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

заливочные трубы выше уровня цементного раствора в скважине, давление снова можно повысить до 80—100 ат и оставить сква­ жину под таким давлением.

2. В случае большого зумпфа (7—10 м и более) и при условии, что обсадная колонна не была перфорирована ниже уровня су­ ществующих эксплуатационных отверстий, нижний скошенный конец спускается на 3—4 м ниже уровня отверстий фильтра. В заливочные трубы закачивается такое количество цементного раствора, чтобы уровень его находился на 5—10 м выше верхних эксплуатационных отверстий и был па одной высоте в заливочных трубах и в затрубном пространстве. Затем заливочные трубы поднимают выше уровня цементного раствора в скважине, за­ трубное пространство закрывается и цементный раствор прода­ вливается в пласт. Этот метод позволяет повысить давление за­ давки. В результате такой цементной заливки создается цементный мост, под которым в обсадной неперфорированной колонне на­ ходится пластовая или пресная вода.

Вторая группа капитальных ремонтов

Первая подгруппа капитальных ремонтов

Всего ко второй подгруппе отнесено 25 капитальных ремон­ тов.

К первой категории отнесено И ремонтов (табл. 35). При всех капитальных ремонтах глинистые или алевролито­

вые разделы использовали как изолирующие воду экраны: уро­ вень нижних эксплуатационных отверстий подняли выше уровня этих разделов.

На всех скважинах, за .исключением скв. 497, вскрытую мощность пласта сильно сократили (от 35 до 87%). На скв. 497, несмотря на увеличение мощности вскрытой части пласта, прони­ цаемость его заметно снизилась, так как изолировали наиболее проницаемый нижний пропласток и вскрыли малопроницаемый верхний пропласток, не бывший еще в эксплуатации.

На скв. 25 старый интервал перфорации в наиболее проницае­ мой части пласта полностью изолировали и вскрыли расположён­ ную сверху новую малопронпцаемую часть пласта, не отделенную от нижней естественным разделом.

Несмотря на сокращение вскрытой мощности пласта и его проницаемости, дебит нефти остался почти без изменения на скв. 555, 107 и 583 и увеличился на остальных скважинах.

На некоторых скважинах (скв. 5, 25, 107 и 497) увеличение или сохранение дебита нефти может быть частично объяснено изменением способа или режима работы скважины (больший отбор жидкости), на скв. 159, 259(2), 583, 727, 754 — качествен­ ным капитальным ремонтом, приведшим к полному или частич­ ному снижению содержания воды в добываемой жидкости. По­ следнее особенно показательно на скв. 159 и 259, где при той же

134

степени вскрытия пласта и изменения режима работы глубинного насоса (меньший отбор жидкости) дебиты нефти увеличены соот­ ветственно в 2 и 8 раз.

В результате проведенных капитальных ремонтов подошвен­ ную воду почти полностью изолировали на скв. 25, 159, 497, 727 и 754, причем скв. 754 до капитального ремонта была пол­ ностью обводнена.

Продолжительность эффекта от изоляции у большого числа скважин после капитального ремонта наблюдалось свыше года, за исключением скв. 5, 25 и 55 (не более 6 месяцев). На указан­ ных трех скважинах это объясняется поднятием ВНК выше естественных разделов пласта.

В результате всех капитальных ремонтов добыча нефти в сред­ нем на одну скважину повысилась на 5 т/сутки (30%), а коли­ чество добываемой воды снизилось на 87,7%. Через год работы всех скважин добыча нефти соответствовала той, которая была до капитального ремонта, а содержание воды снизилось на 55%.

Ко в т о р о й категории отнесено семь капитальных ремонтов (табл. 36).

Анализ этой таблицы позволяет прийти к следующим заклю­ чениям.

1. При всех капитальных ремонтах уровень нижних эксплуа­ тационных отверстий подняли выше уровня естественных разде­ лов пласта.

2. На всех скважинах вскрытую мощность пласта сильно сократили (от 32 до 85%). Основной причиной снижения добычи нефти явилось оставление нефти под естественными разделами пласта.

На пяти скважинах эффект от изоляции в течение года оставался почти без изменения. На скв. 482 после 6 месяцев работы содержание воды в добываемой жидкости достигло той же величины, что и до капитального ремонта. На скв. 426 через 4 ме­ сяца после ремонта вследствие поднятия ВНК выше водоизоли­ рующего раздела пласта эффект от изоляции прекратился.

Врезультате всех капитальных ремонтов дебит нефти снизился

всреднем на одну скважину на 9,6 т/сутки (52%), а содержание воды на 97%. Через год работы снижение добычи нефти достигло

60%, а воды — 88%.

Ктретьей категории может быть отнесен один капиталь­ ный ремонт (скв. 1237). Скважина была полностью обводнена до капитального ремонта. При ремонте уровень нижних эксплуата­ ционных отверстий подняли на 3 м, использовав глинистый раз­ дел пласта. Перфорацией вскрыли верхнюю малопроницаемую часть пласта мощностью 1,2 м. Притока жидкости не получили.

К четвертой категории относятся капитальные ремонты,

136

Ктретьей категории отнесено пять капитальных ремон­ тов (скв. 240, 241, 294, 551 и 590), которые не дали результатов; обводнение скважин прогрессирует вследствие подтягивания конуса обводнения.

Кчетвертой категории отнесены три капитальных ремонта на скв. 159(1), 496 и 1023, после которых не получили результатов; дебит нефти снизился, а воду почти не изолировали. Обводнение скв. 496 и 1023 объясняется подтягиванием конуса

воды: все скважины находятся между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Скв. 159, расположенная в центре структуры, обводняется вследствие перетока подошвенной воды из пласта Дп в Дь

Три капитальных ремонта отнесены к пятой категории — скв. 122, 187 и 669(1). На скв. 669 вследствие перфорации пласта

140

после ремонта содержание воды достигло 90% при дебите нефти

1т!сутки.

Втабл. 40 даны дебиты нефти и воды по всем категориям этой подгруппы капитальных ремонтов.

Врезультате всех изоляционных работ по второй под­ группе скважин процентное содержание воды в добываемой

3 месяца снизилась на 32% и изоляция 1 т воды почти соот­ ветствовала потери 1 т нефти, а через год — на 70,7% и потери

вод в случае обводнения скважин вследствие негерметичности цементного кольца за колонной.

Хорошие результаты получены также при изоляции подош­ венных вод в литологически неоднородных пластах с исполь­ зованием глинистых или алевролитовых разделов как изоли­ рующих воду экранов (более 70%). Однако этот метод приводит к значительным потерям нефти: 0,9 т на 1 т изолированной воды.

Цементная забойная заливка под давлением дает, как и сле­ довало ожидать, явно отрицательные результаты при изоляции подошвенных вод в монолитных пластах (около 80% неудачных капитальных ремонтов). Кроме того, даже в случае получения положительных результатов эффект от изоляции длится очень непродолжительное время (3—4 месяца).

Сравнение капитальных ремонтов 1955 г. с капитальными ремонтами предыдущих лет показывает;

а) количество капитальных ремонтов, давших положитель­ ные результаты (первая и вторая категории) увеличилось с 42

141

* Две скважины сданы в повторный капитальный ремонт.

ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД ЗОЛЕМ КРЕМНИЕВОЙ КИСЛОТЫ

На промыслах НПУ Туймазанефть за период с 1949 до 1954 г. методом золя кремниевой кислоты было обработано 15 скважин.

Данные о полученных результатах в изменениях конструкции забоя скважин приведены в табл. 42.

Таблица 42

По ремонтам первой категории.

Скв. 107 по данным каротажной диаграммы перфорирована в интервале 1678,6—1688м, а уровень ВНК расположен на глубине 1695,6 м, т. е. на 7,6 м ниже отверстий фильтра. Вода же появилась в скважине через 1,5 месяца после начала эксплуата­ ции. Трудно предположить, что конус подтянулся на 7,6 ж в тече­ ние 1,5 месяца. Это подтверждается еще и тем, что скв. 171, рас­ положенная в этом же эксплуатационном ряду недалеко от скв. 107 и имеющая абсолютную отметку уровня нижних эксплуата­ ционных отверстий только на 0,7 м выше, чем на скв. 107, дает безводную нефть.

143

Положительные результаты получили благодаря исправлению некачественного цементирования.

Скв. 105 обводнялась за счет аварийного ствола. Задавив золь кремниевой кислоты в этот ствол и пласт, получили из полностью обводненной скважины до 7,9 т нефти с содержанием воды в добываемой жидкости 11—15%.

По ремонтам второй категории.

На скв. 620 и 308 вода появилась с первого дня эксплуатации при положении ВНК соответственно на би 8 м ниже уровня нижних эксплуатационных отверстий.

Скв. 299 обводнялась из пласта Дп, так как пласт Дг был полностью нефтенасыщен, а вода появилась с первого дня экс­ плуатации .

Сложнее установить негерметичность цементного кольца за колонной на скв. 216, где вода появилась через 6 месяцев после начала эксплуатации. Однако трудно представить, что обвод­ нение этой скважины идет за счет конусообразования, так как прп этом необходимо предположить поднятие через 6 месяцев конуса обводнения на 6,6 м при сравнительно незначительном отборе жидкости — 25 т/сутки. Более вероятным предста­ вляется размытие глинистой корки между цементным кольцом и породой.

По всем пяти скважинам этой категории дебит нефти после изоляционных работ снизился более чем на 40%: По скв. 308 сокращение дебита нефти можно отчасти объяснить сокращением вскрытой мощности продуктивного пласта с 9 до 4 ж.

На скв. 461 дебит нефти после изоляционных работ умень­ шился почти на 50% в результате поднятия уровня нижних эксплуатационных отверстий на 3 м и проникновения золя крем­ ниевой кислоты в нефтенасыщенную часть пласта, что подтверди­ лось задавкой вместе с ним радиоактивных веществ, проникших в основном в эту часть пласта.

На остальных трех скважинах добыча нефти уменьшилась только вследствие частичной закупорки нефтенасыщенной части пласта золем кремниевой кислоты, так как вскрытая мощность пласта не была изменена после проведения изоляционных работ.

По ремонтам третьей категории.

Обе скважины обводнились за счет подтягивания конуса обводнения. Уровень нижних отверстий фильтра на скв. 1265 подняли на 2,6 ж, что предохранило скважину от дальнейшего обводнения в течение года. Возможно, на этой скважине золь кремниевой кислоты образовал небольшой водоизолирующий экран.

По ремонтам пятой категории.

На пяти скважинах, дебит нефти которых до ремонта соста­ влял 5,2—42,3 т/сутки, после ремонта получили чистую воду, что можно объяснить только полной закупоркой нефтенасыщен­ ной части пласта золем кремниевой кислоты и неполной изоля­ цией воды в водонасыщенной части пласта.

144