книги из ГПНТБ / Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах
.pdfНеобходимо отметить, что на скв. 436 и 554 цементное кольцо за колонной было негерметично, на остальных трех обводнение происходило за счет конусообразования.
В результате повторного ремонта цементированием под дав лением с более уплотненной перфорацией эти скважины снова стали эксплуатироваться. Однако по двум скважинам дебит нефти не восстановили в прежнем размере: на скв. 436 он сни зился в 4,5 раза, а на скв. 114 в 2 раза. На скв. 411 после по вторного цементирования колонну перфорировали ТПК-22 против верхней части пласта Дп, разрушив цементное кольцо за колон
ной. между пластами Дт и Дд. Вследствие этого началась экс плуатация пласта Д1# На скв. 554 и 556 был восстановлен преж
ний отбор жидкости с тем же содержанием воды, что и до про ведения изоляционных работ методом задавки золя кремниевой кислоты.
Втабл. 43 даны результаты всех капитальных ремонтов по категориям.
Врезультате всех капитальных ремонтов содержание воды
через 3 месяца снизилось с 25 до 20%, а добыча нефти на 40,3%, что составляет потерю добычи нефти в 2,2 т/сутки на 1 т изо лированной воды. Через год содержание воды возросло до 24%. Кроме того (не учитывая повторных капитальных ремонтов), средняя длительность капитального ремонта с применением золя кремниевой кислоты составляла 96 дней и за это время количество недобранной нефти равнялось 2650 т на одну сква жину.
После изоляционных работ только 46% скважин эффективно работало в течение более года.
Таким образом, от метода изоляции подошвенных вод за давкой в пласт золя кремниевой кислоты по указанной выше технологии пришлось отказаться.
ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД МЫЛОНАФТОМ
Обработку скважин при помощи мылонафта для изоляции подошвенных вод проводили по трем вариантам.
Первый вариант — простая задавка раствора мылонафта в экс плуатационные отверстия скважин без последующего цементи рования (скв. 241, 242, 170, 298, 267 и 136).
Второй вариант — простая задавка раствора мылонафта в об водненную часть пласта с последующим цементированием ин тервала задавки (скв. 352, 1265, 23 и 408).
Третий вариант — задавка порциями раствора мылонафта и пластовой воды с оторочками из пресной воды в обводненную часть пласта с последующим цементированием интервала за давки (скв. 78, 317 и 501).
Данные о результатах капитальных ремонтов представлены в табл. 44.
10 Заказ 1913. |
145 |
|
Капиталь |
|
Добыча нефти |
|
|
|||
|
ные ремонты |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
Категория |
|
|
до |
после |
изменение |
|
после |
|
коли |
|
ремонта |
|
|
ремонта |
|||
|
% |
ремонта, |
через |
|
|
|
через |
|
|
чество |
|
|
12 |
||||
|
|
т/сутки |
3 месяца, |
т/сутки |
% |
месяцев, |
||
|
|
|
т/сутки |
т/сутки |
||||
|
|
|
|
|
|
|||
Т |
2 |
13,4 |
25,5 |
40,2 |
+14,7 |
4-57,3 |
|
39,6 |
II |
5 |
33,3 |
225,2 |
124,6 |
— 100.6 |
-44,5 |
|
102,2 |
III |
2 |
13,3 |
11,0 |
13,9 |
4-2,9 4-26,3 |
|
13,0 |
|
IV |
___ |
|
—— |
— |
— |
— |
|
——. |
V* |
6 |
40 |
148,4 |
65,9 |
—82,5 |
—55,6 |
|
63,2 |
Итого . . |
15 |
100 |
410,1 |
244,6 |
—165,5 |
—40,3 |
|
218,0 |
* Учтены результаты повторных изоляционных работ (цементирование
Уровень Вскрытая мощ
№Искусст нижних ность пласта, м Вариант
Катего |
сква |
Горизонт |
венный |
отвер |
|
|
изоля |
рия |
|
|
забой, |
стий |
ДО |
после |
|
жины |
|
м |
фильтра, |
ции |
|||
|
|
ремонта |
ремонта |
||||
|
|
|
|
Л! |
|
|
|
I |
408 |
Дх |
-84,5 |
—5,0 |
12,0 |
7,0 |
11 |
I |
501 |
Дх |
—1,3 |
— |
3,0 |
3,5 |
III |
II |
352 |
Дх |
—5,7 |
—4,0 |
10,8 |
6,8 |
II |
III |
317 |
Ди |
—1,8 |
—1,0 |
6,0 |
5,0 |
ш |
III |
1265 |
Дх |
—1,4 |
—1,4 |
6,4 |
6,4 |
II |
IV |
23 |
Дп |
—1,6 |
—3,0 |
16,0 |
13,0 |
11 |
IV |
78 |
Дп |
— |
— |
5,0 |
5,0 |
III |
IV |
170 |
Дп |
— |
— |
6,0 |
6,0 |
I |
IV |
298 |
Дх |
.— |
— |
7,0 |
7,0 |
I |
V |
136 |
Дп |
— |
— |
8,8 |
8,8 |
I |
V |
217 |
Дп |
— |
— |
5,0 |
5,0 |
I |
V |
241 |
Дх |
— |
— |
9,0 |
9,0 |
I |
V |
242 |
Дх |
— |
— |
8,0 |
8,0 |
I |
146
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 43 |
|
Добыча |
нефти |
|
|
|
|
|
|
Добыча воды |
|
|
||
изменение |
ДО |
|
|
после |
|
изменение |
после |
изменение |
||||
|
ремон |
|
ремонта |
|
|
|
ремонта |
|
|
|||
|
|
|
через |
|
|
|
через |
|
|
|||
|
|
та, |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
3 меся |
|
|
|
12 меся |
|
|
|||
т/сутки |
т/сут |
т/ сутки |
% |
т/сутки |
|
|||||||
|
ца, |
цев, |
% |
|||||||||
% |
|
ки |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
т/сутки |
|
|
|
т/сутки |
|
||
4-14,1 |
4-55,3 |
|
13,1 |
|
|
4,4 |
|
—8,7 |
—66,4 |
4,2 |
—8,9 |
—67,8 |
—123,0 |
—54,5 |
|
65,6 |
|
|
10,5 |
|
—55,1 |
-84,0 |
12,4 |
—53,2 |
—81,2 |
4-2,о |
4-18,2 |
|
8,0 |
|
|
10,5 |
|
4-2,5 4-31,2 |
12,0 |
-4-4,0 4-50,0 |
||
—85,2 |
—57,4 |
|
50,0 |
|
|
34,8 |
|
—15,2 |
—30,4 |
38,5 |
—11,5 |
—20,6. |
— 192,1 |
—46,6 |
136,7 |
|
|
60,2 |
|
—76,5 |
-56,0 |
67,1 |
—69,6 |
—51,0 |
|
под давлением). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 44 |
|
|
Дебит нефти, т/сутки |
|
|
Содержание воды, % |
|
|||||||
ДО |
|
после ремонта |
|
до |
после ремонта |
|
||||||
через |
|
|
|
|
|
|
через |
|
|
|||
ремонта |
|
через |
12 месяцев ремонта |
через 12 месяцев |
||||||||
|
3 месяца |
|
|
|
|
|
|
3 месяца |
|
|
||
21,0 |
20,4 |
|
|
|
|
13,2 |
|
23,5 |
1,7 |
34,2 |
|
|
14,1 |
13,2 |
|
|
|
|
7,5 |
|
46,0 |
2,0 |
12,0 |
|
|
21,3 |
12,7 |
|
|
|
|
3,0 |
|
11,0 |
0 |
33,0 |
|
|
8,7 |
8,7 |
|
|
|
|
7,8 |
|
23,0 |
16,5 |
12,0 |
|
|
10,2 |
11,0 |
|
|
|
|
5,0 |
|
50,0 |
44,0 |
11,0 |
|
|
27,5 |
15,3 |
|
|
Ремонт через |
51,0 |
50,0 |
Ремонт через |
|||||
30,0 |
|
|
|
|
6 |
месяцев |
|
|
|
|
6 месяцев |
|
13,1 |
|
|
|
|
7,6 |
|
28,0 |
26,0 |
30,0 |
|
||
36,8 |
19,0 |
|
|
|
|
18,8 |
|
8,4 |
8,0 |
14,6 |
|
|
18,0 |
9,7 |
|
|
Ремонт через |
33,0 |
30,0 |
Ремонт через |
|||||
40,3 |
25,8 |
|
|
|
6 |
месяцев |
|
|
|
|
6 месяцев |
|
|
|
|
|
16,2 |
|
21,0 |
39,0 |
50,0 |
|
|||
16,0 |
0 |
|
|
|
Повторный |
|
44,5 |
100 |
Повторный |
|||
|
|
|
|
|
|
ремонт |
|
|
|
|
ремонт |
|
25,0 |
11,2 |
|
|
Ремонт через |
23,5 |
32 |
||||||
|
|
Ремонт через |
||||||||||
|
|
|
|
|
4 месяца |
|
|
|
|
4 месяца |
||
18,0 |
8,5 |
|
|
Ремонт через |
33,0 |
40,0 |
||||||
|
|
Ремонт через |
||||||||||
|
|
|
|
|
3 месяца |
|
|
|
|
3 месяца |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
10* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
147
По ремонтам первой категории.
Скв. 501 с первого дня эксплуатации давала воду при располо жении уровня ВНК на 2 м ниже уровня нижних отверстий фильтра. Некачественную заливку исправили цементированием под давлением. Снижение отбора жидкости из пласта на 50% предохранило скважину от обводнения в течение года.
Цементное кольцо за колонной на скв. 408, вероятно, гер метично, поскольку в течение 3 лет на скважине получали без водную нефть. Обводнение происходило в результате подтягивания водяного конуса. Содержание воды в добываемой жидкости сни зилось после поднятия уровня нижних эксплуатационных от верстий на 5 .и, однако уже через 6—7 месяцев оно достигло своего дорехмонтного уровня.
Очевидно, ни на одной из этих скважин не было прочного водонепроницаемого экрана.
По ремонтам второй категории.
Скв. 352 обводнилась в результате конусообразоваиия. В эту скважину задавили всего 0,3 м3 мылонафта, который, очевидно, не мог образовать экрана большей протяженности. Здесь эффект от изоляции получили благодаря поднятию уровня нижних эксплуатационных отверстий на 4 м; это предохранило скважину от обводнения в течение 6—7 месяцев, после чего процентное содержание воды достигло и превысило доремонтный уровень.
По ремонтам третьей категории.
Скв. 317 и 1265 обводнялись вследствие конусообразоваиия. Несмотря на поднятие уровня нижних эксплуатационных от верстий на этих скважинах на 1 и 1,4 м, эффекта от изоляции не получили. Это свидетельствует еще раз о том, что мылонафт не образовал водонепроницаемого экрана.
По ремонтам четвертой категории.
Скв. 298 обводнилась в результате некачественного цементи рования. Очевидно, задавка в пласт раствора мылонафта не сни зила дебита воды. Действительно, процентное содержание воды в добываемой жидкости осталось без изменения, а дебит нефти снизился почти вдвое.
Скв. 23, 78 и 170 обводнялись за счет подтягивания конуса обводнения. Скв. 170 обработали простой задавкой мылонафта в перфорационные отверстия. Как и следовало ожидать, это привело к снижению дебита нефти почти вдвое при сохранении прежнего процентного содержания воды в добываемой жидкости.
На скв. 23 уровень нижних эксплуатационных отверстий подняли на 3 м, но единственным результатом было снижение дебита нефти. Значит и здесь не было создано водонепроницаемого экрана мылонафтом, который в основном проник в нефтенасыщенную часть пласта.
Особенно показательной является скв. 78. Здесь после капи тального ремонта, проведенного по третьему варианту, полу чили снижение дебита нефти через 3 месяца на 56% при
148
сохранении почти прежнего процентного содержания воды в до бываемой жидкости. После года работы скважину снова ре монтировали, задавливая в трещины, образованные при гидро разрыве пласта, вязкую нефть и цемент на водной основе. В ре зультате уровень нижних эксплуатационных отверстий подняли на 5 ж, скважина увеличила дебит нефти почти на 50 % и сни зила процентное содержание воды в добываемой жидкости с 37 до 11%, т. е. на 70%. Эффект от изоляции длится в течение более 30 месяцев.
Таким образом, на всех этих скважинах задавкой раствора мылонафта не смогли создать водонепроницаемого экрана в пла сте, что и привело к отрицательным результатам.
По ремонтам пятой категории.
Все скважины были обработаны простой задавкой раствора мылонафта в перфорационные отверстия, вследствие чего резко снизился дебит нефти и увеличился дебит воды. Скв. 217 пол ностью обводнилась. На скв. 217, 241 и 242 причиной обводнения было конусообразование, на скв. 136 — негерметичность цемент ного кольца за колонной.
В табл. 45 приведены итоговые данные по всем капиталь ным ремонтам, проведенным с применением задавки мылонафта.
Общее содержание воды в добываемой жидкости увеличилось после 3 месяцев работы скважин с 30,7 до 35,5%. Пять скважин сдали в повторный капитальный ремонт через 1—6 месяцев. По оставшимся восьми скважинам процентное содержание воды в добываемой жидкости через год увеличилось с 24,7 до 33,6%. Через 3 месяца после капитальных ремонтов добыча нефти сни зилась на 41%.
Средняя длительность капитальных ремонтов составляла 60 дней, что соответствует потере добычи нефти на скважину при близительно 1200 т.
Только в результате 15,5% капитальных ремонтов эффект от изоляции длился свыше года.
Плохие результаты, полученные при изоляции вод задавкой в пласт мылонафта, заставили промысловиков отказаться от применения этого метода.
ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД ДЕВОНСКОЙ НЕФТЬЮ
В 1954 г. этим способом ремонтировали три скважины НПУ Туймазанефть (скв. 241, 553 и 617). Все три капитальных ремонта относятся к третьей категории.
До изоляции общая добыча нефти равнялась 35,3 т/сутки,
воды |
16,9 т/сутки-, |
после изоляции — нефти 36,8 т/сутки и |
воды |
17,9 т/сутки. |
|
Поскольку получили неудовлетворительные результаты, даль |
||
нейшие работы с |
применением девонской нефти прекратили. |
|
149
Капитальные
ремонты
Катего р и я |
|
|
количество |
|
|
, |
1 |
i |
i___1 |
X© |
доремонта т/с у т к и |
||
|
|
|
|
|
О'' |
|
I |
|
|
2 |
|
15,4 |
35,1 |
II |
|
|
1 |
|
7,7 |
21,3 |
III |
|
|
2 |
|
15.3 |
18,9 |
IV |
|
|
4 |
|
30,8 |
112,3 |
V |
|
|
4 |
|
30,8 |
99,3 |
ремонта 3 м есяца, к и
после через т /с у т
33,6
12,7
19,7
57,1
45,8
Добыча нефти
изменение |
|
послеремонта через 12 м еся цев, т /с у т к и |
|
т/с у т к и |
©^ |
до ремонта, т/с у т к и |
|
|
X© |
|
|
—1,5 |
—4,2 |
35,1 |
20,7 |
—8,6 |
—40,3 |
21,3 |
3,0 |
+0,8 |
+4,2 |
18,9 |
12,8 |
—55,2 |
—49,1 |
66,8 |
25,4 |
—53,5 |
—53,8 |
40,3 |
10,7 |
Итого |
13 |
100 |
286,9 |
168,9 |
—118,0 —41,1 182,4 |
72,6 |
ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД ВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ |
|
|||||
В 1954—1955 гг. |
этим |
методом |
проводили изоляционные ра |
|||
боты на |
скв. |
54, 111, 617(2). |
|
|
||
Необходимо отметить, что призабойная зона этих скважин представлена монолитным песчаником пли песчаником, содер жащим естественные разделы, которые, однако, не были исполь зованы как водоизолирующие экраны.
В табл. 46 приведены результаты, полученные после ремонта
по этим |
скважинам. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 46 |
|
|
|
Дебит нефти, т/сутки |
Дебит воды, т/сутки |
|||||
Катего |
№ |
|
после ремонта |
|
|
после ремонта |
||
сква |
ДО |
|
|
ДО |
|
|
|
|
рия |
через |
через |
|
через |
через |
|||
жины |
ремонта |
6 меся |
ремонта |
|
6 меся |
|||
|
3 месяца |
|
3 месяца |
|||||
|
|
|
|
цев |
|
|
|
цев |
I |
54 |
13,2 |
16,7 |
16,4 |
12,7 |
|
10,7 |
9,2 |
I |
111 |
20,0 |
18,7 |
16,7 |
6,2 |
|
2,3 |
0,3 |
III |
617 |
11,9 |
13,3 |
12,7 |
1,2 |
' |
1,4 |
1,3 |
Итого |
45,1 |
48,7 |
45,8 |
| |
|
|
|
|
|
20,1 |
|
14,4 |
10,8 |
||||
Благодаря простоте и дешевизне этого метода его можно |
||||||||
рекомендовать при изоляции подошвенных вод |
в монолитных |
|||||||
пластах |
для |
частичного |
снижения процентного |
содержания |
||||
150
Добыча
нефти
изменение
1 |
| |
|
|
с у т к и |
X© |
|
т / |
|
|
©х |
—14,4 —41,0 -18,3 —86,0
—6,1 —32,2
—41,4 —62,0
—29,6 —74,1
до ремонта, т / сут ки |
после ремонта через 3 м есяца, т /сут ки |
18,5 |
0,6 |
2,6 |
0 |
13,4 |
10,5 |
52,5 |
25,7 |
40,1 |
56,1 |
|
|
|
|
Таблица 45 |
|
|
Добыча воды |
|
|
|
|
изменение |
|
послеремонта через12 м еся цев, т /сут ки |
изменение |
||
т/сут ки |
©X |
до ремонта, т/сут ки |
т/сут к и |
©х |
|
|
х© |
|
|
|
\© |
—17,9 |
-96,5 |
18,6 |
7,8 |
—10,8 |
-58,0 |
—2,6 |
—100 |
2,6 |
1,5 |
—1,1 |
-42,0 |
—2,9 |
—21,6 |
12,8 |
4,5 |
—8,3 |
—64,0 |
—26,8 —51,0 15,0 |
6,5 |
-8,5 |
—56,6 |
||
+16,0 |
+40,0 |
16,2 |
16,2 |
0 |
0 |
—109,8 —60,2 127,1 92,9 —34,2 —26,9 65,2 36,5 —28,7 —44,0
воды в добываемой жидкости и предохранения скважин от даль
нейшего обводнения. Преимуществом |
этого метода является |
его селективность. |
|
ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД |
ПЛАСТМАССАМИ |
Опыты изоляции подошвенных вод при помощи карбамидной смолы были проведены ВНИИ на четырех скважинах НПУ Туй
мазанефть |
(скв. 590, 934, |
1218 и 1353). Только две из них |
(скв. 590 и |
1353) вошли в |
эксплуатацию. |
Скв. 590 до капитального ремонта давала чистую воду. За давкой изотопов в перфорационные отверстия скважины опре делили, что обводнение ее происходит вследствие негерметич
ности |
цементного кольца за колонной |
(изотопы |
обнаружили |
на 4 м |
ниже нижних перфорационных |
отверстий). |
Обработав |
скважину карбамидной смолой, результатов не получили: она продолжает эксплуатировать чистую воду. На скв. 1353 нека чественное цементирование также является причиной ее обвод нения. Эта скважина дает воду с первого дня эксплуатации, хотя уровень нижних эксплуатационных отверстий находится выше уровня ВНК. Она перестала фонтанировать при содержании воды в жидкости 7%. Перед обработкой карбамидной смолой скважина стояла в течение многих месяцев. Благодаря накопле нию энергии в пласте после изоляционных работ она дала фонтан с тем же процентным содержанием воды, но уже через месяц фонтанирование прекратилось, и скважину перевели на эксплуа тацию погружными электронасосами. Процентное содержание воды осталось без изменения, а дебит нефти снизился с 28 до
19 т/сутки.
151
Капитальные
Добыча нефти
ремонты
рогетаКи я |
количество |
|
ремонтадо , иктус/т |
послеремонта через3м есяца, иктус/т |
иктус/т ы (D |
о4- |
|
|
|
|
|
|
1ение |
|
|
|
|
|
|
ХР |
|
|
|
|
|
L |
|
I |
2 |
15,4 |
35,1 |
33,6 |
—1,5 |
—4,2 |
II |
1 |
7,7 |
21,3 |
12,7 |
—8,6 |
—40,3 |
III |
2 |
15,3 |
18,9 |
19,7 |
+0,8 |
+4,2 |
IV |
4 |
30,8 |
112,3 |
57,1 |
—55,2 |
—49,1 |
V |
4 |
30,8 |
99,3 |
45,8 |
—53,5 |
—53,8 |
до ремонта, т /с у т к и |
после ремонта через 12 м еся цев, т /с у т к и |
35,1 |
20,7 |
21,3 |
3,0 |
18,9 |
12,8 |
66,8 |
25,4 |
40,3 |
10,7 |
Итого |
13 |
100 |
286,9 |
168,9 |
—118,0 —41,1 182,4 |
72,6 |
ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД ВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ |
|
|||||
В 1954—1955 гг. |
этим |
методом |
проводили изоляционные ра |
|||
боты на |
скв. |
54, 111, 617(2). |
|
|
||
Необходимо отметить, что призабойная зона этих скважин представлена монолитным песчаником или песчаником, содер жащим естественные разделы, которые, однако, не были исполь зованы как водоизолирующие экраны.
В табл. 46 приведены результаты, полученные после ремонта
по этим |
скважинам. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 46 |
|
|
|
Дебит нефти, т/сутки |
Дебит воды, т/сутки |
||||
Катего |
№ |
|
после ремонта |
|
после ремонта |
||
сква |
ДО |
|
|
ДО |
|
|
|
рия |
через |
через |
через |
через |
|||
жины |
ремонта |
6 меся |
ремонта |
6 меся |
|||
|
|
3 месяца |
|
3 месяца |
|||
|
|
|
|
цев |
|
|
цев |
I |
54 |
13,2 |
16,7 |
16,4 |
12,7 |
10,7 |
9,2 |
I |
111 |
20,0 |
18,7 |
16,7 |
6,2 |
2,3 |
0,3 |
III |
617 |
11,9 |
13,3 |
12,7 |
1,2 |
1,4 |
1,3 |
Итого |
45,1 |
48,7 |
45,8 |
20,1 |
14,4 |
10,8 |
|
Благодаря простоте и дешевизне этого метода его можно рекомендовать при изоляции подошвенных вод в монолитных пластах для частичного снижения процентного содержания
150
Добыча
нефти
изменение
сут ки. |
хр |
|
т / |
||
0х |
—14,4 —41,0 -18,3 —86,0
—6,1 —32,2
—41,4 —62,0
—29,6 —74,1
—109,8 —60,2
до ремонта, т /сут к и |
после ремонта через 3 м есяца, т /с у т к и |
18,5 |
0,6 |
2,6 |
0 |
13,4 |
10,5 |
52,5 |
25,7 |
40,1 |
56,1 |
127,1 |
92,9 |
|
|
|
|
Таблица 45 |
|
|
Добыча воды |
, |
|
|
|
изменение |
|
после ремонта через 12 м еся цев, т /сут к и |
изменение |
||
т/ сут ки |
0х- |
до ремонта, т/с у т к и |
т/сут ки |
о4- |
|
|
|
|
|
|
X© |
— 17,9 |
-96,5 |
18,6 |
7,8 |
Т |
-58,0 |
00 О |
|||||
—2,6 |
—100 |
2,6 |
1,5 |
’ |
-42,0 |
Н |
|||||
—2,9 |
—21,6 |
12,8 |
4,5 |
со оОгД' |
—64,0 |
—26,8 —51,0 15,0 |
6,5 |
ю ООО 1 |
—56,6 |
||
+16,0 |
+40,0 |
16,2 |
16,2 |
0 |
|
—34,2 |
—26,9 |
65,2 |
36,5 |
—28,7 |
—44,0 |
воды в добываемой жидкости и предохранения скважин от даль
нейшего обводнения. Преимуществом |
этого метода является |
его селективность. |
|
ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД |
ПЛАСТМАССАМИ |
Опыты изоляции подошвенных вод при помощи карбамидной смолы были проведены ВНИИ па четырех скважинах ЙПУ Туймазанефть (скв. 590, 934, 1218 и 1353). Только две из них (скв. 590 и 1353) вошли в эксплуатацию.
Скв. 590 до капитального ремонта давала чистую воду. За давкой изотопов в перфорационные отверстия скважины опре делили, что обводнение ее происходит вследствие негерметич
ности цементного кольца за колонной |
(изотопы |
обнаружили |
на 4 м ниже нижних перфорационных |
отверстий). |
Обработав |
скважину карбамидной смолой, результатов не получили: она продолжает эксплуатировать чистую воду. На скв. 1353 нека чественное цементирование также является причиной ее обвод нения. Эта скважина дает воду с первого дня эксплуатации, хотя уровень нижних эксплуатационных отверстий находится выше уровня ВНК. Она перестала фонтанировать при содержании воды в жидкости 7%. Перед обработкой карбамидной смолой скважина стояла в течение многих месяцев. Благодаря накопле нию энергии в пласте после изоляционных работ она дала фонтан с тем же процентным содержанием воды, но уже через месяц фонтанирование прекратилось, и скважину перевели на эксплуа тацию погружными электронасосами. Процентное содержание воды осталось без изменения, а дебит нефти снизился с 28 до
19 т/сутки.
151
Опыты исправления некачественного цементирования карба мидной смолой, проведенные в НПУ Бавлынефть, также не дали положительных результатов. Пока еще трудно судить об эффек тивности метода изоляции подошвенных вод карбамидной смолой, так как технология проведения изоляционных работ еще недо статочно хороню отработана.
ИЗОЛЯЦИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД ЗАДАВКОЙ В ТРЕЩИНЫ, ОБРАЗОВАННЫЕ ПРИ ГИДРОРАЗРЫВЕ ПЛАСТА, ЦЕМЕНТА НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Этим методом было обработано 10 скважин, из них четыре (скв. 141, 579, 1180 и 1311) без применения пакера, -а остальные
сприменением пакера.
Втабл. 47 представлены данные о результатах капитальных
ремонтов.
Таблица 47
|
Искусственный |
Уровень нижних |
|
Вскрытая |
|||||
|
эксплуатацион |
|
|||||||
|
|
забой, м |
|
мощность |
пласта |
||||
|
|
|
ных |
отверстий, м |
|||||
№ скваж и ны |
|
|
|
|
|
|
|||
до ремонта |
после ремонта |
разница |
до ремонта |
после ремонта |
разн и ц а |
до рем он та, м |
после рем онта, м |
разн ица, % |
|
|
|
|
|
|
|
J |
|
|
|
111 |
1672,2 |
1663,3 |
—8,9 |
1672 |
1663,3 |
—8,7 |
11,0 |
2,3 |
—79,0 |
579 |
1647,2 |
1639,0 |
-8,2 |
1641 |
1639 |
—2,0 |
7,2 |
5,2 |
-27,8 |
1180 |
1613,2 |
1598,0 |
-15,2 |
1598 |
1598 |
0 |
4,4 |
4,4 |
0 |
1311 |
1720,0 |
1716,0 |
—4,0 |
1718 |
1716 |
—2,0 |
4,0 |
2,0 |
—50,0 |
1305 |
1673,5 |
1666,0 |
—7,5 |
1665 |
1665 |
0 |
2,0 |
2,0 |
0 |
1109 |
1760,7 1760,0 —0,7 1742 |
1742 |
0 |
2,0 |
2,0 |
0 |
|||
640 |
1826,0 |
1784,3 |
-41,7 |
1790 |
1784 |
—6,0 |
12,0 |
6,0 |
—50,0 |
771 |
1656,1 |
1649,5 |
—6,6 |
1651 |
1648,9 |
— 2,1 |
4,5 |
2,4 |
—46,7 |
735 |
1651,3 |
1636,8 |
—14,5 |
1641 |
1636,5 |
-4,5 |
6,0 |
4,2 |
—30,0 |
1279 |
1789,5 |
1743,3 |
—46,2 |
1743 |
1743 |
0 |
2,0 |
9,6 |
+480,0 |
Ц ементны й раствор, м 3
1,0
1,2
0,6
0,6
2,0
0,6
1,6
3,0
2,0
1,6
Искусственный |
забой повышен |
на всех скважинах, |
причем |
на некоторых из |
них значительно |
(скв. 1279, 640, 1180 |
и 735). |
Уровень нижних эксплуатационных отверстий на четырех сква жинах оставлен без изменения (исправление некачественного цементирования), на остальных повышен от 2 до 8,7 м. Вскрытая мощность пласта не изменена на трех скважинах, уменьшена на 27,8—79% на шести скважинах и увеличена в 4,8 раза на скв. 1279 вследствие вскрытия верхней малопроницаемой части пласта. Количество цементного раствора, задавленного в пласт, не превышает 2 ж3. На скв. 771 удалось задавить в пласт 3 м3, где вследствие высокого давления задавки произошел прихват заливочных труб.
152