книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

имеют вид щелей, расположенных вдоль образующей труб. Ширина щелей достигает 5 см, длина— 1 м. Иногда негерме­ тичны резьбовые соединения, что связано с недовинчиванцем

труб.

Основной причиной негерметичности цементного кольца — низкое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено применением нестандартного цемента или при­ готовлением цементных растворов с завышенными водоцемантными отношениями.

Ликвидацию негерметичности проводят закачкой растворов изоляционных материалов непосредственно в нарушение, а также через существующий интервал перфорации продуктив­ ного пласта или интервал специально созданных отверстий. Для этого в скважину спускают НКТ до уровня нижней гра­ ницы предварительно созданного цементного (смоляного) ста­ кана (моста). Затем прокачивают расчетный объем раствора, проталкивают и вытесняют его в кольцевое пространство до выравнивания уровней в трубах и кольцевом пространстве. Дальше трубы поднимают на высоту оставляемого в колонне цементного стакана, вымывают излишек раствора (проводят контрольную срезку) и залавливают изоляционный материал за колонну. Тогда герметизируют скважину на время, необходи­ мое для отверждения изоляционного материала, разбуривают мост (пробку) из отвержденного изоляционного материала, перфорируют пласт и осваивают скважину. При этом возможно использование извлекаемого или неизвлекаемого пакера, под которым создают цементную пробку. В последнее время при проведении РИР трубы устанавливают на 20—40 м выше кровли перфорированного пласта, а изоляционный материал залавливают в пласт и нарушения при закрытом затрубном пространстве.

Аналогично изолируют верхние или нижние воды, создают цементный стакан на забое или цементный мост, изолируют фильтр при возврате скважины на вышеили нижележащий пласт (возвратные работы), цементируют дополнительную ко­ лонну или хвостовик в скважине, ликвидируют перетоки зака­ чиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах, а также осуществляют крепление неустойчивых пород в призабойной зоне.

С целью повышения проникающей способности цементных суспензий их затворяют на нефти (нефтецементные суспензии) или «облагораживают» вводом специальных добавок (диэтиленгликольаэросил, метоксиаэросил и др.).

Отключение отдельных пластов

Различие геолого-физических характеристик пластов (коллек­ торские свойства, толщина) обусловливает разновременность их выработки (обводнения) и, следовательно, необходимость от­ ключения каждого выработанного (обводненного) пласта с це­ лью обеспечения нормальных условий выработки остальных.

Отключение отдельных пластов может быть достигнуто соз­ данием в отключаемом пласте непроницаемой оторочки вокруг ствола скважины, установкой «летучек» — перекрытием интер­ вала отключаемого пласта трубой меньшего диаметра с после­ дующим цементированием или продольно-гофрированным пат­ рубком, спуском пакера, а нижних пластов — еще созданием за­ бойной пробки (непроницаемого моста).

При отключении средних или верхних пластов в интервале ниже подошвы отключаемого пласта создают в колонне искус­ ственные пробки: песчаные, глиняные, глинопесчаные, цемент­ ные, резиновые, резинометаллические, деревянные. Применение нашли песчаные пробки, создаваемые засыпкой вручную или намывом насосным агрегатом при скорости восходящего потока не более 4 м/с.

Для создания непроницаемых оторочек более эффективно применение фильтрующихся в поры составов смолы ТСД-9.

В случае слоистого строения пластов обводнение подошвен­ ной водой можно рассматривать как обводнение «нижней» во­ дой и применять соответствующую технологию отключения нижнего пласта или ликвидации негерметичности цементного кольца (заколонного пространства). В монолитных пластах не­ обходимо создание искусственных экранов-блокад либо закач­ кой через специально созданные в пределах ВНК отверстия легкофильтрующихся в пласт реагентов (гипан, нефтесернокис­ лотная смесь и др.) на глубину до 5—10 м с последующим перекрытием цементным стаканом, либо закачкой тампонирую­ щих материалов в предварительно созданную горизонтальную трещину гидроразрыва пласта.

Отключение отдельных обводненных интервалов пористого пласта

Этот вид РИР недостаточно изучен и наиболее сложен в ас­ пекте обоснования целесообразности осуществления в конкрет­ ной скважине, выбора тампонирующих материалов и требуемых объемов нагнетания. И. А. Сидоров, Ю. А. Поддубный и дру­ гие показали, что такие работы эффективны при четком раз­ делении разреза на пропластки, обособленные друг от друга на участке дренирования скважины. Обособленные обводнен­ ные пропластки можно отключить как обводненные пласты.

В пластах, характеризующихся по геофизическим данным как монолитные, принципиальная возможность ограничения притока воды при отключении обводненных интервалов обосно­ вывается возможным наличием в разрезе непроницаемых про­ слоев. Эти прослои не выделяются геофизическими методами исследования, хотя могут создавать условия для надежной изо­ ляции обводненных пропластков.

Естественно, в условиях такой неопределенности должны применяться методы селективной изоляции. На практике нашли применение селективные и неселективные методы. Причем по­ следние нередко осуществляют по схеме селективной изоляции, предусматривающей закачку изоляционного реагента по всей толщине продуктивного пласта и в случае необходимости (на­ пример, при образовании стакана из смолы ТСД-9) последую­ щее вскрытие его в прежних интервалах (разбуривание ста­ кана и перфорация).

При полном закупоривании каналов нефтерастворимым се­ лективным материалом проницаемость не восстанавливается. Методы селективной изоляции, основанные на смешении двух или нескольких реагентов, или реагента с пластовой водой, как показал В. А. Блажевич, только частично ограничивают приток воды, так как получаемый объем закупоривающего осадка не­ достаточен или мгновенное образование осадка на контакте растворов затрудняет их перемешивание.

В случае неоднородного, слоистого строения пластов в пер­ вую очередь вырабатываются, а следовательно, и обводняются наиболее проницаемые пропластки. Они же прежде всего должны поглощать закачиваемую жидкость, в том числе и изоляционную. Распределение потоков в нефте- и водонасыщен­ ные интервалы определяется соотношениями проницаемостей пропластков и вязкостей нефти и воды, а также вязкостью изо­ ляционного реагента. Поэтому различные реагенты с учетом этих и других условий показали себя по-разному на конкрет­ ных месторождениях. Наиболее предпочтительны гидрогели (типа ВУС на основе ПАА и гипана, силиката натрия), твер­ деющие во всем объеме составы типа ГТМ-3 или АКОР (смолка-этилсиликат), нефтесернокислотная смесь, кислый гуд­ рон и др.

В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработан метод повышения избирательности проникновения водоизоли­ рующего состава в водонасыщенные интервалы путем предва­ рительного охлаждения призабойной зоны, и, как следствие^ увеличения вязкоструктурных свойств пластовой нефти. Охлаж­ дение осуществляется проведением в стволе скважины эндотер­ мической реакции растворения аммиачной селитры или ее смеси с карбамидом в воде. ~

Ограничение притока воды в трещиноватых и трещиновато-пористых пластах

Преждевременное обводнение скважин, эксплуатирующих такие пласты, связано с прорывами воды по высокопроницаемым трещинам. Малоэффективными оказались работы с использова­ нием материалов, которые не образуют объемно-связанный тампон и обладают низкими градиентами сдвига, что сопровож­ дается их выносом из трещин при эксплуатации скважин. Более эффективно использование цементных и пеноцементных суспен­ зий, вязкоупругих составов на основе ПАА.

Наиболее эффективно применение суспензий гранулирован­ ных тампонирующих материалов. В Ивано-Франковском инсти­ туте нефти и газа разработаны технологии ограничения при­ тока воды с использованием гранулированного магния (разме­ ром 0,5—1,6 мм), основанные на взаимодействии магния и его оксида с пластовой водой и хлористым магнием и, как резуль­ тат, образовании осадка гидроксида магния и магнезиального цемента (см. § 5.4). Целесообразно, чтобы массовое содержа­ ние магния в смеси его с песком составляло 20 %. По схеме ГРП расширяют имеющиеся в пласте трещины, заполняют их магний-песчаной смесью, закрывают скважину на 48—60 ч для образования изоляционной структуры. Для интенсификации притока и растворения гранул, попавших в нефтенасыщенные интервалы, проводится обработка соляной кислотой (см. §5.4). Возможно создание также забойных пробок (мостов).

Высокой эффективностью характеризуется также использо­ вание суспензий полиолефинов (ППП и ПБП), рубракса и высокоокисленных битумов (ВОБ) в виде частиц широкой фрак­ ции от 0,5 до 20 мм. По предложению сотрудников СевКавНИПИнефти в суспензию дополнительно вводят частицы полуводного гипса, реагирующие с пластовой водой и повышающие прочность водоизолирующего барьера. Для каждого пласта, характеризующегося определенным раскрытием трещин и по­ перечными размерами пор матриц, должны быть подобраны дисперсные системы с соответствующей гранулометрической характеристикой.

Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах

В призабойной зоне нагнетательных скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых опреде­ ляется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем проницаемости трещин существенно разнятся между собой. Тампонирование высокопроницаемых трещин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и новым

жину, рсаждаясь на забое, образует пробку, которая сущест­ венно снижает текущий дебит скважины. Удаление пробки с забоя требует трудоемких ремонтных работ и связано с не­ избежными потерями добычи нефти. Песок, выносимый из пласта, приводит также к усиленному износу эксплуатацион­ ного оборудования.

Существующие методы борьбы с пробкообразованием можно разделить на три группы: 1) предотвращение поступле­ ния песка в скважину; 2) вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах; 3) ликвидация песчаных пробок.

Методы предотвращения поступления песка в скважину

Избежать разрушения пород можно уменьшением дебита до определенного допускаемого уровня, при этом уменьшается ско­ рость фильтрации, депрессии давления и, как следствие, на­ пряжения в породе. Однако в условиях слабосцементированных пород эксплуатация скважин при таких режимах нередко ока­ зывается экономически нерентабельной. Поэтому в основном применяют различные забойные фильтры или осуществляют крепление пород в призабойной зоне.

По конструкции и технологии изготовления различают труб­ ные и гравийные фильтры. Трубные фильтры спускают в сква­ жину на обсадной трубе или с помощью НК.Т внутрь обсадной колонны. Их подразделяют на простые (размеры отверстий 1,5—20 мм или щелей 0,4—0,5 мм на трубе), сложные, образо­ ванные из простых наматыванием проволоки (проволочные), установкой кнопок (кнопочные) и колец (кольцевые), металло­ керамические, созданные из прессованного порошка спеканием в среде водорода при 1200 °С, и др.

Гравийные фильтры могут быть созданы на поверхности (слой гравия фракций 4—6 мм в зазоре 20—25 мм между двумя концентричными перфорированными трубами) и в скважине (намыв слоя частиц за стенки перфорированной трубы). Для хорошего задержания частиц, составляющих скелет породы, не­ обходимо, чтобы Ds0/d5o = 5 и 6<D 100. Здесь D50 и £>ю0 — диаметры зерен гравия, соответствующие 50 %- и 100 %-ной точкам гранулометрической кривой распределения диаметров; 0 — ана­ логично диаметр зерен песка; б — раскрытие щели трубы.

Крепление пород призабойной зоны означает связывание частиц между собой различными веществами — цементным рас­ твором, раствором цементно-песчаной смеси, фенолформальде­ гидной смолой и др. Сущность метода заключается в закачке крепящих веществ через НКТ в призабойную зону. В зависи­ мости от поглотительной способности скважины и толщины пласта проводят одну или несколько подряд закачек. Раствор

подлив и подкачку жидкости в скважину (см. § 9.5) и т. д. Количество жидкости, необходимое для подкачки, принимают равным объему скважины от башмака подъемных труб до ниж­ них отверстий фильтра. Подъемные трубы необходимо спускать в фильтровую зону для лучшего выноса песка. На практике чаще всего трубы спускают до верхних отверстий фильтра из опасения, что они могут быть прихвачены песком, поступаю­ щим из отверстий фильтра.

При штанговой насосной эксплуатации применяют различ­ ные защитные приспособления (см. § 9.5).

Ликвидация песчаных пробок

Песчаные пробки периодически промывают жидкостью или чис­ тят гидробуром.

В качестве промывочной жидкости применяют нефть, воду (обработанную ПАВ), глинистый раствор, аэрированную жид­ кость, пену, плотность которых соответствует пластовому дав­ лению. Промывка основана на использовании энергии струи закачиваемой жидкости для разрушения песчаной пробки и вы­ носа песчинок на поверхность. Возможны прямая, обратная, комбинированная и непрерывная промывки.

При прямой промывке жидкость закачивают в НКТ, вынос песка происходит по затрубному пространству. При обратной промывке создают поток в обратном направлении. Струя, вы­ ходящая из НКТ, лучше размывает пробку. Для улучшения разрыхления пробки на конец НКТ навинчивают различные на­ конечники (кососрезанную трубу, насадку, фрезу и др.). Однако при прямой промывке скорость восходящего потока меньше, чем при обратной промывке. Поэтому при комбинированной промывке размыв осуществляют путем закачки в НКТ, а для выноса песка периодически переходят на обратную промывку. Промывочное устройство, которое устанавливают выше баш­ мака НКТ, позволяет закачивать жидкость в затрубное прост­ ранство, размывать через башмак НКТ и осуществлять подъем по НКТ. Припромывке трубы подвешивают на вертлюге подъ­ емника, а жидкость поступает по промывочному шлангу. Для обратной промывки устье скважины герметизируют промывоч­ ной головкой (сальником). При непрерывной прямой промывке применяют промывочную головку, которая позволяет наращи­ вать трубы почти без прекращения прокачки жидкости.

Гидравлический расчет промывки скважины сводится к оп­ ределению гидравлических потерь давления (напора) при дви­ жении жидкости по трубам и затрубному пространству. Гид­ равлические потери определяют по формуле Дарси—Вейсбаха с учетом наличия в жидкости песчинок. При этом скорость вос­ ходящего потока необходимо принимать из неравенства (9.69).

Использование струйного насоса (аппарата) позволяет про­

водить промывку без создания противодавления на пласт.

Для чистки песчаных пробок применяют также гидробур, который спускается в скважину на канате. Гидробуром уда­ ряют о поверхность пробки, при этом долото разрыхляет ее. При подъеме плунжер поршневого насоса гидробура засасы­ вает жидкость с песком из-под долота. Песок отделяется в се­ параторе и поступает в желонку, а жидкость — под плунжер насоса.

§10.4. БОРЬБА С ОТЛОЖЕНИЕМ ПАРАФИНОВ

ИАСФАЛЬТЕНОВ

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается рас­ творяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы (см. § 5.8). Их отложения возможны в призабойной зоне, подъемных трубах, шлейфе, сборном трубопроводе и резервуарах.

Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя увеличивается с нуля на глубине 900—300 м до максимума на глубине 200—50 м, а затем умень­ шается за счет смыва отложений потоком. Отложения приво­ дят к увеличению гидравлических сопротивлений потоку и сни­ жению дебита.

При добыче нефти выпадение парафина неизбежно, по­ скольку температура всегда снижается. Выкристаллизация па­ рафина происходит на механических примесях нефти и стенках оборудования, причем парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне резервуа­ ров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный харак­ тер. Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (поляр­ ными) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных по­ крытий применяют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелито-эпоксидный модифицированный типа ЮЭЛ лаки), а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристалли­ зации парафина в потоке( повышению дисперсности частиц па­ рафина в нефти. Такими реагентами могут быть как водо-, так и нефтерастворимые ПАВ. Применение реагента ХТ-48 пока­ зало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя ско­ рость отложения снижается.