Проведение капитального ремонта скважин

        В  последние  пять  лет  76 - 89 %  всех  РИР  в  ООО  "РН-Юганскнефтегаз" 

проводили  с  применением  цементных  растворов. Такое  положение  нельзя  признать  нормальным. Цементные  заливки  целесообразно  применять  при  выполнении  только  некоторых  видов  РИР. В  тех  случаях, когда  применение  цементных  заливок  оказалось  высоко  эффективным  и  успешным  при  отключении  нижних  пластов, изоляции  за  колонной  циркуляции  воды  снизу,  дальнейшее  их  применение  оправдано. В то  же  время  на  сегодняшний  день  увеличены  объемы  использования  синтетических  и  селективных  материалов,  поскольку  только  их  помощью  можно  выполнять  отдельные  виды  РИР,  либо  существенно  улучшить  технико-экономические  показатели  тех  видов  РИР, которые  выполняются с помощью  цементных  растворов (рисунок 5.1.).

 

 

 

 

Рисунок 5.1. Основные виды РИР с применением  цементного раствора

Опыт  применения  различных  методов  ограничения  и  изоляции  пластовых  вод  (притока)  в  нефтяных  скважинах  с  помощью  синтетических  и  полимерных  материалов  в  нашей  стране  и  за  рубежом  свидетельствует  о  том,  что  наиболее  предпочтительно  использование  селективных  водоизолирующих  материалов.

         Метод, основанный на применении  селективного  водоизолирующего  материала,  называется  методом   селективной  изоляции водопритоков.   Отмеченный  механизм  воздействия  селективного водоизолирующего  материала  на  нефте -  и   водонасыщенную  горную  породу  особенно  желателен при  изоляции  отдельных  обводненных  пропластков   и  подошвенной  воды,  а   также  ликвидации  за  колонной  циркуляции  из  пластов-обводнителей.   Несмотря  на  большое  число   работ  посвященных  разработке  селективных  водоизолирующих   материалов  и  технологии  их  применений,  отсутствует   общепризнанная  оценка  областей  и  условий  применения  методов   селективной  изоляции  водопритоков,  основанных  на  закачке  в   пласт  селективных  и   водоизолирующих  материалов.  Это  существенно  затрудняет  выбор  наиболее  перспективных   направлений  развития  изоляционных  работ  для  условий  месторождений   Западной  Сибири.

            При  оценке  перспективности   известных  методов  изоляции  водопритоков  на  месторождениях  объединения  к  ним  предъявляется   ряд  жестких  требований.  Основные  из  них [  ]:

-  возможность   достижения  высоких  технико-экономических   показателей изоляционных  работ   и  существенного  роста   производительности  труда;

-  простота  и  надежность  технологических   схем  при  их  массовом  применении;       

-  низкие  температуры  застывания  водоизолирующих   реагентов;

-  высокая   степень  их  заводской  готовности,  не требующая  осуществления  на устье скважины операций  по дозированию и  смещению  компонента 

состава;

-  высокая   фильтруемость  в терригенные   поровые  коллекторы.

         Крупно - масштабный  характер  проблемы  изоляции  водопритоков  на  нефтяных  месторождениях  Западной  Сибири,  неблагоприятные  географо-климатические   условия,  особенности  геологического  строения  продуктивных горизонтов,  большое  превышение  потребности   в  РИР  над  возможностями   ремонтных  служб  объединения   предъявляют  ряд  жестких   требований к  методам  изоляции  водопритоков,  разрабатываемым   и  рекомендуемым  для   данного  региона.  Водоизолирующие   реагенты  должны  соответствовать   вышеперечисленным  требованиям.  Новые  методы  изоляционных  работ  необходимо  разрабатывать   с  учетом  улучшения  технико-экономических   показателей  РИР,  а  главное  -  кратного  повышения  производительности  труда.    

Обводнение  добывающих скважин на месторождениях происходит по следующим основным причинам [  ]:

- некачественное  разобщение нефтеводоносных пластов  при бурении и перфорации;

- поступление  воды из выше (ниже) залегающих  пластов в процессе эксплуатации  скважин в связи с изменением качества крепления скважины;

- бурение  скважин в водонефтяных (начальных) зонах;

• обводнение скважин закачиваемой водой (рисунок 5.2.);
• геологическая обособленность разреза скважин (сломы колонн в разрезе люлинворских глин);
• коррозия конструкций скважин, особенно на старых месторождениях;
• долгие ремонты на скважинах.

 

 

 

 

а) б)

 

 

 

 

                                                                         

в)          г)

 

 

 

 

 

 

д)  е)

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5.2. Классификация источников преждевременного обводнения скважин: а) обводнившийся пропласток без внутрипластовых перетоков; б) трещины или разломы, проходящие через водоносный пласт; в) гравитационное разделение жидкостей в пласте; г) трещины или разломы между нагнетательной и добывающей скважинами; д) конусо- или языкообразование; е) обводнившийся пропласток с внутрипластовыми перетоками.

            Первые две причины обусловлены  в большей степени некачественным проведением буровых работ, третья требует качественного подбора и проведения технологий первичного и вторичного вскрытия, четвертая и пятая обусловлены естественными процессами.

Однако,  если технология подобрана и проведена  достаточно успешно, то в процессе разработки залежи происходит обводнение продукции  в первый период за счет пластовой  воды, в дальнейшем за счет вытесняющего агента, как правило, являющимся водой.

Общеизвестно, что о характере  выработки запасов, заводнения продуктивной, толщи судят по [  ]:

- результатам исследований транзитных скважин;

- промыслово-геофизическим исследованиям действующих скважин (ПГИС, метод ИННК);

- сравнению текущей обводненности скважин и соседних контрольных;                                         

- результатам  испытания после бурения уплотняющих  или возвратных скважин и т.д.

Используя приведенные результаты исследований, можно достаточно точно определить структуру остаточных запасов нефти, их адресность, а, следовательно, и подобрать технологии, позволяющие выработать оставшиеся запасы нефти. Зная стоимость затрат на технологию, успешность проведения и объемы возможно оставшейся нефти в пласте, можно оценить технико-экономическую привлекательность (рентабельность) доразработки участка (залежи, месторождения).

5.4. Выбор рекомендуемой технологии  ремонта

5.4.1. Технология  проведения  селективной  изоляции  тампонажным  материалом  АКОР БН [   ]

Изоляционные материалы  группы АКОР были разработаны в ВНИИТермнефть  и ВНИИКРнефти, а в последние 10 лет работы по их совершенствованию  сосредоточены в НПФ "Нитпо". В настоящее время материалы  АКОР это одноупаковочные, кремнийорганические  изоляционные материалы, предназначенные  для проведения водоизоляционных работ  в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах в сложных климатических  условиях (температура до -50 0С). История  изоляционных материалов группы АКОР начинается с создания двухкомпонентных материалов АКОР - 2, а впоследствии и АКОР - 4. Эти материалы готовились на скважине непосредственно перед  применением. Следующим шагом в  эволюции материалов АКОР стало создание материала АКОР Б, который обладал  высокими технологическими свойствами: высокая степень заводской готовности, более высокая совместимость  с водой и водными растворами солей и полимеров, простота приготовления  изоляционных составов на его основе. В настоящее время наши специалисты  разработали и провели промысловые  испытания новой серии кремнийорганических  материалов АКОР БН, которые сейчас широко применяются в Западной Сибири и других регионах России [  ].

Материалы АКОР БН [   ]:

-предназначены для проведения  ремонтно-изоляционных работ в  нефтяных, газовых и ПХГ скважинах  с пластовыми температурами от 10 до 300 0С;

-селективно воздействуют  на обводненные зоны пласта;

- надежно тампонируют  обводненные интервалы пласта  за счет отверждения по всему  объему, независимо от минерализации  воды;

- обеспечивают длительный  водоизолирующий эффект;

- обеспечивают получение  дополнительной (восстановленной) добычи  продукции;

-  высокотехнологичны (из  одной тонны материала АКОР  БН можно приготовить до 25 тонн  тампонажного состава).

Применение АКОР БН 102 позволяет:

-снизить содержание воды  в добываемой продукции на 20 - 100%;

- повысить производительность  скважин;

- увеличить межремонтный  период работы и коэффициент  эксплуатации.

Преимущества АКОР БН в  сравнении с АКОР Б

- лучшая совместимость  с водой, водными растворами  солей и полимеров;

- практически не образуют  осадок при совмещении с водой;

- водные растворы (составы)  обладают 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. Сравнение свойств материала  АКОР Б с АКОР БН представлено  в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Сравнительный анализ АКОР Б с АКОР БН

№	Показатель	АКОР Б 100	АКОР БН 102
1	Плотность (200С), кг/м3	980-1100	980-1100
2	Динамическая вязкость, мПа*с	2-8	3-25
3	Температура замерзания,0С	ниже -50	ниже-50
4	Способность образовывать с  водой однородную систему	нерасслаивающаяся жидкость	нерасслаивающаяся жидкость
5	Образование осадка при смешивании с водой в соотношении 1:3,%	Не более 6,8	0,7-2,0
6	Коррозионная активность при 200С,г/м2*ч: -товарный продукт -при смешивании с водой  в соотношении 1:3	1,13                  1,7	0,38   0,58
7	Коэффициент селективности  воздействия на нефтеводоносность (соотношение объемов состава  фильтрующегося через водонефтенасыщенный  керн), ед	3,1	5,5
8	Время гелеобразования состава (соотношение АКОР:вода=1:3), при температуре 70 0С, ч	5	4-7
9	Гарантийный срок хранения, мес	12	12

 

Требования для проведения ремонтно-изоляционных работ составом 

АКОР БН 102 [   ]:

-  обсадная  колонна  должна  быть  герметична;

-  пластовая   температура  в  пределах  5-150С;                   

-  вскрытая  толщина  пласта  до  40м;

-  поровой   и  трещиновато-поровой  терригенный   коллектор  должен  быть  с   проницаемостью  0,02-1,50;

-  отличие   пластового  давления  от  гидростатического  0,8-1,5;

-  депрессия   на  пласт  в  процессе  эксплуатации  скважины  доходит   до  10  МПа;

- обводненность   добываемой  продукции  более  50%;

- минерализация   пластовой  воды  -  любая;

- нефтенасыщенная  толщина вскрытой  части  пласта,  не  менее  30%;

-  пласт   не  подвергался  гидроразрыву;

-  насосно-компрессорные   трубы  должны  быть  герметичны;

-  башмак  НКТ  находится  на  расстоянии,  не  превосходящем  250м  от  интервала  перфорации.

Технология приготовления  водонаполненного состава АКОР БН 102

           Приготовление  тампонажного  материала  типа  АКОР БН 102  осуществляется  механическим  или   гидравлическим  перемешивающим  устройствами  (осреднительная  емкость,  цементировочный  агрегат,  агрегат   ЦА-320,  3ЦА-400).  При  гидравлическом  перемешивании  забор  материала   осуществляется  снизу,  а  подача  сверху. Принципиальная  схема   приготовления  тампонажного   материала  АКОР БН 102  показана  на рисунке 5.3. Базовый состав в соотношении к воде 1:3 готовится в следующем порядке: в левый бункер  ЦА-320  (по  ходу  агрегата)  закачивается 1,5 м³  товарного АКОР БН 102.  При циркуляции  материала АКОР БН 102  через насос агрегата  в бункер  подают  0,3 м³ -0,6 м³ воды  (техническая пластовая),  подачу  производят  с расходом  не  менее 5л/сек. Продолжают  перемешивать АКОР БН 102 с водой до  повышения температуры смеси на  15-50⁰С  от  начальной  в течении 15-30 минут, но  не  надо  путать  с  разогревом  от  подачи  горячей  воды.  Затем в этот же бункер добавляется  вода с доведением общего объема смеси до 3 м³ затем смесь перемешивается 5-15 минут. По готовности однородной массы открывается задвижка, и полученный раствор перекачивается во второй бункер агрегата с добавлением 3 м³  воды и осреднением смеси перешиванием в течение 5-15 минут. После чего   водонаполненный состав АКОР БН 102 в объеме 6 м³   готов к закачке в скважину.              

Возможные  осложнения  при  работе  с  составом  АКОР БН 102