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

пласта увеличилась с 3 до 6 м. Отрицательные результаты, полу­ ченные на этих скважинах, объясняются некачественно проведен­ ной цементной забойной заливкой.

К п я т о й категории относится шесть капитальных ремонтов, показатели которых даны в табл. 26.

В результате по средним данным за первые 3 месяца работы всех скважин после проведения изоляционных работ дебит нефти снизился со 125,9 до 57,6 т/сутки, а воды увеличился с 48,9 до 92 т/сутки. Через год в эксплуатации осталось четыре скважины, две другие снова сдали в капитальный ремонт. На эксплуатирую­

В табл. 27 представлены сведения о всех капитальных ремон­ тах, проведенных с применением цементной забойной заливки под давлением на скважинах с негерметичным цементным кольцом за колонной за период 1952—1954 гг.

В среднем за первые 3 месяца работы скважин после проведе­ ния капитальных ремонтов дебит воды снижен на 32,7% и нефти — на 27,4%. Таким образом, изоляция 1 т пластовой воды сопро­ вождается снижением добычи нефти на 1,5 т.

Следует отметить, что одна треть ремонтированных скважин

Первая подгруппа капитальных ремонтов

К этой подгруппе относится 33 капитальных ремонта.

В табл. 28 представлены данные об изменениях конструкции скважин во время капитальных ремонтов и расположения в пла­ стах глинистых или алевролитовых разделов.

Во всех скважинах, где производили капитальные ремонты, естественные разделы пласта использовались как водоизоли­ рующие экраны. В некоторых случаях после цементирования скважин перфорировали колонны выше естественных экранов, в других — частично и естественный раздел (последнее, очевидно, нецелесообразно). Почти при всех проведенных ремонтах вскры­ тые мощности пласта значительно сокращены.

В табл. 29 показаны результаты капитальных ремонтов, проведенных на скважинах с литологически неоднородным пла­ стом в призабойной зоне с использованием глинистых или алевро­ литовых разделов как изолирующих воду экранов.

В результате проведенных капитальных ремонтов около 60% скважин снизило добычу воды на 90—95% и только на одной трети их была сохранена или увеличена добыча нефти. Всего по скважи­ нам добыча воды за 3 месяца снижена на 50,3%, а нефти — на 28,5%. На 1 т изолированной воды потери добычи нефти соста­ вляли 0,85 т.

125

128

3.Применяли некачественный цемент и ускоренную заливку под давлением, что обусловило плохое качество цементирования.

4.Неточно определяли ВНК методом РК.

5.Для определения герметичности цементного кольца за колонной очень редко применяли радиоактивные вещества.

Результаты изоляции пластовых вод цементной забойной заливкой под давлением, проводившейся в 1955 г.

Первая группа капитальных ремонтов

К этой группе отнесено 15 капитальных ремонтов скважин. На скв. 279, 707, 846 и 849 некачественное цементирование установили при помощи радиоактивных веществ. На скв. ИЗ, 356, 686 и 1176 вода появилась с первого дня эксплуатации скважин, хотя уровень нижних эксплуатационных отверстий находится на 2—5 м выше ВНК, отбитого БКЗ, что, очевидно, указывает на негерметичность цементного кольца за колонной. Скв. 653, 748, 750 и 1143, почти полностью обводнившиеся в течение очень корот­ кого срока (1—2 месяца) и работающие до этого фонтаном с деби­ тами 70—150 т/сутки безводной нефти, перфорированы ТПК-22

и ТПК-32, разрушившими цементное кольцо за колонной.

Скв. 399(2) и 49(2) сдали вторично в капитальный ремонт Во время первого капитального ремонта, сопровождающегося пер­ форацией ТПК-22 и ТПК-32, получили явно отрицательные ре­ зультаты, выразившиеся в значительном снижении дебитов нефти и увеличении дебитов воды. После второго капитального ремонта при сохранении прежнего интервала перфорации на скв. 399(2) и незначительном поднятии уровня нижних перфорационных отвер­ стий на скв. 49 скважины стали давать почти безводную нефть в течение более года. Очевидно, при перфорации ТПК-22 и ТПК-32 цементное кольцо за колонной разрушили, и почти полную гер­ метичность его восстановили при повторном ремонте.

На скв. 707 негерметичность цементного кольца за колонной установили на основании динамики обводнения этой и соседних скважин, расположения ее на структуре, положения ВНК на этом участке залежи, анализа каротажной диаграммы и т. д.

В табл. 33 и 34 даны показатели капитальных ремонтов сква­ жин первой группы.

Анализируя таблицы, можно сделать вывод, что из 15 скважин, где проводили капитальные ремонты, на 14 скважинах значительно снизился дебит воды, а на 10 скважинах сохранился или увели­ чился дебит нефти. Общее количество добываемой нефти увели­ чилось на 69,4 т/сутки, а количество добываемой воды но 12 скважинам снизилось на 141,7 т/сутки. При подсчете дебита воды исключены скв. 113, 279 и 686, которые после выхода из бурения давали чистую воду, а дебит их^до проведения капиталь­ ных ремонтов неизвестен.

* Добыча воды подсчитана по 12 скважинам.

Необходимо отметить, что на большинстве скважин цементную забойную заливку под давлением проводили при помощи гидра­ влического пресса, который, как видно из полученных данных, дает хорошие результаты.

В заключение можно сказать, что метод цементирования под давлением для изоляции подошвенных вод в скважинах, обвод­ няющихся в результате негерметичности цементного кольца за колонной, дает положительные результаты при условии примене­ ния качественного цемента и правильной технологии проведения

(в интервал перфорации) и после заполнения заливочных труб цементным раствором закрывается затрубное пространство и сейчас же начинается задавка в пласт. Такая методика, с нашей точки зрения, является наилучшей для задавки цемента за ко­ лонну. К сожалению, многие работники цехов капитального ре­ монта боятся такого метода проведения цементирования из-за возможного прихвата заливочных труб в интервале перфорации. Авторами было проведено более 50 таких цементных заливок, и ни на одной скважине не было осложнений. Они возможны лишь в том случае, если давление на агрегате достигает слишком боль­ ших значений (более 100 ат). При этом возможно уплотнение цемента на забое скважины, следствием которого явится прихват заливочных труб.

Не следует также оставлять долгое время скважину под мак­ симальным давлением. Обычно по достижении 80—100 ат оно должно поддерживаться не более 5—10 мин., затем, подняв

133