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

на 67%. Несмотря на последнее, дебит нефти увеличился с 19,5 до 26 т/сутки, а содержание воды снизилось с 33 до 3,8%.

Скв. 1176 (рис. 51), пробуренная в водоплавающей части за­ лежи, с первого дня эксплуатации давала обводненную нефть, что свидетельствовало о негерметичности цементного кольца за колон­ ной, так как уровень нижних эксплуатационных отверстий рас­ положен на 3—4 м выше ВНК, определенного методом БКЗ.

Чтобы исправить некачественное цементирование и создать искусственный экран, выбрали интервал пласта, расположенный

Таким образом, в процессе гидроразрыва пласта были созданы трещины в намеченном интервале и в верхнем пропластке, отде­ ленном от основного глинистым разделом. Во избежание попада­ ния цементного раствора в нефтенасыщенную часть пласта при цементировании провели контрольную срезку цементного рас­ твора на глубине 1789 м и в пласт задавили всего 50 л цемент­ ного раствора. До капитального ремонта скважина эксплуати­ ровалась глубинным насосом с дебитом 15,5 т/сутки нефти и содержанием воды 46%. После ремонта скважину перевели на фонтанную эксплуатацию, которая в течение 3 месяцев давала 25,5 т/сутки нефти и 47% воды. Очевидно, вода не была изоли­ рована, но за счет гидроразрыва нефтенасыщенной части пласта дебит нефти значительно увеличился. В результате капитального ремонта, проведенного через 5 месяцев, процентное содержание

полностью обводнен подошвенной водой. Гидроразрыв пласта намечался в интервале 1695,5—1696,5 м. Задавленные с песком в пласт изотопы показали образование трещины в интервале

1694—1695,2 м.

После капитального ремонта уровень нижних эксплуатацион­ ных отверстий был повышен на 5 м, а искусственный забой на 15 м. Вскрытая мощность пласта была сокращена на 37,5%.

До ремонта скважина давала 3,7 т/сутки нефти и 95% воды, после проведения изоляционных работ 30 т/сутки нефти и 13% воды. Через месяц работы скважина начала резко обводняться и вскоре обводнилась полностью. Анализ пластовой воды Пока­ зал, что обводнение происходит смесью пластовой и пресной воды (удельного веса 1,08 г/см3).

Таким образом, скважина обводняется водой из нагнетатель­ ных скважин, что свидетельствует о полном обводнении пласта. Очевидно, на этой скважине никакой капитальный ремонт не мог дать положительных результатов в течение продолжительного времени.

173

Скв. 184 (рис. 53) обводняется подошвенной водой через не­ герметичное цементное кольцо за колонной. Вода появилась с первого дня эксплуатации, несмотря на то, что уровень нпжпих эксплуатационных отвер­ стий расположен на 6,4 м выше ВНК, определенного методом Б КЗ.

Гидроразрыв пласта произведен в интервале

1700,5—1701,5 м. Зада­ вленные в пласт изотопы подтвердили наличие тре­ щин в указанном интер­ вале. После изоляцион­ ных работ искусственный забой был поднят на 22,5 м. Интервал перфорации и вскрытая мощность пласта оставлены без изменения.

В результате изоля­ ционных работ дебит нефти увеличился с 9,3 до 15 т/сутки, а содержание воды снизилось с 22,5 до 1,5%. Через год эксплуата­ ции скважина давала

25 т/сутки нефти. Содер­ жание воды в добываемой жидкости не превыша­ ло 2%.

За период времени с июня 1955 г. по ноябрь 1958 г. на промыслах Баш­ кирии и Татарии мето­ дом задавки нефти было обработано 48 скважин, а с применением гидрофоб­ ной водо-нефтяной эмуль­ сии 18 скважин: в НПУ Туймазанефть 43; Октябрьскнефть 9; Аксаковнефть 13 и на промыслах Тата­ рии одна.

На 1 ноября 1958 г. в строй действующих всту­ пило 52 скважины, осталь­ ные находятся в освоении.

175

Распределение указанных капитальных ремонтов по катего­

ционных работ добыча нефти была сохранена или увеличена.

Необходимо отметить, что из 20 скважин, срок работы который не достиг 6 месяцев, одна скважина (скв. 319) переведена на выше­ лежащий горизонт, а из тех скважин, которые еще не прорабо­ тали 12 месяцев, две находятся в капитальном ремонте для пере­ вода их на вышележащий горизонт (скв. 132 и 133), а скв. 428 уже переведена с пласта Дп на пласт Др Перевод этих скважин

на вышележащие горизонты обусловлен полным обводнением эксплуатируемого пласта.

176

Врезультате всех проведенных изоляционных работ задавкой

втрещины, образованные в процессе гидроразрыва пласта, вязкой нефти или гидрофобной водо-нефтяной эмульсии с после­ дующим цементированием забоя добыча нефти по всем сква­ жинам увеличилась с 683 до 952 т/сутки, т. е. на 40%, а коли­

в капитальный ремонт. Действительно, некоторые из отобранных скважин не следовало сдавать в ремонт, так как эксплуатацион­ ные горизонты были фактически обводнены (скв. 319, 132, 133, 50, 66, 64, 418, 668, 270 и 262). Хотя на нескольких из этих сква­ жин (скв. 132, 319, 668, 270 и 262) после изоляционных работ и получили положительные результаты, однако в течение непро­ должительного времени, или они не оправдали расходов, затра­ ченных на капитальный ремонт.

Экономическая эффективность изоляции подошвенных вод задавкой в трещины, образованные при гидроразрыве пласта, вязкой нефти с последующей задавкой цемента на водной или углеводородной основе

При расчете экономической эффективности применения изо­ ляции подошвенных вод в нефтяных скважинах НПУ Туймазанефть принимались следующие технико-экономические пока­ затели:

1)объем дополнительно добытой нефти за полный период эксплуатации скважин после капитального ремонта;

2)снижение объема добываемой нефти за тот же период;

3)размер затрат по изоляции подошвенных вод на Туймазинском месторождении (общих и затрат, приходящихся на один капитальный ремонт);

4)средняя себестоимость дополнительно добытой нефти или

размер затрат, приходящихся на 1 т дополнительно добытой нефти.

Очевидно, внедрение этого метода будет рентабельно, если

влению.

Необходимо оговориться, что расчет экономической эффектив­ ности изоляции подошвенных вод этим методом является при­ ближенным, так как невозможно точно определить объем допол­ нительно добытой нефти и снижение объема воды после изоля­ ционных работ.

Определение объемов прироста добычи нефти и уменьшения воды, полученных после изоляционных работ

Указанные объемы определяли следующим образом.

1. Строили график динамики обводнения скважин (дебит нефти и процентное содержание воды в добываемой жидкости) до и после капитального ремонта.

2. Кривые дебита нефти и процентного содержания воды в добываемой жидкости до капитального ремонта экстраполиро­ вались в период эксплуатации скважины после изоляционных работ.

3. Подсчитывали разницу в дебитах нефти и воды между экстраполированными и фактическими кривыми.

178

Из этого подсчета исключены скв. 133 (пласт полностью обводнился во время проведения изоляционных работ) и скв. 1176, так как ее сдали повторно в капитальный ремонт.

Таким образом, за весь период с начала применения этого метода изоляции подошвенных вод на 1/XI 1958 г. дополнительно добыли 109,251 т нефти, количество воды в добываемой жидкости

Для анализа стоимости изоляционных работ взяты факти­ ческие затраты по каждому капитальному ремонту, выразив­ шиеся по 18 скважинам в сумме 1 858 600 руб., что составляет в среднем на одну скважину около 103 255 руб.

Определение средней себестоимости дополнительно добытой нефти

Так как за очень небольшим исключением изоляцию подо­ швенных вод производили в глубиннонасосных скважинах, будет правильнее сравнивать себестоимость дополнительно добытой нефти с себестоимостью нефти по глубиннонасосным скважинам, которая равнялась 28,86 руб. за 1 т.

Себестоимость 1 т дополнительно добываемой нефти скла­ дывается:

а) из затрат, связанных с проведением изоляционных работ, которые определяют делением всех затрат по капитальным ремонтам скважин на суммарную дополнительную добычу, т. е. в нашем случае они будут равны 17,01 руб. на 1 т дополнительно добытой нефти;

б) из затрат, необходимых для извлечения дополнительной нефти (деэмульсация, перекачка, затраты на электроэнергию

и ДР-).

Эти затраты можно взять из калькуляции себестоимости добычи нефти и газа как средневзвешенные за три года (1956— 1958 гг_), которые будут составлять на 1 т нефти: 1) по деэмульса­

нефти, полученной в результате изоляционных работ, проведен­ ных на скважинах в 1955—1957 гг., составит 18,35 руб. (17,01 + + 0,62 + 0,31 + 0,41).

той нефти, полученное в результате проведения изоляционных работ, в т; С — фактическая средняя себестоимость 1 т нефти по глубиннонасосным скважинам НПУ в руб.; дг— количество воды, изолированной в результате проведения изоляционных

Таким образом, экономия от проведения изоляционных работ в нефтяных скважинах НПУ Туймазанефть на 1/XI 1958 г. со­ ставляла 1 409 149 руб. Однако эта экономия неполная, так как прирост добычи нефти и уменьшение количества добываемой воды по этим скважинам продолжаются и сейчас.

Стоимость проведения изоляционных работ в нефтяных сква­ жинах НПУ Туймазанефть довольно высокая. Несмотря на это, из приведенных данных даже при низкой себестоимости добычи нефти в этом районе видна экономическая целесообразность расширения масштабов применения названного выше метода изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах девонских месторождений в СССР.

Выводы

1. Методы изоляции подошвенных вод, основанные на простой задавке в пласт золя кремниевой кислоты, девонской нефти или мылонафта, не дали положительных результатов и были забрако­ ваны промыслами па основании многочисленных промышленных испытаний.

2. То же можно сказать о методе исправления некачествен­ ного цементирования при помощи карбамидных смол, разработан­

180

ГЛАВА IX

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Обводнение скважин в процессе разработки девонских место­ рождений нефти с применением законтурного или внутриконтурпого заводнения закономерно. Однако вследствие очень сложного физико-литологического строения девонских коллекторов, резко изменяющихся как по мощности, так и по простиранию, а также ввиду неоднородности продуктивных горизонтов многие скважины обводняются преждевременно. Это обводнение происходит в ре­ зультате прорыва контурных вод по более проницаемым пропласт­ кам и подтягивания конусов обводнения, а также и по техни­ ческим причинам — вследствие некачественного цементирова­ ния обсадной колонны. В связи с этим резко снижается добыча нефти, сокращается фонтанный период эксплуатации скважин,

впласте остается значительное количество неизвлеченной нефти

ит. д.

Все это ясно показывает, какое значение имеют мероприятия по борьбе с обводнением скважин пластовыми водами при разра­ ботке девонских месторождений.

Как уже было указано раньше, обводнение скважин может происходить верхними, нижними или собственными подошвен­ ными водами.

Если изоляция вод цементированием забоя под давлением довольно часто давала положительные результаты при обводне­ нии скважин верхними или нижними водами или при обводнении подошвенными водами скважин, призабойная зона которых представлена литологически неоднородным пластом, содержащим глинистые или алевролитовые разделы, то методов изоляции подошвенных вод в скважинах, пробуренных в литологически однородных пластах, до 1955 г. не было вовсе.

Ни изоляция подошвенных вод цементированием забоя под давлением, ни промышленные испытания методов, основанных на задавке в пласт золя кремниевой кислоты, мылонафта или девонской нефти, не оказались сколько-нибудь эффективными.

В 1955 г. УфНИИ были разработаны методы, давшие поло­ жительные результаты при изоляции подошвенных вод в сква­ жинах, призабойная зона которых представлена литологически

.182