Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633. Часть 2.

---

Страницы:   1   2   3

---

ГЛАВА 2. ТЕХНИКО–ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Причины обводнения скважин

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление вначале немного снижается, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени. Под действием постоянного напора краевых вод, происходит постепенные подъёмы водонефтяного контакта и обводнение добывающих скважин.

С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образуется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зёрна породы под действием упругих сил начинают расширятся, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая другие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющейся воды и зерён породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномерное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вследствие этого возрастает процент обводнённости продукции.

При разработке нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в скважину в период её освоения, по окончании бурения, после непродолжительной или длительной эксплуатации.

Причины прорыва посторонних вод: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных;

Нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне, вследствие недоброкачественного металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин);

Разрушение колонны в процессе освоения скважины, повреждение колонны при текущем и капитальных ремонтах.

Определяющую роль при разработке залежей массивного типа имеет вертикальная трещиноватость.

I     – продукция скважины;

II   – вода;

III  – нефть в изолированном пласте;

IV – вода в изолированном пласте;

А   – переток воды между пластами;

B   – прорыв верхних вод через дефект в эксплуатационной колонне;

C   – прорыв верхних вод через дефект в цементном камне:

D   – подошвенные воды;

E    – нижние воды, поступающие через дефект в цементном стакане.

2.2. Исследование и определение места притока вод в скважину

Исследование скважины проводят с целью установления профиля притока жидкости из пласта, определения характера притока жидкостей через нарушения в эксплуатационной колонне, а также контроля технического состояния обсадной колонны и качества цементного кольца в заколонном и межколонном пространствах.

Скважины исследуют для:

– выявления и выделения интервалов негерметичности обсадных колонн и цементного кольца за ними;

– изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола;

— выявления заколонных перетоков;

– контроля расположения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя, инструмента, спущенного для ремонтных операций, вспомогательных мостов, изолирующих патрубков;

– оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом.

В процессе эксплуатации происходит обводнение скважины. Чтобы произвести изоляцию поступающих в скважину вод необходимо определить источник обводнения. При выявлении источников обводнения продукции наилучшие результаты дают геофизические исследования в действующих скважинах. Наиболее информативны исследования высокочувствительным термометром, механическим и термокондуктивным расходомерами, датчиками состава – влагомерами, плотномерами, резистивиметром. Состав обязательного комплекса зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Во всех случаях обязательные комплексы включают высокочувствительную термометрию и механическую расходометрию.

Привязка замеряемых параметров по глубине осуществляется с помощью локатора муфт и ГК, а в последующем можно привязывать глубины только по локатору муфт. При обводнённости продукции 90% и более, определить какой, из пластов, вскрытый перфорацией, является источником поступления воды в скважину в большинстве случаев возможно по наибольшей производительности. Для этого достаточно провести исследование механическим расходомером и термометром. Термометр позволяет судить о том, является ли причиной обводнения продукции заводнение пласта или же вода поступает к интервалу перфорации по негерметичному заколонному пространству из ниже или вышележащих водоносных пластов.

Объяснение принципа работы высокочувствительного термометра: с глубиной наблюдается закономерное возрастание температуры, определяемое внутренним теплом Земли. Интенсивность нарастания температуры с глубиной характеризуется геотермическим градиентом. За величину геотермического градиента в практической работе принимают изменение температуры Земли в градусах Цельсия, на 100м глубины. Геотермический градиент пропорционален тепловому сопротивлению породы, которое отражает литологические особенности горных пород, слагающих разрезы скважин. Этим вызваны изменения геотермического градиента при пересечении скважиной различных пород, что отмечается изменением угла наклона термограммы относительно вертикали. Изучение тепловых свойств горных пород возможно, как в скважине, обсаженной колонной, так и не обсаженной. Это объясняется тем, что тепловое сопротивление железа в 40–80 раз меньше теплового сопротивления глин. По данным термометрии неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве.

В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения (отдающих жидкость – в эксплуатационных и поглощающих – в нагнетательных), а также при решении других геолого-технических задач, связанного с исследованием технического состояния скважин. Решение перечисленных задач производится путём сравнения геотермы, (базисной температурной кривой, замеренной в простаивающей скважине, находящейся в режиме температурного равновесия с окружающими породами) с термограммами работающих скважин.

Наличие в скважине притока жидкости фиксируется температурной аномалией за счёт эффекта, вызванного дросселирования газа или нефти в продуктивном пласте (эффект Джоуля-Томпсона). При движении жидкости на фоне изменения геотермического градиента за счёт дроссельного эффекта возникают небольшие положительные аномалии. Измерение таких низких перепадов температур возможно термометрами с порогом чувствительности 0,02 –0,03 °С. Расходометрия заключается в изменении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в неё на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров.

С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, восстановленных – выделяют наличие перетока по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделённых неперфорированными интервалами; строят профили притока или приёмистости по отдельным участкам или пласта в целом. Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры.

Измерительным элементом гидродинамического расходомера (ДГД) является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через неё проходит поток жидкости, заставляющий её вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту её вращения. Чем выше дебит , тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную её величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.

Термокондуктивные расходомеры с термодинамическим датчиком (СТД) основанные на зависимости степени охлаждения нагреваемого сопротивления, помещенного в поток, от средней линейной скорости потока. Измерительная установка термокондуктивного расходомера состоит из помещённой в поток непрерывно подогреваемой электрическим током спирали и скважинного термометра для измерения её температуры.

Место притока флюида в скважину отмечается уменьшением температуры. Термокондуктивные расходомеры (СТД) достаточно чувствительны к притокам с малым дебитом, надёжны в эксплуатации и не чувствительны к выносу песка потоком жидкости. Однако с помощью этих расходомеров нельзя проводить количественные оценки интенсивности потока при неоднородных жидкостях. Профиль притока можно получить только при однокомпонентной жидкости.

В скважинах с обводнённостью менее 90% по диаграммам притока жидкости не всегда можно выделить перфорированный пласт, из которого поступает вода. В этих скважинах, кроме рассмотренных методов, обязательный комплекс включает в себя изучение состава жидкости в стволе влагомером или индукционным резистивиметром при обводнении продукции соответственно до и выше 50% и гамма-плотномером, который может применяться во всём диапазоне изменения обводнённости.

Механизированные скважины часто не удается исследовать в период эксплуатации и измерения проводятся в процессе возбуждения компрессором после остановки скважины и подъёма глубинного оборудования.

Обычно в таких скважинах источник обводнения в пластах определяют с помощью электротермии в комплексе с дебитометрией. Для этого в скважину спускают НКТ на 50 м выше перфорированных пластов, оборудованные воронкой, а на глубине 700, 900 м от устья устанавливают пусковые муфты (d=2-2.5 мм). Записывают контрольные (базисные) замеры термометрии, затем снижают уровень жидкости в скважине с помощью компрессора, прокачивая воздух через муфты. Давление в стволе скважины снижается, и пласт начинает работать; жидкость из пласта поступает в скважину.

Производят замеры термометром и дебитомерами (СТД и ДГД) в работающей скважине. После нескольких часов работы скважины (2-3 часа) записывают ещё один замер, термометром и расходометрией (СТД и ДГД), сравнивая замеры в работающей скважине с базисными, определяют место притока жидкости в скважину.

2.3. Виды ремонтно-изоляционных работ

Особое значение в ограничении добычи попутной воды, повышении охвата пластов заводнением и увеличением нефтеотдачи играют водоизоляционные работы. Роль их в процессе разработки месторождений постепенно возрастает. Ремонтно-изоляционные работы применяются для решения следующих основных задач:

Регулирование выработки пластов неоднородного расчленённого эксплуатационного объекта путём изоляции обводнённых пластов и прослоек.

Для снижения водопритоков (ограничение водопритоков).

Для обеспечения охраны недр и природных ресурсов при эксплуатации нефтяных месторождений («изоляция по охране недр и природных ресурсов»).

Изоляционные работы, проводимые для решения ряда специальных задач по доразведке, возврату на другие горизонты («специальные работы»).

Изоляция обводнившихся пластов приводит к уменьшению неоднородности, что позволяет повысить коэффициент заводнения и, следовательно, нефтеотдачу.

Изоляционные работы являются одним из наиболее мощных рычагов регулирования разработки, а отключение высокопроницаемых обводнённых пластов из эксплуатации является условием обеспечения высокой нефтеотдачи и достижения высоких технико-экономических показателей разработки.

При изоляционных работах приходится выполнять изоляцию верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных вод по отклонению отдельных пластов и вод, поступающих через соседнюю скважину.

Изоляцию верхних вод, если они проникают из пласта через дефект в эксплуатационной колонне, осуществляют:

• заливкой водоцементного раствора через дефект в колонне и последующим разбуриванием цементного стакана;
• заливкой водоцементного раствора с последующим вымыванием излишка раствора;
• спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим цементированием;
• установка пакеров.

Если вода поступает по заколонному пространству через отверстия фильтра, то фильтр скважины (на высоту продуктивного пласта) изолируют песчаной пробкой и при необходимости создают цементный стакан. Если верхняя граница должна располагаться ниже дефекта в колонне или перфорационных отверстий, из которых поступает вода.

Изоляция нижних вод зависит от места их проникновения в эксплуатационную колонну. При попадании их через цементный стакан на забое скважины из пласта последний разбуривают до забоя и промывают. После этого его цементируют. Нижние воды, проникающие через дефекты вдоль эксплуатационной колонны, можно изолировать через специальные отверстия, предварительно перфорируемые в колонне между продуктивным и водонасыщенным пластом.

При использовании разбуриваемого пакера поступают следующим образом. В скважину на заливочных трубах спускают пакер и устанавливают его между фильтром скважины и специально перфорируемыми отверстиями в колонне. После герметизации кольцевого пространства нагнетают воду в заливочные трубы и промывают каналы в заколонном пространстве, по которым происходил ток жидкости. При этом промывочная вода поступает в заколонное пространство через перфорированные отверстия и, пройдя по заколонным каналам, выходит в пространство над пакером. После промывки по заливочным трубам закачивают цементный раствор, который продавливают через перфорированные отверстия в промытые заколонные каналы. Давление продавки должно быть не менее 5 МПа на 1 м высоты цементного кольца. В результате сеть имеющихся трещин заполняется цементным раствором.

После продавливания давление снижают, скважину закрывают на ОЗЦ. ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента. Повторно вскрывают продуктивный пласт с помощью кумулятивного или гидропескоструйного перфоратора. Для изоляции подошвенных вод создают в призабойной зоне пласта водонепроницаемый экран закачкой цементного раствора в трещины образованные при ГРП пласта в нужном сечении, либо заполнением цементом кольцевых щелей, созданных с помощью уплотнённой кумулятивной или гидропескоструйной перфорации.

После этого ниже перфорационных отверстий создают цементную пробку, а затем в образовавшиеся щели нагнетают цементный раствор, для чего устанавливают пакер выше перфорированных отверстий на заливочных трубах. Далее вымывают лишний раствор, удаляют пакер и при необходимости повторно перфорируют. Для отключения перфорированного интервала наиболее часто применяют колонну-летучку.

Важнейшей задачей эксплуатации обводнённой скважины является определение необходимости и своевременное осуществление мероприятий по изоляции каналов водопритока или отключению обводнённых пластов.

Осуществление ремонтно-изоляционных работ в каждой скважине зависит от степени рациональности происходящего в ней обводнения. При нерациональном обводнении в скважину поступают воды, не вытесняющие или почти не вытесняющие нефть. К видам нерационального обводнения скважин относятся:

Обводнение скважин посторонними водами (нижние, верхние);

Обводнение подошвенными водами, проникающими к фильтру по кольцевому пространству;

Обводнение скважин из маломощного высокопроницаемого интервала продуктивного пласта.

2.4. Технологии, применяемые для изоляции водопритока на залежи 302-303 в НГДУ «Лениногорскнефть»

1. «Дисин»

Инвертная дисперсия «Дисин» применяется для селективной изоляции водопритока и увеличения продуктивности скважин. Сущность комплексного воздействия заключается в следующем: в скважины, на которых произошел прорыв воды по трещинам, кавернам и крупным порам закачивается инвертная дисперсия «Дисин», после чего призабойная зона последовательно обрабатывается соляной кислотой и нефтяным растворителем с последующей выдержкой на реакцию. При закачке сжиженный, но агрегативно устойчивый «Дисин» фильтруется в трещины, каверны и крупные поры, по которым в скважину поступает вода. Гидрофобные свойства поверхности карбонатного коллектора способствуют проникновению гидрофобного (смачивающего) «Дисина» в достаточную для селективной изоляции глубину. Вместе с тем, в низкопроницаемую часть коллектора «Дисин» не фильтруется. При этом водоотталкивающие свойства «Дисина», находящегося в трещинах и крупных порах обеспечивают надежную изоляцию воды, поступающей со стороны нагнетательной скважины. «Дисин» продавливается в трещины раствором соляной кислоты. При этом соляная кислота не может попасть в трещины в силу водоотталкивающих свойств «Дисина», а следовательно устранить водоизоляционный эффект от «Дисина». Зато в низкопроницаемой части ПЗП, где избыток «Дисина» присутствует в виде тонкой кольматирующей пленки, соляная кислота будет химически взаимодействовать как с карбонатом и гидроксидом кальция, разрушая «Дисин», так и с породой коллектора, повышая проницаемость призабойной зоны пласта. Раствор соляной кислоты продавливается в ПЗП Нефрасом, который с одной стороны агрегативно доразрушает пленку кольматирующего «Дисина» в низкопроницаемой части, оголяя твердую фазу и устраняя помеху для поступления нефти в скважину, с другой стороны, — удаляет АСПО и гидрофобизирует коллектор после гидрофилизирующего действия соляной кислоты.

При застывании в пласте, «Дисин» образует гель с низким значением вязкости и в основном используется для блокировки мелких трещин.

2. Нефтебитумный продукт (НБП)

НБП представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность. Закачка нефтебитумного продукта с заданными фильтрационными характеристиками в обводненный пласт повышает эффективность вытеснения нефти за счет:

мицеллярного строения нефтебитумного продукта и его поверхностно — активных свойств, обуславливающих его эмульгирующую и водоограничительную способность, что приводит к повышению сопротивления промытых зон, в разработку включаются не охваченные заводнением зоны пласта и пропластки;

в результате блокирования промытых зон обводненной части пласта создаются необходимые депрессии для включения не охваченных заводнением интервалов и зон нефтенасыщенного пласта;

в результате блокирования промытых зон создаются необходимые депрессии дляизвлечения нефти из менее проницаемых интервалов пласта.

Технология разработана для закачки НБП в нагнетательные и добывающие скважины, эксплуатирующие обводненные (обводненность 80 %) слоисто-неоднородные терригенные и карбонатные коллектора нефтяных месторождений.

3. Водонабухающий полимер (ВНП)

Для изоляции водоносных пластов, ликвидации перетоков в затрубном пространстве, «языковых» прорывов вод и выравнивания контура заводнения разработана технология применения ВНП, способного многократно увеличить свой объем (набухать) в водных средах, не переходя в жидкое состояние, оставаясь гелем, но увеличивающимся в объеме не менее чем в 60-80 раз.

Молекулярное строение ВНП условно представляется единой макромолекулой «сшитой» из молекулярных цепочек. Цепочки и связи образуют упругую сетку, которая скручена и плотно упакована. При взаимодействии с водой упругие цепочки и связи молекулы раскручиваются и расправляются. Гель начинает набухать до тех пор, пока молекулярные цепочки не исчерпают свою упругость.

КРР

Зарубежный опыт эксплуатации продуктивной зоны горизонтальных скважин показал, что характеристики притока нефти в большинстве скважин являются крайне не совершенными: 75% притока приходятся на первые 30% протяженности горизонтального ствола. Результатом традиционной технологии заканчивания скважин скважин — с обеспечением сплошного отбора продукции из всей прродуктивной зоны является низкая эффективность использования горизонтального ствола скважины. Невозможность создания необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов в начальном (30%) участке скважины, преждевременному подтягиванию воды.

Одним из вариантов заканчивания скважины является разобщения продуктивной зоны на ряд участков без цементирования обсадной колонны в этой зоне. Такие технико-технологические схемы могут быть реализованы путем использования заколонных гидравлических проходных пакеров.

Анализ зарубежного опыта и промысловых данных по эксплуатации горизонтальных скважин, построенных по указанной выше технологии, а также имеющиеся геофизечиские материалы показывают, что для

создания условий максимального нефтеизвлечения необходим новый подход к системе заканчивания и крепления горизонтального участка скважины.

Принципиально новый технико-технологический комплекс КРР-146 для крепления пологих и горизонтальных скважин, разработанный в ООО НТЦ «ЗЭРС» в тесном сотрудничестве со специалистами ОАО «Сургутнефтегаз» предусматривает достижение эффективной эксплуатации горизонтальных скважин с ограничением содержания воды и газа в добываемой продукции.

Для этих целей, горизонтальный участок ствола скважины не цементируется и разделяется с помощью заколонных проходных пакеров на несколько разобщенных друг от друга зон в интервале продуктивного пласта с возможностью многократного регулирования сообщения этих зон с полостью эксплутационной колонны.

Комплекс КРР-146 обеспечивает проведение следующей совокупности технологических операции в процессе крепления, освоения и эксплуатации горизонтальных скважин:

герметичное разобщение горизонтального участка скважины на отдельные зоны с помощью заколонных гидравлических проходных пакеров, заполняемых твердеющими полимерными материалами или маслом;

размещению между пакерами механичиски управляемых — открываемых и закрываемых — колонных фильтров;

проведение операции пакеровки скважины и регулирования колонных фильтров с помощью многофункционального внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на НКТ и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями;

проведение селективной изоляции;

раздельный ввод участков ствола скважины, в зависимости от велечины проницаемости.

Комплекс колонной оснастки типа КРР-146 включает в себя следующие технические средства (см.рис.2):

1. Кондуктор
2. Промежуточная колонна
3. Эксплутационная колонна диаметром 146мм
4. Цетраторы жесткие
5. Муфта проходная цементировачная
6. Пакер проходной гидравлический ПГУП-146
7. Скважинный управляемый клапан КРР.146.03
8. Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02
9. Пакер ПГМП1 146-2 или пакер КРР-146.01
10. Обратный клапан ТОК-146
11. Фиксатор МЦП-220
12. Доливное устройство ДУ-146
13. Башмак БОК-146

Впервые в отечественной практики КРР-146 применялся в «Сургутнефтегаз» на 14 скважинах.

На рис 3. представлена схема КРР котрые использованы на горизонтальных скважинах №1 и №2 в НГДУ «Лениногрскнефть» состоящая из:

• Кондуктор
• Промежуточная колонна
• Эксплутационная колонна диаметром 146мм
• Пакер
• Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, закрытый
• Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, открытый
• Нефть
• Вода
• Нефть с водой

В НГДУ «Лениногорскнефть» на двух горизонтальных скважинах по данным ГИС были определены интервалы обводнения скважин, которые были отсечены пакерами, к сожалению в одной скважине эксплутационная колонна оказалась не герметичной. На обоих скважинах все управляемые колонные фильтры закрыты и лишь по одному самому нижнему фильтру открыты.

По состоянию на 1.01.04г. первая скважина работает со следующими параметрами: Дебит жидкости 8,1м3/сут, нефти 4,8т/сут, обводненность составляет 41%. (до внедрения КРР скважина работала со следующими параметрами — дебит жидкости 15,2м3/сут, нефти 0,8т/сут, обводненность 94,7%.). Дополнительная добыча составляет 90т за 22,5 дня рабоы. По второй скважине эффекта не получено.

В настоящее время трудно сделать правильные выводы использования КРР из-за короткого срока эксплуатации. Возможно необходимо повторно происследовать скважины на определения интервалов поступления воды и открыть другие фильтра.

5. СНПХ – 9633

Технология предназначена для улучшения показателей разработки добывающих скважин в залежах с неоднородными карбонатными коллекторами при пластовых температурах 20-40⁰С и различной минерализацией попутно – добываемых вод.

Технология основана:

на способности углеводородного раствора ПАВ при взаимодействии с минерализованной водой, обводняющей скважину, образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой (селективная изоляция);

на повышение эффективности кислотной обработки путем блокирования зон с повышенной проницаемостью за счет образования высоковязких гелеобразных эмульсий, возникающих при смешении последовательно закаченных оторочек углеводородного раствора ПАВ и кислоты, что позволяет направить последнюю в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны (направленная кислотная обработка).

Варьирование состава углеводородной композиции позволяет проводить кислотные обработки как в сочетании с длительной блокировкой высокопроницаемых водонасыщенных зон пласта, так и временной (на период проведения кислотной обработки). В последнем случае после реакции кислоты с породой пласта и снижением ее активности, устойчивость и вязкость эмульсионных систем резко падает, вследствие чего происходит восстановление проницаемости ранее блокированных зон.

Состав закачиваемого реагента (марка реагента) подбирается, исходя из типа и минерализации (плотности) попутно извлекаемых вод, концентрации используемой кислоты и цели обработки (временная или длительная изоляция обводненных пропластков).

В зависимости от плотности извлекаемых вод для селективной изоляции следует использовать следующие марки реагента:

Таблица 8. Зависимость применяемой марки реагента от плотности пластовой воды

 

2.5. Технология ремонтно-изоляционных работ с применением СНПХ-9633 на примере скважины 15403а НГДУ «Лениногорскнефть»

2.5.1. Требования к выбору объектов применения

При выборе объектов для обработки композицией СНПХ-9633 рекомендуется руководствоваться следующими требованиями:

Скважины, в которых продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами. Тип коллектора – трещиновато – поровый (наличие трещин является положительным фактором).

Наличие значительных остаточных запасов нефти.

Высокая обводненность извлекаемой продукции (свыше 90 %, желательно более 94 %).

Герметичность эксплуатационной колонны.

Снижение текущего дебита скважины в процессе работы при неизменном пластовом давлении. Предпочтительный дебит скважины до обработки – не более 5 м³/сут.

Наличие приемистости скважины перед обработкой ориентировочно на уровне 20-100 м³/сут.

Отсутствие непосредственно перед обработкой реагентом СНПХ-9633 закачки высоковязких систем (гипан, пиропофтесернокислотная смесь и др.).

По возможности минимальная депрессия на пласт в ходе эксплуатации (желательно не выше 1 МПа, особенно после обработки).

3.5.2. Требования, предъявляемые к подготовке скважины перед закачкой СНПХ-9633

Определить дебит скважины, обводненность продукции, плотность и состав попутно-добываемой воды, пластовое, забойное и буферное давление, коэффициент продуктивности.

Заглушить скважину.

Поднять подземное оборудование.

Провести комплекс ГИС по определению технического состояния эксплуатационной колонны, чистоты текущего забоя и источника обводнения.

При необходимости промыть скважину водой.

При выявлении по результатам исследований неисправностей в техническом состоянии (негерметичность э/к, наличии заколонных перетоков, отсутствие зумпфа и др.) их необходимо устранить.

Спустить технологические трубы на глубину на 1-2м ниже нижнего перфорационного отверстия.

Определить приемистость скважины и давление нагнетания.

Если давление нагнетания превышает давление раскрытия трещин (гидроразрыва) в коллекторах или оно составляет более 9 МПа, снизить его методами ОПЗ (кислотная ванна).

Если давление нагнетания превышает допустимое на колонну, и его невозможно снизить указанными методами, то работы по закачке СНПХ-9633 следует вести с применением пакера. Колонна должна быть прошаблонирована, а место посадки пакера подготовлено.

Для проведения работ по ограничению водопритока с использованием реагента СНПХ-9633 совместно со специалистами НГДУ «Лениногорскнефть» была подобрана скважина №15403а.

Таблица 9. Исходные данные по скважине 15403а

 2.5.3. Материалы, применяемые в технологическом процессе

Реагент СНПХ – 9633 ТУ 39-05765670-ОП-180-93 представляет собой раствор композиции поверхностно – активных веществ в углеводородном растворителе и отличается составом анионного компонента.

Характеристика реагентов приведена в таблице 10.

Таблица 10. Характеристика реагентов

Реагент готовится в соответствии с техническими условиями, поставляется и закачивается в скважину в товарном виде.

Вода пластовая (девонская) хлоркальциевого типа, плотностью ~ 1180 кг/м³. Кислота соляная ингибированная ТУ 6-01-046-89-381-85-92.

При давлении нагнетания ниже 45атм, закачка производится с добавлением наполнителя — глинопорошка, количество которого определяется в зависимости от приемистости скважины и давления нагнетания.

2.6 Расчет необходимого количества реагента

Согласно указаниям по расчету СНПХ, приведенным выше, на 1м. перфорированной толщины пласта рекомендуется 3-3,5м3 реагента СНПХ.

Vр=V0*h (1)

Где Vр – объем реагента, необходимого для изоляции вод;

V0 — объем реагента на 1м. перфорированной толщи пласта;

h – интервал перфорации.

Vр=3*(766-758)=24м3 (2)

на скважинно-обработку.

В связи с низкой приемистостью и низким давлением нагнетания

необходимо произвести изоляцию водопритока с использованием наполнителя – глинопорошка, количество которого выбирается исходя из приемистости скважины и давления нагнетания. При подготовительных работах приемистость скважины составила — 480м3/сут при 25атм. Соответственно следуя инструкции по применению реагента при такой приемистости необходимо 4-6т глинопорошка, в качестве наполнителя.

С целью повышения эффективности обработки добывающих скважин реагентом СНПХ-9633 в последние годы стали вводить порциями, чередуя их с минерализованной водой плотностью 1040 – 1070 кг/м³ . Это делалось для увеличения зон смешения реагента с водой и облегчения формирования эмульсии в пористой среде.

Распишем технологию проведения процесса:

4м3 реагента СНПХ-9633 и 0,8-1,2т сухого глинопорошка;

4м3 воды плотностью 1,04-1,07 г/см3

Повторяем п.1, п.2 четыре раза.

8м3 СНПХ-9633

Продавка реагента в пласт производится технической водой удельным весом 1,04-1,07г/см3.

Рассчитаем объем продавочной жидкости:

Объем продавочной жидкости определяется из следующего расчета:

Объем НКТ плюс 2-6м3 (если объем закаченного реагента менее 20м3)

Объем НКТ плюс 4-10м3 (если объем закаченного реагента более 20м3)

Соответственно при наших условиях выбираем:

Vжид продавки=Vнкт + 6м3 (3)

где Vжид продавки – объем продавочной жидкости, Vнкт – объем НКТ (м3)

Vнкт=V’нкт*L (4)

где V’нкт – объем одного метра НКТ, L – глубина спуска, м

V’нкт=πR² (5)

Где R – внутренний радиус НКТ,

R=(D-δ)/2 (6)

где D-диаметр НКТ, δ – толщина стенки.

R=(73-5,5)/2=31мм=0,031м

V’нкт=3*14*0,031²=3,017*10^-3м3

Vнкт=3,017*10^-3*758=2,3м3

Vжид прод=2,3+6=8,3м3≈8м3

Соответственно нам необходимо 16м3 пластовой воды удельным весом 1,04-1,07г/см3 на закачку самого реагента, 8м3 на продавку реагента и 8м3 на определение приемистости перед началом работ. Всего 32м3. СНПХ-9633 марки В-1 в количестве 24м3, согласно выше приведенному расчету. Глинопорошка в качестве наполнителя 4т.

При резком возростании давления более чем на 30/40% сократить количество продавочной жидкости между циклами с 4 до 1м3, а если это не поможет, качать без разделительных оторочек.

Оставить скважину на реагирование не менее чем на 24 часа.

2.7. Определение числа и типа специальной техники

Определяем тип и число специальной техники, необходимой для проведения изоляционных работ, исходя из рассчитанного количества реагента. Для нагнетания реагента выбираем наиболее распространенный цементировочный агрегат ЦА-320 в количестве двух единиц. Под доставку и перемешивание глинопорошка, необходим СМН-20. Рассчитанный объем реагента и технической воды доставляется на скважины с помощью автоцистерн АЦ. Нам потребуется АЦ-8 в количестве 4 единиц для минерализованной воды и 3 единицы АЦ-8 под СНПХ-9633.

2.8. Освоение скважины после ремонта

После проведения изоляционных работ проводят освоение скважин. Освоением скважины называется комплекс работ по вызову притока жидкости и газа из пласта в эксплуатационную скважину.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с таким расчётом, чтобы пластовое давление превышало забойное. Достигается это двумя путями:

уменьшением плотности жидкости, находящейся в скважине;

снижением уровня жидкости в скважине.

В первом случае жидкость в скважине может быть заменена на следующие:

– глинистый раствор на воду, затем на нефть;

– минеральная вода – на пресную воду, затем на нефть;

– эмульсионный раствор на углеводородной основе – на нефть.

Количество нефти – для замены должно быть не менее объёма эксплуатационной колонны.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов:

свабированием или тартанием желонкой;

сжатым газом или воздухом;

спуском и откачкой жидкости электропогружными или штанговыми насосами.

Свабирование заключается в постепенном снижение уровня жидкости, заполняющей скважину, при помощи сваба. Для подготовки скважины к свабированию спускают НКТ до интервала перфорации. Каждую трубу перед спуском шаблонируют шаблоном, т.к. диаметр манжет сваба на 1–2 мм меньше диаметра НКТ.

Сваб спускают в трубы на стальном канате диаметром 16, 19 мм. При спуске шариковый клапан открыт, что позволяет свабу свободно погружаться в жидкость. При подъёме сваба клапан закрывается и столб жидкости, который находится над свабом, выносится наверх. Во избежание обрыва каната максимальная глубина спуска сваба под уровень жидкости в скважине не должна превосходить допустимых нагрузок на канат, обычно сваб спускают под уровень жидкости на

глубину 150 – 350 м. При свабировании уровень жидкости в скважине снижается, соответственно снижается забойное давление, что вызывает приток жидкости из пласта. Для снижения уровня жидкости используют и желонки. Желонку изготавливают из НКТ или обсадных труб, длинной 6 –12 м. Верхний конец её открытый и снабжён «головкой» для прикрепления стального каната. Внизу находится клапан тарельчатого типа, открывающийся вверх. Желонку спускают на стальном канате. Тартание производят с помощью передвижного подъёмника или лебёдки.

Для снижения уровня жидкости с помощью закачки азота, в скважину спускают НКТ выше интервала перфорации на 50 м с “пусковыми” муфтами. Сущность метода заключается в нагнетании азота в кольцевое пространство между трубами и колонной. Азот вытесняет жидкость, заполняющую скважину и одновременно газирует жидкость, тем самым, уменьшая её плотность. Для нагнетания азота применяются передвижные компрессоры СД–9–11.

Недостаток этого способа: маленькая производительность компрессора и время снижения уровня увеличивается до 5–7 часов.

Анализ эффективности селективной изоляции скважин

Основным реагентом (использующимся для изоляции водопритока в НГДУ «Лениногорскнефть», начиная с 1990г., является реагент СНПХ-9633 — это углеводородный раствор ПАВ, который при взаимодействии с минерализованной водой, обводняющей скважину, способен образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой, а также а повышать эффективность кислотной обработки путем блокирования зон с повышенной проницаемостью за счет образования высоковязких гелеобразных эмульсий, возникающих при смешении последовательно закаченных оторочек углеводородного раствора ПАВ и кислоты, что позволяет направить последнюю в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны (направленная кислотная обработка).

Основными достоинствами данной технологии являются:

— композиции на углеводородной основе при взаимодействии с низкопродуктивной частью пласта не образует водонефтяные эмульсии и соответственно не блокирует их, а при взаимодействии с высокопродуктивной частью частично блокирует, тем самым выравнивая профиль приемистости и ограничивая приток из водонасыщенной части пласта..

Недостатком этого метода является – высокая стоимость реагента. Поскольку в последнее время увеличивается доля скважин с горизонтальными открытыми стволами, которые имеют большую протяженность порядка 200-350м, что для данных залежей увеличивает вероятность наличия большего числа трещин по которым прорывается подошвенная вода. Для ограничения водопритока в таких скважинах необходимо большее количество реагента и наполнителя, что соответственно приводит к удорожанию работ.

Не последнее место при изоляции водопритока на залежи 302-303 является применение в качестве изоляционного материала НБП — сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных. Суть метода заключается в следуещем:

мицеллярного строения нефтебитумного продукта и его поверхностно — активных свойств, обуславливающих его эмульгирующую и водоограничительную способность, что приводит к повышению сопротивления промытых зон, в разработку включаются не охваченные заводнением зоны пласта и пропластки;

в результате блокирования промытых зон обводненной части пласта создаются необходимые депрессии для включения не охваченных заводнением интервалов и зон нефтенасыщенного пласта;

в результате блокирования промытых зон создаются необходимые депрессии для извлечения нефти из менее проницаемых интервалов пласта..

Главное преимущество НБП – высокая запечатывающая способность, которая наиболее эффективно при изоляции наиболее крупных «трещин». Использование этого реагента позволило получить прирост по нефти на скважинах, на которых не получили эффекта после закачки таких реагентов как СНПХ-9633, Дисин и др. Правда и по продолжительности эффекта он наиболее низкий, что является его недостатком. Возможна она связана с образованием большого количества дополнительных систем искусственно создаваемых трещин, в результате большего давления нагнетания при закачке реагента, из-за его большой вязкости и добавления в качестве наполнителя цемента. – это явление подверждается увелечением коэффициентом продуктивности после проведения изоляционных работ на большинстве скважин.

Хорошие показатели эффективности были получены от применения – технологии Дисин.

Сущность комплексного воздействия заключается в следующем: в скважины, на которых произошел прорыв воды по трещинам, кавернам и крупным порам закачивается инвертная дисперсия «Дисин», после чего призабойная зона последовательно обрабатывается соляной кислотой и нефтяным растворителем с последующей выдержкой на реакцию. При закачке сжиженный, но агрегативно устойчивый «Дисин» фильтруется в трещины, каверны и крупные поры, по которым в скважину поступает вода. Гидрофобные свойства поверхности карбонатного коллектора способствуют проникновению гидрофобного (смачивающего) «Дисина» в достаточную для селективной изоляции глубину. Вместе с тем, в низкопроницаемую часть коллектора «Дисин» не фильтруется. При этом водоотталкивающие свойства «Дисина», находящегося в трещинах и крупных порах обеспечивают надежную изоляцию воды, поступающей со стороны нагнетательной скважины. «Дисин» продавливается в трещины раствором соляной кислоты. При этом соляная кислота не может попасть в трещины в силу водоотталкивающих свойств «Дисина», а следовательно устранить водоизоляционный эффект от «Дисина». Зато в низкопроницаемой части ПЗП, где избыток «Дисина» присутствует в виде тонкой кольматирующей пленки, соляная кислота будет химически взаимодействовать как с карбонатом и гидроксидом кальция, разрушая «Дисин», так и с породой коллектора, повышая проницаемость призабойной зоны пласта. Раствор соляной кислоты продавливается в ПЗП Нефрасом, который с одной стороны агрегативно доразрушает пленку кольматирующего «Дисина» в низкопроницаемой части, оголяя твердую фазу и устраняя помеху для поступления нефти в скважину, с другой стороны, — удаляет АСПО и гидрофобизирует коллектор после гидрофилизирующего действия соляной кислоты.

При застывании в пласте, «Дисин» образует гель с низким значением вязкости и в основном используется для блокировки мелких трещин.

Преимуществом Дисина является его низкая вязкость, что при закачке уменьшает вероятность образования исскуственной системы трещин. К недостатку можно отнести тот фактор, что при закачке используется соляноя кислота, что неблагоприятно влияет на матрицу породы. Возможно поэтому успешность у Дисина самая низкая из 31 скважино-обработок по 10 скважинам не получено эффекта. Однако его низкая стоимость и самая большая дополнительная добыча делают его достаточно привлекательным для проведения изоляционных работ на залежи 302-303.

На основании проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

По СНППХ-9633:

На 1.01.04 дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку составила ~ 648т, при сокращении попутно-добываемой воды ~ т, причём эффект продолжается в 33% скважин. Средняя длительность эффекта – более 464 дней. Успешность метода — около 70 %. Среднесуточный прирост дебита нефти – более 1,5 т/сут.

По НБП:

На 1.01.04 дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку составила ~ 386т, при сокращении попутно-добываемой воды ~ 957т, причём эффект продолжается в 46% скважин. Средняя длительность эффекта – более 287 дней. Успешность метода — около 79 %. Среднесуточный прирост дебита нефти – более 1,2 т/сут.

По Дисину:

На 1.01.04 дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку составила ~ 443т, при сокращении попутно-добываемой воды ~ 167т, причём эффект продолжается в 46% скважин. Средняя длительность эффекта – более 376 дней. Успешность метода — около 79 %. Среднесуточный прирост дебита нефти – более 0,7 т/сут.

По КРР-146:

На рис 3. представлена схема КРР котрые использованы на скважинах №1 и №2 состоящая из:

• Кондуктор
• Промежуточная колонна
• Эксплутационная колонна диаметром 146мм
• Пакер
• Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, закрытый
• Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, открытый
• Нефть
• Вода
• Нефть с водой

В НГДУ «Лениногорскнефть» на двух горизонтальных скважинах по данным ГИС были определены интервалы обводнения скважин, которые были отсечены пакерами, к сожалению в одной скважине эксплутационная колонна оказалась не герметичной. На обоих скважинах все управляемые колонные фильтры закрыты и лишь по одному самому нижнему фильтру открыты.

По состоянию на 1.01.04г. первая скважина работает со следующими параметрами: Дебит жидкости 8,1м3/сут, нефти 4,8т/сут, обводненность составляет 41%. (до внедрения КРР скважина работала со следующими параметрами — дебит жидкости 15,2м3/сут, нефти 0,8т/сут, обводненность 94,7%.). Дополнительная добыча составляет 90т за 22,5 дня рабоы. По второй скважине эффекта не получено.

В настоящее время трудно сделать правильные выводы использования КРР из-за короткого срока эксплуатации. Возможно необходимо повторно происследовать скважины на определения интервалов поступления воды и открыть другие фильтра.

---

Страницы:   1   2   3

---