книги из ГПНТБ / Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах

рушается и вновь не восстанавливается вплоть до наступления начала застудневания.

4. Низкая вязкость золей кремниевой кислоты, близкая к вяз­ кости истинных растворов, позволяет почти полностью заполнить все поровое пространство породы золем, поэтому многие образцы песчаников после застудневания золя становятся водонепрони­ цаемыми даже при довольно высоких градиентах давления.

5.Продолжительные испытания фильтрации воды через об­ разцы песчаника, изолированные гелем кремниевой кислоты, пока­ зали высокую прочность закупорки пор песчаника. Это дает осно­ вание полагать, что гель кремниевой кислоты нс будет выдавли­ ваться из поровых каналов породыпри эксплуатации скважин.

6.Золь кремниевой кислоты одинаково проникает в водонасыщеппый и нефтенасыщенный песчаник, и поэтому применение его для изоляции подошвенных вод должно осуществляться путем

разобщения пакером нефтеносной и водоносной частей пласта.

7.Рекомендуется применять золи кремниевой кислоты со сроком застудневания 16—18 час. и более.

8.Сроки застудневания не изменяются при температуре пла­ ста 30° С.

9.Сроки застудневания не изменяются при давлении закачки

золя кремниевой кислоты в пласт (не более 250 ат на забое сква­ жины) п сокращаются при давлении 450 ат и выше.

Технологическая схема задавки золя кремниевой кислоты в пласт, по которой проводили промышленные испытания изоля­ ции подошвенных вод, сводилась к следующим основным опера­ циям:

1) проведению цементной забойной заливки под давлением

пласта;

5)проведению задавки в пласт золя кремниевой кислоты (после испытания па приемистость) при давлении 70—80 ат, в некоторых случаях эти давления повышались до 120 ат;

6)разбуриванию геля кремниевой кислоты и проведению повторной цементной забойной заливки под давлением после

застудневания золя через 2—3 дня;

7)разбуриванию после затвердения цементного стакана до уровня, обычно расположенного намного выше верхней границы интервала пласта, в который задавливался золь кремниевой ки­ слоты;

8)перфорации пефтенасыщешюй части пласта и сдаче сква­ жины в эксплуатацию.

104

Этим методом на туймазинских промыслах в течение 1949— 1954 гг. было обработано 15 скважин.

Анализируя промышленные испытания (см. гл. VIII), можно сделать следующие выводы.

1.Применение золя кремниевой кислоты для борьбы с подош­ венной водой приводит к значительному снижению добычи нефти. После капитальных ремонтов общая добыча нефти снизилась на 55% по сравнению с получаемой до их проведения. Такое сокраще­ ние добычи нефти должно быть отнесено за счет закупорки нефте­ носной части пласта гелем кремниевой кислоты, которая была подтверждена задавкой в пласт радиоактивных изотопов. Данные РК показали, что па скважине, обработанной золем кремниевой кислоты, большая часть золя была задавлена в нефтенасыщенную часть пласта.

2.На семи скважинах в пласт удалось задавить значитель­ ное количество золя кремниевой кислоты (20—30 .и3), что не соот­ ветствовало показателям лабораторных работ.

Так как технология задавки в пласт золя кремниевой кислоты требует предварительного цементирования забоя, следствием кото­ рого почти всегда является закупорка естественных трещин пласта частичками цемента, фильтрация золя в пласт проходит

вначале всегда с трудом, как через монолитный песчаник. Даже в тех случаях, когда удавалось задавить в скважину значитель­ ное количество золя, приемистость пластом золя резко увеличи­ лась лишь после длительного пребывания скважины под давлением, с последующим резким его снижением. Это может быть объяснено прочисткой естественных трещин, закупоренных ранее цементом,

проводили лабораторные исследования для получения более эффективных результатов от задавки в пласт золя кремниевой кислоты.

Ими были исследованы; 1) фильтруемость золя через водонасыщенный песчаник для

определения максимально возможного диаметра водонепрони­ цаемого экрана, образуемого гелем кремниевой кислоты;

2) фильтруемость золя через песчаник, насыщенный смесьюкеросина и нефти;

3)причины затухания фильтрации золя через монолитный несчанйк;

4)эффективность изоляции и фильтруемость золя через тре­ щиноватый песчаник.

В результате опытов, проводившихся при атмосферном п

пластовом давлениях, был сделан ряд заключений.

1. Фильтрация золя кремниевой кислоты через песчаник, насыщенный пластовой водой, сопровождается быстрым затуха­ нием, наблюдающимся в основном в первые 10 мин. фильтрации (рис. 38). Количество золя, профильтрованного почти до полного

105

затухания фильтрация, позволяет создать водонепроницаемый экран, радиус которого зависит от проницаемости пласта, но не

превышает 160 см.

2. Фильтрация золя через водонасыщенный песчаник при атмосферных условиях сопровождается выделением углекислоты, получающейся в результате реакции соляной кислоты, находя­ щейся в избытке в золе кремниевой кислоты, с карбонатами, рассеянными в девонских песчаниках:

21ГС) + СаСО3=СаС 12 + Н2О+СО2

В пластовых условиях при высоком пластовом давлении у глекислота остается в растворе и, очевидно, не может способствовать затуханию фильтрации.

3. Нейтрализация соляной кислоты карбонатами породы при­ водит к мгновенному частичному гелеобразованию в порах песча­ ника и на его торне, следствием чего является затухание филь­ трации. Опыты фильтрации золя кремниевой кислоты через об­ разцы песчаника, предварительно обработанные соляной кислотой до полного удаления Са”, подтвердили это предположение. Коли-

106

честно профильтрованного золя увеличилось, и затухание филь­ трации замедлилось. Однако такая обработка позволила увели­ чить радиус образованного экрана не более чем на 25% (рис. 39).

4. В атмосферных условиях по окончании фильтрации на входном торце образца образуется слой геля, толщина которого находится в ооратнои зависим» сти от проницаемости ооразца. Иа малопроницаемых образцах толщина его достигает 0,5 мм.

самой природе золя и, возможно, вызывается поверхностными явлениями на границе твердое тело — жидкость.

6. Золь кремниевой кислоты фильтруется через песчаник, насыщенный смесью керосина с нефтью, со значительно меньшим затуханием, чем через песчаник, насыщенный пластовой водой. В значительной мере это может быть объяснено тем, что гидро­ фобная пленка мешает прямому контакту соляной кислоты с кар­ бонатами породы (рис. 40).

7. Фильтрация золя кремниевой кислоты через трещины пес­ чаника шириной 0,07—0,05 мм проходит без затухания. Эффект от изоляции достигает 80—85%.

В результате лабораторных работ было объяснено неудачное применение золя кремниевой кислоты при промышленных испыта­ ниях и установлено, что метод задавки его в пласт не может быть усовершенствован даже предварительной обработкой пласта соля­ ной кислотой.

107

Однако это не значит, что изоляция подошвенных вод золем кремниевой кислоты невозможна.

Например, прп гидроразрыве пласта в еще неперфорирован­ ных скважинах, пробуренных в монолитных пластах водоплаваю­ щей части залежи, золь кремниевой кислоты может быть исполь­ зован для создания водо- и пефтепепроппцаемого экрана в нефтенасыщенпоп части пласта над уровнем ВНК. Такой экран длительное время предохраняет вновь пробуренные скважины от обводнения.

МЫЛОНАФТ

Теоретически метод изоляции подошвенных вод, использую­ щий мылонафт для образования водонепроницаемого экрана, является селективным, так как мылонафт должен образовывать водонепроницаемый экран только в водонасыщешгой части пласта п не должен взаимодействовать с пластовой нефтью. Однако про­ мышленные испытания, проведенные на туймазинских промыслах, показали значительное снижение добычи нефти в скважинах,

приводящим к образованию кальциевых и магниевых мыл, ие растворимых в пластовой воде, был разработан проф. Г. М. Панченковым ИЗ];

ONa

Mg + 2NaCl

В качестве товарного химического реагента он предложил применять щелочные отходы от очистки керосиновых и масляных дистиллятов нефтей, содержащие от 10% до 12% нафтеновых кислот.

Раствор натриевых солей нафтеновых кислот приготовляется, обработкой асидола 1—2%-ным раствором щелочи при темпера­ туре 60-70° С.

108

Опыты, проведенные на обводненной лабораторной скважине, показали, что после обработки «пласта» мылонафтом содержание воды снизилось на 30—60%.

Промышленные испытания этого метода на туймазинских

промыслах первоначально проводили по следующей технологиче­ ской схеме.

1. В скважину спускали заливочные 21/2 или 3” трубы. На некоторых скважинах применяли пакер.

2. Нефть и пластовую воду вытесняли из заливочных труб п из скважины пресной водой. После заполнения скважины прес­ ной водой в заливочные трубы закачивали раствор мылонафта, который затем продавливали ею в пласт через перфорационные отверстия.

3. Раствор мылонафта с забоя скважины удаляли при помощи обратной промывки.

Скважина вступала в эксплуатацию с искусственно понижен­ ным отбором жидкости в течение первых 10—15 дней, затем она эксплуатировалась при нормальном отборе жидкости.

По этой технологической схеме были проведены промышлен­ ные испытания на шести скважинах.

Так как такая обработка скважин не дала положительных ■результатов и привела только к снижению добычи нефти, была разработана новая технологическая схема изоляции подошвенных лод при помощи мылонафта.

По этой схеме для увеличения приемистости пластом раствора мылонафта перед его задавкой дополнительно перфорировали намеченный для задавки интервал пласта. После задавки, чтобы закрыть водонасыщенную часть пласта, проводили обычную цементную забойную заливку под давлением. Таким образом, ■обработка скважин раствором мылонафта по этой схеме сводилась

ж) введению скважины в эксплуатацию при нормальном отборе

жидкости.

Так как обработка скважин раствором мылонафта но этой технологической схеме также не дала результатов, то во избежание t быстрой закупорки водонасыщенной части пласта кальциевыми

109

и магниевыми мылами раствор мылонафта задавливалн в пласт попеременно с пластовой водой и с отторочкамп пресноп воды между раствором мылонафта и пластовой водой.

Таким образом, технологическая схема проведения изоляцион­ ных работ осталась та же, но процесс задавки в пласт раствора мылонафта изменился; в заливочные трубы задавливалн порци­ ями пресную воду, пластовую воду и раствор мылонафта в сле­ дующем порядке: пресная вода — раствор мылонафта - пресная вода — пластовая вода и т. д.

Однако и такой метод задавки в пласт раствора мылонафта не дал результатов.

Наконец, на основании всех предыдущих работ была разрабо­ тана следующая технологическая схема изоляции подошвенных вод задавкой мылонафта.

1.Проводят цементную забойную заливку под давлением для закрытия всего интервала перфорации, чтобы предотвратить попадание раствора мылонафта в нефтенасыщенную часть пласта.

2.Разбуривают цементный стакан после затвердения цемента

4.Спускают 2Va пли 3" заливочные трубы с пакером, чтобы

впосаженном состоянии он находился выше первоначального

интервала перфорации скважины.

5.Вытесняют из скважины нефть и пластовую воду пресной, водой перед посадкой пакера.

6.Опрессовывают пакер после его посадки при 100 ат для выяснения герметичности.

7.Задавливают в пласт порциями раствор мылонафта и

9. Производят цементную забойную заливку под давлением для перекрытия интервала пласта, в который задавливалн раствор мылонафта.

10. Разбуривают цементный стакан после затвердения цемента до уровня, расположенного па 1—2 м выше интервала пласта,

вкоторый задавливалн раствор мылонафта.

11.Перфорируют нефтенасыщенную часть пласта.

12.Вводят скважину в эксплуатацию при прежнем режпмеотбора жидкости.

Всего методом задавки в пласт раствора мылонафта в различ­ ных вариациях было обработано 13 скважин, но только на двух из них получили положительные результаты.

В заключение можно сказать, что изоляция подошвенных вод задавкой в пласт раствора мылонафта пе является эффективным методом борьбы с обводнением скважин.

110

ГЛАВА VII

ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД ДО ВСКРЫТИЯ МОНОЛИТНЫХ ПЛАСТОВ

Эксплуатация водоплавающей части залежи является одной пз сложнейших проблем при разработке нефтяных месторождений.

Действительно, до сего времени, чтобы предотвратить обводне­ ние скважин, пробуренных в монолитных пластах водоплавающей части залежи, применяли только один метод, заключавшийся в том, что пласт вскрывали на 2—3 м и выше ВНК, определен­ ного БКЗ.

Очевидно, этот метод являлся малоэффективным и большин­ ство скважин, пласт которых был вскрыт таким образом, начинало давать воду через очень непродолжительное время после начала их эксплуатации, а иногда и сразу же.

Как показывает табл. 21, на 15 скважинах, пробуренных па • Шкаповском месторождении в водоплавающей части залежи, получили приток пластовой воды, причем одна пз них стала обводняться через 1 месяц, а другая через 7 месяцев после начала

Скважины, пробуренные па Туймазпнском и Серафпмовском месторождениях, вскрывшие пласт в водоплавающей части залежи, также давали воду через несколько месяцев после введения их в эксплуатацию.

Создание водонепроницаемых экранов

Один из наиболее эффективных методов предотвращения под­ тягивания конусов обводнения в скважинах, эксплуатирующих водоплавающую часть залежи, заключающийся в создании водо­ непроницаемого экрана до сдачи в эксплуатацию скважины (вернее до перфорации продуктивного пласта), разработан УфНИИ и состоит в следующем.

112