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

1.После спуска и цементирования обсадной колонны пласт перфорируют в интервале 1 м на 2—3 м выше ВНК, определенного методом БКЗ, из расчета 80—100 выстрелов ПК-ЮЗ.

2.Снимают контрольную кривую ГК и в перфорированную часть пласта задавливают 2 м3 водного раствора изотопов радио­ активностью 2—3 шСп для определения качества цементного

кольца за колонной.

3.После промывки скважины снова снимают кривую ГК и определяют интервал проникновения изотопов в пласт.

4.При качественном цементировании производят гидрораз­

5.Промыв скважину, снимают кривую ГК и определяют местоположение образованных трещин.

6.Затем для создания водонепроницаемого экрана большого диаметра в пласт задавливают золь кремниевой кислоты, гидро­ фобную водо-нефтяную эмульсию, вязкую нефть и т. д. в коли­ честве 20—40 м3.

7.Через 48 час. после этого производят цементную забойную

заливку под давлением со срезкой цемента на таком уровне, чтобы образованный мост перекрыл интервал перфорации.

8. После 0311, вскрывают продуктивную часть пласта из

1657,8—1654,8 м (67 отверстий).

Скважина была освоена компрессором и в течение 8 месяцев эксплуатировалась фонтанным способом через б-мж штуцер, давая 38—40 т/сутки безводной нефти.

Опыт капитального ремонта на скв. 1451 показывает, что соз­ дание искусственного водонепроницаемого экрана в однородном пласте может быть с успехом использовано при разработке обшир­ ных водоплавающих участков девонских нефтяных залежей для предохранения скважин от преждевременного обводнения.

114

НЕПОЛНОЕ ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА С ГИДРОРАЗРЫВОМ

По этому методу, предложенному К. И. Коваленко и Г. П. Ова­ несовым, при бурении скважин в пластах с ожидаемой мощностью 6 м и меньше пласт вскрывают всего на 1 м [7]. Эксплуатацион­ ную колонну спускают до кровли нефтяного пласта. После гидро­ разрыва скважину эксплуатируют с открытым забоем. Этим предотвращается возможность прорыва воды вследствие неудач­ ного цементирования, так как водяной пласт не вскрывается. Кроме того, значительно уменьшается вероятность конусообразования. Гидроразрыв же, увеличивая поверхность дренирования пласта за счет горизонтальных трещин, будет обеспечивать срав­ нительно высокие дебиты скважин.

Действительно, по имеющимся данным длина трещин разрыва достигает 20 м, а при таком радиусе поверхность фильтрации будет во много раз превышать ее у скважины, вскрывающей пласт мощностью 3—4 м (обычный интервал перфорации скважины в водоплавающей части залежи). Вследствие вертикального дре­ нирования приток нефти к забою скважины будет также из ниж­ ней, невскрытой части пласта. Об этом свидетельствует факт конусообразования.

При снижении добычи нефти во время эксплуатации можноповторить гидроразрыв пласта и, исходя из фактического положе­ ния ВНК, углубить забой па 0,5—1,0 м.

8*

ГЛАВА VIII

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН, ПРОВЕДЕННЫХ РАЗЛИЧНЫМИ МЕТОДАМИ

Основным результатом применения любого метода изоляции подошвенных вод должно быть исключение или частичное сниже­ ние содержания воды в добываемой из скважины жидкости.

Однако только такой результат не может считаться достаточ­ ным критерием эффективности того или иного капитального ре­ монта скважин.

Действительно, значительное снижение добычи нефти и полу­ чение положительных результатов в течение непродолжительного времени могут не только понизить эффективность произведенного капитального ремонта, но и свести ее к нулю и даже к отрицатель­ ному результату. Примером могут служить изоляционные работы, проведенные методом цементной забойной заливки под давлением на 15 скважинах НПУ Туймазанефть в 1952—1954 гг.

До проведения изоляционных работ эти скважины давали

413 т/сутки нефти и 186 т/сутки воды. После капитальных ре­ монтов добыча нефти снизилась до 185 т/сутки, а воды до 10 т/сутки. Таким образом, снижение добычи воды на 1 т/сутки повлекло за собой уменьшение добычи нефти па 1,3 т/сутки. Очевидно, такой результат нельзя считать положительным.

На ряде скважин, пробуренных в монолитных пластах и обводняющихся за счет конусообразования после цементной забойной заливки под давлением, добывали нефть с малым ко­ личеством воды в течение 2—4 месяцев. Такие результаты не

.могут считаться положительными.

Следовательно, необходимыми критериями для суждения об эффективности проведенных изоляционных работ на скважинах, кроме снижения содержания воды в добываемой жидкости, яв­ ляются также долговечность этого снижения и сохранение или увеличение дебита нефти.

Таким образом, основные интересующие нас показатели до проведения изоляционных работ — это дебит нефти и процент воды в добываемой жидкости.

116

Чтобы определить содержание воды в добываемой жидкости и дебит нефти до капитального ремонта скважин, необходимо из­ брать какой-то период времени работы скважины и вывести из него средние показатели. Выбрать такой период довольно трудно.

Действительно, анализ обводнений многих скважин показал, что характер их зависит от многих факторов: расположения нагне­ тательных скважин по отношению к обводняющимся, интенсивности закачки в нагнетательные скважины, проницаемости пласта, его литологического строения, качества вскрытия пласта на обвод­

жина обводняется в очень короткий срок времени, в третьих — замечается быстрый рост обводнения, который далее остается почти без изменения, наконец, в четвертых — незначительное обводнение в течение длительного периода времени резко увели­ чивается и скважина полностью обводняется за короткое время.

Кроме того, результаты имеющихся промысловых анализов содержания воды в добываемой жидкости часто искажают дей­ ствительную картину обводненности скважины, особенно у пе­ риодически фонтанирующих. Нередко анализы воды в двух про­ бах жидкости, отобранных на скважпне в течение одного дня, дают расхождение 100—300%.

В глубиннонасосных и периодически фонтанирующих сква­ жинах, где пробы жидкости для анализов воды отбирают из кра­ ников арматуры, анализы воды часто не дают даже приблизитель­ ной картины степени обводненности скважины. Доказательством этого служат опыты, проведенные УфНИИ в 1955 г. с примене­ нием пробоотборника, при помощи которого отбирали пробы по> всей высоте жидкости в мернике. Этим способом отбора проб за значительный период работы скважины (2—12 час. в зависимости: от дебита) получили анализы воды, дающие более точную кар­ тину степени обводненности скважин.

Результаты этих анализов приведены в табл. 22.

Из таблицы видно, что процент воды в пробе, отобранной из краника арматуры скв. 54, значительно превышает процент, полученный пробоотборником; в скв. 617 он намного меньше.. Различие анализов на скв. 617 объясняется тем, что она периоди­ чески выбрасывает. Однако периоды между выбросами достаточновелики (несколько часов) и время выброса очень коротко. Это подтверждается тем, что: а) анализы проб, отобранных пробоот­ борником, через короткий период работы скважины (2 часа) дают наименьшее количество воды (14 и 22,5%); б) некоторые, очень, редкие, не приведенные в таблице анализы проб, отобранных из краника, дают содержание воды, достигающее 60—70%. Промы­ словики обычно эти данные исключали, что, очевидно, совершенно неправильно.

ИТ

Таблица 22

Наконец, бывают случаи, когда за последний месяц работы скважины до сдачи ее в капитальный ремонт производилось всего 1—2 анализа.

Поэтому для получения более пли менее характерного показа­ теля обводненности скважины и дебита нефти до капитального ремонта обычно принимались средние данные за последние 2—3 месяца ее эксплуатации. Кроме того, учитывались и такие фак­ торы, как внезапное, полное или частичное, в последний месяц или даже в последние дни работы обводнение скважины и изменения ее производительности.

Если рассматриваемому капитальному ремонту предшествовал другой, за характеристику работы скважины принимались ее показатели после предшествовавших изоляционных работ.

После капитальных ремонтов скважины очень часто дают сей­ час же повышенное содержание воды, особенно если при изоля­ ционных работах производили промывку пресной или солепой водой, и только по прошествии некоторого времени устанавли­

в пласте при остановке скважины на период изоляционных работ дебит после капитального ремонта резко повышается, а затем по­ степенно снижается до определенного уровня. Наконец, в некоторых скважинах эффект от изоляции продолжается всего несколько дней или недель, а затем начинает снижаться.

118

Отдельные скважины через длительный период работы после капитального ремонта значительно увеличивают свой дебит. Очевидно, такое увеличение дебита нельзя объяснить эффектив­ ностью проведенных изоляционных работ, так как оно является результатом влияния законтурного заводнения.

Таким образом, в качестве сравнительного показателя, харак­ теризующего работу скважины после проведения на ней изоля­ ционных работ, обычно принимались средние данные по дебиту

Кроме основных показателей работы скважины до и после изо­ ляционных работ, при рассмотрении и оценке результатов отдель­ ных капитальных ремонтов учитывали способ и режим эксплуата­ ции, конструкцию скважины, данные по БКЗ, абсолютную отметку нижних отверстий сравнительно с соседними скважинами и т. д.

Все капитальные ремонты для удобства анализа подразделяют по их результативным показателям па пять категорий.

Первая категория — ремонты, в результате которых ликви­ дирована или значительно уменьшена обводненность скважины при сохранении или увеличении добычи нефти.

Вторая категория — ремонты, благодаря которым пол­ ностью или значительно уменьшена обводненность, но дебит нефти сократился.

Третья категория — ремонты, не давшие положительных результатов по снижению обводненности, но сохранившие преж­ ний дебит нефти.

Четвертая категория — ремонты, не давшие изменения обводненности, но снизившие дебит нефти или сохранившие дебит нефти при увеличении обводненности.

Пятая категория — ремонты, после которых обводненность увеличилась и снизилась добыча нефти.

Благодаря такой классификации все проведенные капитальные ремонты можно разбить по их качественным показателям. Для получения количественных данных по всем скважинам, кроме того, даются средние показатели по увеличению или снижению добычи нефти и воды за первые 3 месяца, а также после 0,5; 1; 1,5 и 2 лет работы скважин, где были проведены изоляционные работы. В специальных таблицах показывают продолжительность эффекта от изоляции. По скважинам с наиболее эффективными результатами капитальных ремонтов приводятся данные по доба­ вочной добыче нефти и снижению добываемой воды.

Для более наглядного представления об эффективности различ­ ных методов изоляции подошвенных вод все капитальные ремонты в зависимости от характера обводнения скважин классифицируют на две группы.

119

К первой группе относятся ремонты на скважинах, обводнение которых происходит вследствие некачественного цементирования, ко второй — на скважинах с герметичным цементным кольцом за колонной, которые обводняются вследствие подтягивания конуса обводнения.

Вторая группа разделена на две подгруппы. К первой из них относятся капитальные ремонты, проведенные на скважинах, призабойная зона которых представлена литологически неодно­ родным пластом с глинистыми или алевролитовыми разделами, используемыми во время изоляционных работ в качестве водоизолирующпх экранов.

Ко второй подгруппе относятся капитальные ремонты на сква­ жинах, пласт которых представлен однородным монолитным пес­ чаником без глинистых или алевролитовых разделов или песчани­ ком, содержащим такие разделы, но которые не использовались при ремонте в качестве водоизолирующпх экранов, так как зеркало воды поднялось выше или находится значительно ниже естествен­ ного экрана.

ИЗОЛЯЦИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД ЦЕМЕНТОМ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

В течение 1952—1954 гг. применяли цементную забойную заливку под давлением при изоляции подошвенных вод во всех обводняющихся скважинах. G внедрением в 1955 г. более эффек­ тивных методов борьбы с подошвенной водой в монолитных пла­ стах цементную забойную заливку под давлением стали применять

с использованием глинистых или алевролитовых разделов как во­ доизолирующих экранов. Поэтому анализ результатов капиталь­ ных ремонтов проводился отдельно за периоды 1952—1954 гг. и после 1955 г.

Результаты изоляции пластовых вод цементной забойной заливкой под давлением за период 1952—1954 гг.

Первая группа капитальных ремонтов

Необходимо отметить, что в этот период при изоляционных работах для определения некачественного цементирования еще не применяли радиоактивные вещества. Негерметичность цемент­ ного кольца за колонной определяли на основе появления воды с первого дня эксплуатации при расположении ВНК, отбитого БКЗ на несколько метров ниже уровня нижних эксплуатационных отверстий. Также учитывали способ перфорации, так как в боль­ шинстве случаев в процессе применения ТПК-22 и ТПК-32 це­ ментное кольцо за колонной разрушается.

К этой группе отнесено 30 капитальных ремонтов скважин.

120

К первой категории отнесено И капитальных ремонтов, проведенных на девяти скважинах, показатели которых предста­ влены в табл. 23.

Скв. 704, 136, 307, 317, 733 и 566 обводнились с первого дня эксплуатации, хотя зеркало воды находилось гораздо ниже уровня нижних эксплуатационных отверстий. Скв. 736, 183 и 749 обводни­ лись вследствие разрушения цементного кольца за колонной при перфорации ТПК-22 или ТПК-32. Интересно отметить, что скв. 749, расположенная на южной части Александровской пло­

рушения цементного кольца прострелом ТПК-32 против глини­ стого раздела.

После проведенных изоляционных работ по средним данным за первые 3 месяца эксплуатации всех скважин дебит нефти уве­ личился со 107,4 до 136,8 т/сутки, а дебит воды снизился с 94,6 до 41,8 т/сутки. Через год три вновь обводнившиеся скважины снова сдали в капитальный ремонт, восемь скважин осталось

60,9 т/сутки. Продолжительность эффекта от изоляции по восьми скважинам наблюдалось свыше года, на двух скважинах 5—6 ме­ сяцев и на одной 10 месяцев.

Ко второй категории относится четыре капитальных ре­ монта, проведенных на четырех скважинах, показатели которых сведены в табл. 24.

В результате проведенных капитальных ремонтов в среднем за первые 3 месяца эксплуатации скважин дебит нефти снизился со 168,4 до 93 т/сутки, а воды — с 69 до 0,9 т/сутки. Все сква­ жины работали более года, и дебит нефти составил 102,4 т/сутки,

аводы — 6 т/сутки.

Восновном снижение дебита нефти в скв. 124, 637 и 728 обус­ ловлено значительным сокращением вскрытой мощности пласта;

вскв. 842 оно необъяснимо.

К третьей категории относится семь капитальных ремон­ тов, проведенных на шести скважинах, результаты которых при­ ведены в табл. 25.

Как видно из таблицы, все капитальные ремонты оказались безрезультатными: дебиты нефти и воды остались почти без изме­ нения .

К четвертой категории относится два капитальных ре­ монта, проведенных на скв. 317 и 717 (5).

В результате изоляционных работ дебит нефти снизился на скв. 317 с 15 до 6,5 т/сутки, содержание воды в добываемой

121