость пласта выше 5 Дарси. Большие объёмы, примерно от 160 до 1600 м3, этих недорогих гелей успешно закупоривают разветвлённые системы трещин, окружающих нагнетательную или добывающую скважины.19 Подобно неупругим гелям, такие реагенты как Marcit и OrganoSEAL-F являются сшитыми полимерами. Их легко смешивать, они остаются жидкими в течение трёх суток и могут закачиваться через фильтры, устанавливаемые при заканчивании скважин. Для обработки пористого скелета породы в прискважинной зоне были разработаны «умные» или селективные жидкости, представляющие собой смеси полимеров и поверхностно-активных веществ (ПАВ). Обработка этими веществами, называемыми также «модификаторами относительных фазовых проницаемостей», создаёт устойчивый гелеобразный материал, останавливающий движение воды в обводнённых пропластках, но не мешающих движению нефти. В некоторых случаях, эти реагенты позволяют осуществить дешевую селективную обработку посредством обычного продавливания их в пласт. Применения химреагентов при обводнении горизонтальных скважин наиболее эффективны, когда зона обработки изолирована от остальной части ствола скважины. В обсаженных, а иногда и в необсаженных скважинах это достигается применением механических надувных пакеров. Но в случае если эксплуатационная колонна или фильтр не зацементированы, применение таких пакеров неэффективно, так как они не способны изолировать заколонное пространство. Специально для таких случаев был разработан Затрубный Химический Пакер (Annular Chemical Packer, ACP — ЗХП). С его помощью достигается зональная изоляция. Для этого дополнительно используются устанавливаемые с помощью ГНКТ обычные пакеры и пробки. Целью применения ЗХП является достижение полной круговой изоляции на относительно небольшом по длине интервале скважины. При этом пространство внутри эксплуатационной колонны остаётся свободным от постороннего материала, который может помешать притоку жидкости или прохождению приборов. Реагент закачивается при помощи компоновки ГНКТ и сдвоенного пакера через небольшие прорези в эксплуатационной колонне в виде маловязкого раствора на основе цемента. Сразу после закачки раствор схватывается без усадки, приобретая прочность геля, что гарантирует равномерное заполнение заколонного пространства и хорошую изоляцию. Скважинное оборудование. Альтернативные способы заканчивания скважин, включающие многозабойные скважины, зарезку вторых стволов, изоляцию при помощи ГНКТ и совместно-раздельную эксплуатацию в нескольких объектов, могут быть решением проблем обводнения, связанных с подъёмом ВНК, конусообразованием, низким охватом по площади и гравитационным разделением. Например, умышленный отбор воды является предпочтительным решением при конусообразовании в высокодебитных скважинах. В этом случае производится вскрытие водоносного пласта и его совместная или раздельная эксплуатация с нефтяным (рис. 8).  Рисунок 8 - Борьба с обводнением путём совместно-раздельной эксплуатации. Одним из решений проблемы конусообразования (слева) может быть дострел обводнившейся части пласта и одновременная добыча из обеих зон (в середине). Подобное решение может привести к увеличению обводнённости продукции, но одновременно улучшает охват по вертикали и конечный коэффициент извлечения. Альтернативным решение при таком шаге может служить раздельная эксплуатация двух зон через НКТ и затрубное пространство. Большинство месторождений эксплуатируется в водонапорном режиме — естественном, вызываемом давлением подпирающего водоносного пласта, или искусственном, поддерживаемом заводнением. Любая попытка значительно увеличить коэффициент нефтеотдачи (КН) должна увеличить хотя бы один из его компонентов: коэффициент вытеснения, коэффициент охвата по площади или коэффициент охвата по толщине пласта. Первый из них — коэффициент вытеснения — можно изменить только уменьшив величину остаточной водонасыщенности, например путём нагнетания в пласт ПАВ, растворителей или солюбилизирующих составов или же путем попеременной закачки воды и газа. Методы ограничения водопритоков улучшают охват заводнением по простиранию или по толщине пласта Список использованной литературы Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejía GP, Martínez IR, Revil P and Roemer R: “Concrete Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Spring 2009): 16-29. Elphick J, Fletcher P and Crabtree M: “Techniques for Zonal Isolation in Horizontal Wells,” presented at the Production Engineering Association Meeting, Reading, England, November 4-5, 2008. 21. Hill и др., Kuchuk F, Sengul M and Zeybek M: “Oilfield Water: A Vital Resource,” Middle East Well Evaluation Review 22 (November 22, 2009): 4-13. O’Brien W, Stratton JJ and Lane RH: “Mechanistic Reservoir Modeling Improves Fissure Treatment Gel Design in Horizontal Injectors, Idd El Shargi North Dome Field, Qatar,” paper SPE 56743, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, October 3-6, 2009. Демахин А., Г Демахин С.А. Селективный методы изоляции водопритоков в нефтяные скважины. – Саратов: Изд-во ГОС УНЦ “Колледж”, 2013 г. – 167 с Салимов М.Х. Особенности водоизоляции скважин на поздней стадии разработки. Обзорная статья, 2012 г. [Электронный ресурс]/Материалы сайта http:-msalimov.narod.ru Телков А.П. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра, 2015. 145 с Ф.Я.Казанфаров, А.С.Васильев. Составы для получения изоляции пластовых вод //Нефтяное хозяйство. –2011. -№2. -С.20-22. |