Содержание к диссертации
Введение
Раздел 1. Краткий обзор работ в области организации подземных и капитальных ремонтов скважин 7
1.1. Основные показатели эффективности организации ремонтных работ по изоляции негерметичностей 8
1.2. Выбор технологии и материалов при водоизоляционных работах 12
1.3. Характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах 17
1.4. Основные показатели эффективности организации ремонтных работ по ограничению водопритока 23
Цели и задачи исследования 33
Раздел 2. Создание базы данных 34
2.1. Основные понятия баз данных 34
2.2. Реляционные базы данных 36
2.3. Проектирование базы данных и ее нормализация 50
2.4. Работа с удаленными базами данных. Сервер FireBird 53
2.5. Разработка базы данных 56
Выводы по разделу .-. 62
Раздел 3. Моделирование и управление технико- экономическими показателями применения системы массового обслуживания при организации подземного и капитального ремонта скважин 63
3.1. Состояние разработки Сайгатинского и Мурьяунского месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» 63
3.2. Проверка на однородность и выбор теоретического закона отказов для скважинного оборудования 72
3.3. Оценивание параметров закона распределения отказов байесовскими методами 81
3.4. Теоретические законы распределения продолжительности эффекта от изоляции водопритока в скважинах и их байесовская оценка. 92
3.5. Методика определения критериев эффективности системы технического обслуживания и ремонта 95
Выводы по разделу 103
Раздел 4. Численное моделирование технологий ликвидации заколонных перетоков и негерметичности труб 104
4.1. Моделирование показателей технико-экономической эффективности применения системы ТОР при организации ремонтных работ по ликвидации заколонных перетоков 104
4.2. Моделирование показателей технико-экономической эффективности применения системы ТОР при организации ремонтных работ по ликвидации негерметичности труб на скважинах 116
Выводы по разделу 122
Раздел 5. Численное моделирование технологий проведения водоизоляционных работ 124
5.1. Моделирование показателей технико-экономической эффективности системы ТОР при организации ремонтно-изоляционных работ с применением состава АКОР Б100 124
5.2. Численное моделирование показателей технико-экономической эффективности системы ТОР при организации ремонтно-изоляционных работ без отключения пласта 134
5.3. Исследование показателей технико-экономической эффективности системы ТОР при организации ремонтно-изоляционных работ с отключением пласта 140
Выводы по разделу 150
Основные выводы и рекомендации 151
Список использованной литературы 152
Приложение 161
- Основные показатели эффективности организации ремонтных работ по изоляции негерметичностей
- Выбор технологии и материалов при водоизоляционных работах
- Характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах
- Основные показатели эффективности организации ремонтных работ по ограничению водопритока
Введение к работе
Актуальность работы. Существуют различные методы и способы моделирования эффективности применения плановых систем организации ремонтных работ. Все они требуют использования большого количества промысловых данных для принятия оптимальных решений.
Подземные и капитальные ремонты скважин являются достаточно дорогими и продолжительными. Поэтому снижение стоимости (затрат) и длительности ремонтно-восстановительных работ на основе организационных мероприятий на скважинах — важная и актуальная проблема. Нефтедобывающее предприятие несет значительные убытки за счет организационных простоев, и требуется минимизация этих простоев.
Экономическая целесообразность проведения ремонтно-изоляционных работ на конкретных скважинах устанавливается окупаемостью затрат. Она оценивается с точки зрения рентабельности их проведения, а также достижения геологического эффекта, выражающегося в получении безводных промышленных притоков нефти. Показателями успешного проведения ремонтно-изоляционных работ являются наименьшая цена операции, положительный баланс средств и прибыль.
С учетом появившейся в последнее время тенденции глобализации нефтедобывающих предприятий важной и актуальной задачей является создание программных продуктов, работающих в распределенных компьютерных сетях. Такие продукты получают доступ к единой базе промысловых данных из любой точки мира (где есть подключение к сети "Internet") в любой момент времени. Примером демонстрации возможностей удаленного доступа к информации служит вполне реальная на сегодняшний день работа с соответствующими программными продуктами с портативного компьютера через сеть "Internet", для подключения к которой используется мобильный телефон стандарта GSM. Нефтяным компаниям такая возможность значительно экономит время и материальные средства. Поэтому разработка и внедрение высокотехнологичных решений для организации ремонтно-изоляционных работ на скважинах и в пластах является важной и актуальной задачей для нефтегазодобывающих предприятий.
Цель работы. Разработка структуры базы данных для хранения информации и создание программного обеспечения для исследования эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах и в пластах.
Основные задачи исследований:
Провести анализ показателей эффективности организации ремонтных работ по изоляции негерметичности, заколонных перетоков и ограничения водопритоков.
Создать базу данных по ремонтно-изоляционным работам, позволяющую хранить и систематизировать информацию.
Осуществить моделирование и управление технико-экономическими показателями применения системы технического обслуживания и ремонта при подземных и капитальных ремонтах скважин.
Выбрать теоретические законы распределения отказов скважин по причине негерметичности, заколонных перетоков и водопритоков.
Провести численное моделирование показателя эффективности ремонтно-изоляционных работ при ликвидации заколонных перетоков и негерметичности труб.
Выполнить моделирование технологии проведения водоизоляционных работ на примере применения состава АКОР Б100 и с отключением или без отключения пластов.
Методы решения задач. Задачи решены на основе сбора и обработки геолого-промысловых данных с применением методов математической статистики и теории вероятности, теории массового обслуживания и надежности с использованием информационных технологий.
Научная новизна работы.
1. Разработана структура базы данных на основе системы управления базами данных «FireBird». Она обеспечивает возможность дистанционной работы с информацией нескольких пользователей одновременно через коммутируемый телефонный доступ, локальную сеть "Ethernet" или глобальную сеть "Internet".
Разработан программный продукт «WROptimizer», позволяющий составлять план организации ремонтно-изоляционных работ на скважинах и в пластах на языке программирования «Object Pascal».
Впервые для условий Мурьяунского месторождения установлены законы распределения отказов скважин по причине негерметичности колонн, заколонных перетоков и при ограничении водопритока в пласте с байесовской оценкой их адекватности.
Основные защищаемые положения:
Структура базы данных.
Программный продукт «WROptimizer» для моделирования технико-экономической эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах и в пластах.
Законы распределения отказов скважин по причине негерметичности колонн, заколонных перетоков и при ограничении водопритоков в пласте для условий Мурьяунского месторождения с байесовской оценкой их адекватности.
Основные результаты исследования эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта при организации ремонтно-изоляционных работ на скважинах.
Достоверность.
Исходная информация об отказах скважин по причине негерметичности, заколонных перетоков и водопритоков исследована на однородность. Однородные данные использованы для получения законов распределения, а полученные законы распределения оценены на адекватность байесовскими методами. Поэтому результаты исследований достоверно отражают рассматриваемые процессы.
Практическая ценность работы. Созданные структура базы данных и программный продукт позволяют провести моделирование и управление эффективностью применения системы технического обслуживания и ремонта при организации ремонтно-изоляционных работ на скважинах в условиях любого месторождения, причем взаимодействовать с базой данных пользователь может удаленно по коммутируемой телефонной линии, локальной сети или через глобальную сеть Internet.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции «Наука и производство: параметры взаимодействия» (17-18 апреля 2003 г., г. Сургут, ХМАО) и на международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (25-27 октября 2005 года, г.Тюмень), а также на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» (2003-2005гг, ТюмГНГУ, г.Тюмень).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 научных статей.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, 3 приложений, списка использованной литературы, включающего 94 наименования. Работа изложена на 160 страницах машинописного текста, включая 52 рисунка, 24 таблицы.
Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Р.Я. Кучумову и научному консультанту к.т.н., профессору В.А. Пяльченкову за научную и методическую помощь, оказанную при выполнении диссертационной работы.
Основные показатели эффективности организации ремонтных работ по изоляции негерметичностей
Анализ причин обводнения нефтяных скважин и причин поступления газа в них. Практически на всех стадиях разработки нефтяных месторождений существует проблема преждевременного обводнения скважин. По этой причине достижение проектной нефтеотдачи представляется проблематичным, и часто эксплуатация скважин становится нерентабельной.
Можно выделить следующие основные причины обводнения добывающих скважин:
проницаемостная зональная (по площади) и слоистая (по толщине пласта) неоднородность залежи; вязкостная и гравитационная неустойчивость вытеснения;
особенности размещения добывающих и нагнетательных скважин;
залегание подошвенной воды;
наклон пласта, растекание фронта вытеснения;
наличие высокопроницаемых каналов и трещин, особенно в трещиновато-пористом коллекторе;
негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца;
нарушение герметичности заколонного пространства и возникновение заколонных перетоков воды.
Четкое формулирование целей изоляционных работ, обоснованный выбор метода и технологии его осуществления могут быть выполнены только при наличии ясных представлений о путях обводнения скважин.
При получении притока в процессе опробования пласта, не соответствующего характеру насыщения, или смешанного притока (нефть с водой, газ с водой и нефтью) производится повторная интерпретация всего имеющегося геолого-промыслового материала с определением параметра насыщения и коэффициента нефтенасыщенности по данным геофизических исследований разреза методом каротажа и имеющихся петрофизических корреляций. В случае однозначного подтверждения сделанных ранее выводов о характере насыщения пласта необходимо решить вопрос об интенсивности, месте и причине поступления воды в скважину [85]. Для этого проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в состав которого входят методы, обычно применяемые на стадии поисков и разведки месторождений и при контроле за их разработкой (исследование притока на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации; определение приемистости скважины при нагнетании жидкости в пласт; акустический и гамма-гамма-цементомер; высокоточная термометрия; ИННК; закачка меченого вещества; замеры резистивиметром, влагомером, плотномером, дебитомером) [20].
Распределение состава флюида в стволе скважины, в том числе и против интервала перфорации, можно контролировать замерами резистивиметра, влагомера, плотномера и дебитомера. Эти методы позволяют показать, соответствует ли получаемый приток интервалу перфорации или же он связан с негерметичностыо эксплуатационной колонны. Межпластовые перетоки, интервалы заколоннои циркуляции и эффективные работающие толщины внутри него определяют методами высокоточной термометрии, импульсным нейтрон-нейтронным каротажем, закачкой меченого вещества. Качество цементирования эксплуатационной колонны, интервал заколоннои циркуляции и интенсивность перетоков оценивают по данным акустического цементомера (АКЦ) замерами на двух частотах (20-25 и 6-8 кГц) и при разных противодавлениях в колонне. Все эти работы производятся специализированными службами на основе действующих инструктивных и регламентирующих документов. Важное место отводится гидродинамическим методам контроля за характером освоения и параметрами притока.
В случае, когда комплексом методов высокоточной термометрии, импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, АКЦ, а в отдельных случаях и закачкой меченой жидкости установлен интервал заколоннои циркуляции и распределение состава флюида по нему, вопрос о проведении изоляционных работ становится очевидным. При этом методы резистивиметрии, плотнометрии, влагометрии и дебитометрии имеют подчиненное значение.
Сложнее различить водопроявления, связанные с подтягиванием и прорывом конуса подошвенной воды в однородном пласте либо с течением рыхлосвязанной воды диффузных слоев. В обоих случаях методы резистивиметрии, плотнометрии, влагометрии и дебитометрии подтверждают, что приток идет из интервала перфорации. То же самое подтвердят АКЦ, закачка меченой жидкости, ИННК. Лишь высокоточная термометрия может показать, что во времени изменения температурного поля и прогрев прискважинной зоны будут смещаться вниз за интервал перфорации при прорыве подошвенных вод по конусу. Такое смещение не будет наблюдаться при поступлении воды диффузных слоев из пласта. При исследовании методом установившихся отборов с увеличением забойной депрессии возрастает содержание воды в продукции скважины (при подтягивании и прорыве конуса подошвенной воды), а при водопроявлении диффузных слоев, наоборот, отмечается увеличение содержания нефти.
По комплексу рассмотренных выше методов всегда можно не только определить место притока пластовой воды, но и распознать причину ее поступления в скважину, что является решающим при выборе способа ведения водоизоляционных работ.
Анализ причин и характера загазовывания нефтедобывающих скважин показывает, что основными из них являются:
прорыв газа по конусу в однородных монолитных пластах, не имеющих плотных разделов на уровне ГНК;
латеральная фильтрация газа по проницаемым пропласткам в интервал перфорации (газ из "газовой шапки");
поступление газа вследствие перфорации газонасыщенной зоны залежи (при неточном определении положения ГНК);
газовые заколонные перетоки;
поступление растворенного газа (при работе скважины в режиме растворенного газа).
Сложность процесса разработки нефтегазовых залежей обусловливается двухфазной системой, которая при начальных пластовых условиях находится в равновесии. В процессе разработки происходит изменение термобарических параметров залежи и нарушение равновесия. Общее снижение пластового давления (или снижение в отдельных частях залежи) приводит к перемещению ГНК. Движение ГНК вниз из-за вязкостной неустойчивости способствует образованию конусов и прорыву языков газа в нефтяные скважины.
Разработка нефтегазовых залежей осложняется:
трудностью регулирования перемещения ГНК;
равенством начального пластового давления (Рпл.нач) и давления насыщения (рнас);
относительной близостью расположения к забоям скважины ГНК при дренировании нефтяной оторочки;
неустойчивостью процесса вытеснения нефти газом, приводящей к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и потере пластовой энергии;
полной гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и вероятной подвижностью ГНК в окрестности скважины в процессе разработки.
На подвижность ГНК существенно влияет анизотропия пласта. Искусственно увеличивая анизотропию пласта (установка экрана), можно продлить время безгазовой эксплуатации скважины. Образование конуса происходит и после установки экрана, но процесс идет сравнительно медленно. Анализ показывает, что первые две причины превалируют, и в связи с этим при разработке и выборе технологии изоляции газопритоков необходимо, прежде всего, решить задачу создания в пласте протяженного радиального изолирующего экрана, размеры которого должны быть сопоставимы с размерами основания газового конуса.
Выбор технологии и материалов при водоизоляционных работах
Важным вопросом при проведении РИР является ликвидация заколонной циркуляции (перетоков), возникающей в основном по двум причинам. Во-первых, из-за некачественного цементирования, поскольку отсутствие цементного кольца за эксплуатационной колонной (на глубине от 80-200 до 1500-1600 метров) приводит к возникновению заколонных перетоков соленых вод и рассолов, агрессивно воздействующих на металл. Поэтому при отсутствии цемента быстрее возникают сквозные коррозионные отверстия в колонне, уменьшающие срок ее эксплуатации. Во-вторых, из-за применения кумулятивной перфорации, которая раньше использовалась в большинстве случаев для вторичного вскрытия продуктивного пласта. При простреле происходил очень мощный удар, который приводил к разрушению цементного камня, образованию трещин и началу перетоков флюида из пласта в пласт.
Выбор водоизолирующего материала и проведение обработки через существующий фильтр скважины возможны лишь после оценки размеров затрубной циркуляции.
Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:
расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта;
приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;
планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;
направление движения воды (сверху, снизу).
Г. П. Зозуля и И.И. Клещенко [23] предлагают при изоляции верхних вод для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонн перекрыть песчаной пробкой, а неперекрытым оставить не более 1 м интервала перфорации. Если расстояние между интервалом перфорации и забоем скважины более 20 м, целесообразным считают установку цементного моста.
При использовании для РИР водоцементных растворов необходимо обработать их понизителями водоотдачи.
Для восстановления герметичности эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий можно установить металлический пластырь. Однако его применение ограничивается величиной депрессии в скважине в процессе эксплуатации (не более 8,0 МПа).
Приток подошвенной воды в монолитных пластах может быть обусловлен как наличием заколонной циркуляции в скважине ниже интервала перфорации, так и образованием конуса обводнения. Последнее с наибольшей вероятностью отмечается в скважинах с пластами, в которых геофизическими исследованиями не выделяются глинистые перемычки толщиной свыше 0,5 м и интервал перфорации удален от водонефтяного контакта менее чем на 4-5 м. В этом случае изоляция заколонной циркуляции с водонасыщенной частью пласта не может существенно изменить динамику обводнения скважин, так как необходимо изменить характер движения воды в призабойной зоне пласта. С этой целью И.И. Клещенко [25] рекомендует создавать «блокад-экраны» в призабойной зоне радиусом до 5-10 м путем закачки легкофильтрующихся составов с последующим их докреплением цементным раствором (при необходимости). В силу гидродинамических особенностей фильтрации воды и нефти проведение таких обработок наиболее эффективно при нефтенасыщенной толщине пласта свыше 3-4 м.
При наличии глинистых перемычек ниже интервала перфорации толщиной 0,5-1,5 м следует предусмотреть частичное блокирование самого коллектора в обводненной части пласта в радиусе 1-3 м, что обусловливает при использовании цементных растворов закачку перед ними легкофильтрующихся составов, а при использовании только полимерных тампонажных составов объем их закачки увеличивается на 3-5 мЗ. Этим приемом повышается надежность изоляции заколонных перетоков, снижается нагрузка на маломощные глинистые перемычки и уменьшается вероятность конусообразования.
Необходимо отметить, что вероятность успешного освоения скважин после РИР и продолжительность эффективной работы скважин резко возрастают с увеличением эффективной мощности нефтенасыщенных толщин до 8 м и более, а также при наличии непроницаемых перемычек (от 3 м и более) между нефтенасыщенными и водо-газонасыщенными пластами [93].
Анализ результатов ремонтно-изоляционных работ показывает, что основными причинами негерметичностей эксплутационных колонн являются [89]:
нарушение резьбовых соединений;
дефекты и коррозия металла труб;
механические повреждения труб при спуске в скважину;
неудовлетворительное качество цементирования обсадных колонн и др.
Негерметичность соединительных узлов эксплуатационных колонн обнаруживается:
при опрессовке обсадных колонн;
при влиянии межколонных давлений в процессе освоения или эксплуатации скважин.
Флюидопроводящие каналы в соединительных узлах (резьбовых соединениях) эксплуатационных колонн, как правило, имеют пропускную способность по воде менее 1 л/с и отмечаются падением давления при опрессовке колонны с помощью цементировочного агрегата (ЦА-320); в некоторых случаях негерметичность соединительных узлов эксплуатационных колонн может быть обнаружена только при опрессовке колонны газообразным агентом.
Ввиду низкой пропускной способности глубину негерметичных соединений трудно определить методами термометрии, расходометрии и резистивиметрии. Более предпочтительны для этой цели такие гидродинамические методы исследований, которые включают поинтервальную опрессовку негерметичной колонны сжатым газообразным агентом или вязкой жидкостью.
Наиболее эффективным при восстановлении герметичности эксплуатационных колонн (как при изоляции негерметичных соединительных узлов, так и при изоляции сквозных дефектов) является метод установки металлического пластыря. При невозможности использования пластырей для сужения ствола скважины или отсутствии необходимых технических устройств может быть применен метод тампонирования под давлением. Последний метод также применяют, когда возможно проведение ремонта без длительной остановки работы скважины и демонтажа устьевого оборудования. Если негерметичное резьбовое соединение расположено в незацементированной части обсадной колонны и свободно от прихвата, то может быть произведен доворот колонны.
Тампонирование негерметичных соединительных узлов обсадных колонн производится полимерными составами с наличием или отсутствием мелкодисперсного наполнителя. Основные способы изоляции следующие:
скользящее тампонирование;
тампонирование с оставлением моста;
установка полимерного пакера в затрубном пространстве фонтанных скважин без демонтажа устьевого оборудования.
Наибольшей эффективностью (95-100%) обладает метод тампонирования с оставлением моста при наличии сведений о глубине дефекта (эффективность метода скользящего тампонирования изменяется в пределах 70-85%). Наиболее простыми являются методы установки полимерного гелеобразного пакера в затрубном пространстве и метод продавливания тампонажного состава рабочим газом в газлифтных скважинах. Однако длительность эффекта в этих случаях определяется стойкостью геля к распаду и, как правило, при температуре в скважине 60-80С ограничивается сроком до 1 года.
Характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах
В настоящее время при ремонтно-водоизоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются следующие тампонажные материалы [78]:
смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);
тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные тампонажные материалы (ПТМ);
тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), так называемые цементнополимерные растворы (ЦПР);
многокомпонентные тампонажные смеси, приготовленные с помощью дезинтегратора (МТСД);
сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).
В скважинах с низкой приемистостью эффективно применение ПТМ и ЦПР. Применение ПТМ наиболее эффективно (по сравнению с цементным раствором) при герметизации соединительных узлов обсадных колонн и ремонте обсадных колонн в условиях низкой приемистости.
Использование цементных растворов оказывается более эффективным (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод в условиях высокой приемистости и ликвидации прорыва пластовых вод в случае недифференцированного анализа результатов работ.
Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой приемистости.
В последние годы для вторичного цементирования все чаще используются полимерные тампонажные материалы, приготавливаемые как в виде истинных растворов, так и растворов, содержащих твердую фазу. Они могут иметь регулируемую в широком диапазоне вязкость. Среди ПТМ при ремонтно-изоляционных работах нашли применение материалы на основе фенол формальдегидных смол (ТС-10, ТСО-91), вязкоупругие составы (ВУС), ПТМ - Ремонт-1, фенолоспирты (ФС), селективные тампонажные материалы - силаны, гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), водорастворимый тампонажный состав (ВТС), кремнийорганическая сшитая система (КРОСС), состав на основе стиромаля и др. [79, 81].
В качестве отвердителей для смол используются формальдегид, параформ или уротропин. Находят применение также отверждаемые глинистые растворы (ОГР), где в смеси на основе фенолформальдегидной смолы вместо воды используется глинистый раствор.
Смола КФЖТ в течение 2000 г. использовалась на месторождениях АНК «Башнефть» для докрепления интервалов негерметичности эксплутационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения обводненных интервалов. Успешность работ составила 50%.
Недостатками растворов на основе смол является их дороговизна, а на основе силанов — токсичность, взрыво- и пожароопасность.
ВУС - это вязкоупругий состав из смеси 2%-ного водного раствора гексорезорциновой смолы (ГРС), 1%-ного водного раствора полиакриламида (ПАА и формалина 38-40%-ной концентрации) в соотношении объемов 1,0 + 0,1 + 0,02. Применим до температуры +90С.
ГТМ - гидрофобный тампонажный материал. Отверждается в пресной и пластовой воде, нефтях, имеет хорошие адгезионные свойства.
Из высокотемпературных полимерных тампонажных материалов находят применение фенолоспирты, фенолшлаки и др. Фенолоспирт (ФС) готовят из фенола, формальдегида, 40%-ного раствора едкого натрия или 10%-ного раствора кальцинированной соды. Характеризуется высокой проникающей способностью и фильтруемостью в пористой среде. Может применяться с наполнителями: глинопорошком, молотым мелом, шлаковым цементом и др.
Для изоляции притока пластовых вод в последнее время применяют водоизолирующий реагент АКОР. Он создан на основе малотоксичных, не содержащих хлора отходов производства алкоксисиланов и алкоксисилоксанов, состоящих из алкосодержащего кремнийорганического соединения и кристаллогидратов солей металлов. Кремнийорганические водоизолирующие составы АКОР имеют следующие особенности: растворяются в воде любой минерализации и отверждаются. Образовавшийся полимер нерастворим в пластовых жидкостях, гидрофобизует поверхность породы, в пористой среде отверждается в полном объеме и за более короткое время, чем в стволе скважины, может применяться при температуре окружающей среды до -50С. Составы АКОР готовят из отдельных компонентов, что вызывает определенные трудности на промыслах. Поэтому разработан и применяется на промыслах Западной Сибири одноупаковочный состав АКОР - Б. Его используют как в товарном виде, так и путем разбавления водой в 3-7 раз и более. Разработаны две модификации состава АКОР-Б: АКОР-Б100 и АКОР-Б300 соответственно для пластовых температур 100 и 300С. Исходные компоненты составов АКОР токсичны и пожароопасны, коррозионноактивны (рН=2). Состав АКОР на основе органических силикатов является наиболее прочным гелем, поэтому его применяют для создания водоизоляционных экранов.
С использованием составов АКОР проводились РИР на газовых скважинах Медвежьего месторождения. Работы проводились на 13 скважинах, успешность работ составила 69%.
В последнее время научно-производственной фирмой «Нитпо» разработан новый модифицированный кремнийорганический реагент АКОР-БН. Материалы группы АКОР-БН - это базовые кремнийорганические реагенты, их применяют в товарном виде (заводской готовности) или готовят на их основе различные составы и композиции.
С 2000 г. материал АКОР-БН успешно применялся на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО НК «Роснефть», НК «Лукойл», НК «Славнефть-Мегионнефтегаз», Казахстана, Беларуси и др.
В.М. Строганов, В.М. Мочульский для работ по восстановлению герметичности труб также предлагают создавать изоляционный экран [82, 83], при этом в качестве изоляционного материала ими было предложено использовать материалы группы АКОР-БН (модифицированный АКОР-Б). Для повышения эффективности установки экрана в неоднородном пласте перед закачкой последних порций изоляционного материала было предложено провести закачку специальных кислотных составов с добавками НПАВ. Это позволяет подключить в процесс отключения новые, ранее не принимавшие изоляционный состав низкопроницаемые интервалы пласта, а также очистить цементное кольцо от старого рыхлого цементного камня. Для очистки цементного кольца в интервале перфорации было предложено применять неионогенные ПАВы (Нефтенол ВВД, МЛ-80, Неонол и др.). По данной технологии проведены работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах на Барсуковском месторождении.
Основные показатели эффективности организации ремонтных работ по ограничению водопритока
Обоснование применения различных методов РИР. При проведении геологоразведочных работ на нефть и газ, а затем при эксплуатации месторождений в Западной Сибири скважинами часто вскрываются нефтеводонасыщенные зоны залежей. При вскрытии этих зон перфорацией и последующем их испытании получают двухфазные притоки с опережающим движением воды из пласта. Другой причиной получения притоков пластовых вод являются межпластовые перетоки, обусловленные негерметичностью цементного камня, а также прорыв подошвенных и краевых вод по конусу.
При реализации водоизоляционных работ добывающая скважина временно работает в качестве нагнетательной. Вероятно, что водоограничивающий состав попадает в основном в вертикальные раскрытые трещины, а не в горизонтальный обводненный пропласток, даже если этот пропласток имеет большую поровую проницаемость по сравнению с поровой проницаемостью нефтенасыщенных интервалов пласта. Таким образом, водоограничивающий состав чаще всего попадает не туда, откуда поступает вода. В этом, по мнению авторов работы [94], основная причина низкой успешности и недостаточной технологической эффективности ВИР, особенно в скважинах, продуцирующих нефть из карбонатных коллекторов.
В зависимости от факторов ремонтно-изоляционные работы делятся на две большие группы [75]. В первую группу входят работы по восстановлению технического состояния крепи скважины с целью предотвращения поступления посторонних вод из пластов, удаленных от продуктивного: герметизация колонн, восстановление целостности цементного кольца в заколонном пространстве и другие. При этих ремонтах воды в заколонном пространстве изолируются закачиванием отверждающихся систем типа тампонажного цемента и синтетических смол с отвердителем или производится замена колонн. Этим предотвращается поступление посторонних вод в ствол скважины, и создаются нормальные условия ее эксплуатации. Входящие в данную группу ремонтно-изоляционные работы позволяют повысить коэффициент эксплуатации скважины как капитального сооружения и способствуют интенсификации добычи нефти.
Ко второй группе относятся работы, связанные с ограничением притока воды непосредственно из послойно-неоднородного продуктивного пласта. При этом применяют методы, позволяющие отключить обводненный пласт или пропласток из разработки либо снизить проницаемость обводненных зон для воды. Первые способы применяются в литологически неоднородных пластах, т.е. когда в продуктивном объекте смежные пласты достаточно надежно обособлены друг от друга непроницаемыми пропластками. Поинтервальное отключение из разработки обводнившихся пластов, когда еще не произошло обводнение продукции скважин по всему горизонту, позволяет увеличить коэффициент текущей нефтеотдачи на 4-5% при снижении водонефтяного фактора в 1,5 - 1,7 раза по сравнению с совместной выработкой пластов без воздействия. При эксплуатации скважин на процесс их обводнения влияет темп отбора жидкости, расстояние до ближайшего водоносного горизонта и другие факторы [8, 9]. В частично обводненном неоднородном пласте отсутствие непроницаемых пропластков исключает возможность отключения из разработки обводненной части коллектора. В этом случае ограничение движения воды по промытым и другим высокопроницаемым интервалам, как показывает практика применения селективных водоизолирующих материалов, можно осуществлять, увеличивая фильтрационное сопротивление обводненных зон. Для этого необходимо применять фильтрующиеся в пористую среду водоизолирующие материалы, обладающие избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды.
Для достижения поставленной цели на каждой конкретной скважине необходимо решить следующие задачи:
определить характер обводненности и положение ВНК;
изучить техническое состояние скважины и определить допустимое внутреннее давление на колонну;
проверить состояние забоя и фильтра и при необходимости промыть забой скважины;
проверить приемистость пласта перед закачкой изоляционных материалов, провести в отдельных случаях мероприятия по улучшению приемистости.
Была сделана попытка комплексной оценки влияния на обводнение различных факторов методом потенциальных функций. Этот метод выбран потому, что исходная геолого-промысловая информация не всегда подчиняется закону нормального распределения. Выявлено, что при разработке этих горизонтов геологические факторы оказывают на обводнение примерно в 3 раза большее влияние, чем технологические. Но также очевидно, что дальнейшее совершенствование технологии цементирования позволит повысить качество разобщения продуктивных горизонтов и, следовательно, снизить влияние факторов геологического порядка на обводнение скважин. При РИР предпочтение отдается материалам и методам селективного действия. К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщеннои части пласта при закачке изолирующих реагентов по всей его толщине.
С учетом природы селективных водоизолирующих материалов в настоящее время методы их применения можно разделить на три группы:
1) методы, основанные на закачке в пласт органических полимерных материалов;
2) методы, основанные на применении неорганических водоизолирующих реагентов;
3) методы, основанные на закачке в пласт элементорганических соединений. Общепринятое мнение о том, что водоизолирующий состав при
существующих давлениях его закачки автоматически проникает именно в обводненный пропласток только потому, что он более проницаемый, чаще всего ошибочно для условий призабойной зоны с дышащими трещинами.
Исходя из изложенного, была разработана технология [22] водоизоляционных работ, способная обеспечить гидродинамическую обстановку в системе "скважина — призабойная зона пласта", возможно, более близкую таковой при эксплуатации добывающей скважины. Необходима технология водоизоляционных работ, аналогичная, например, технологии обработки призабойной зоны методом каверн-накопителей (кислотных ванн) без создания существенной репрессии на пласт. К применению такой технологии существуют следующие требования [76]:
за 3-4 недели до ВИР необходима остановка закачки в нагнетательной скважине, если профиль закачки не превышает перфорированной толщины пласта, так как такой профиль, скорее, является профилем зоны поглощения, чем закачки;
для уменьшения вероятности расширения вертикальных трещин и повышения вероятности проникновения водоизолирующего состава в обводненный пропласток необходимо глубокое дренирование добывающей скважины в течение 1-2 недель - вплоть до конца заливки водоизолирующего состава при минимально допустимом забойном давлении; поскольку в случае трещинного обводнения дебит воды и обводненность продукции часто зависят от технологического режима работы добывающей скважины, то прежде чем принять окончательное решение о проведении ВИР, необходимо тщательно определить обводненность при эксплуатации с минимальным забойным давлением; и только при отсутствии существенного уменьшения обводненности продукции принимается решение о проведении ВИР с использованием водоизолирующих композиций;
