Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ отечественных и зарубежных технологий отключения верхних пласиов многопластовых месторождений нефти
Выводы 18
2. Анализ состояния рир по отключению обводнённых пластов в добывающих скважинах месторождений ООО «РН-пурнефтегаз» 20
2.1. Особенности разработки крупных месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз» 20
2.1.1. Комсомольское месторождение 20
2.1.2. Барсуковское месторождение 24
2.1.3. Тарасовское месторождение
2.2. Обобщение опыта проведения РИР по отключению обводнённых пластов в скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз» 37
2.3. Анализ влияния геолого-технических условий эксплуатации скважин на результаты РИР 46
Выводы 7,
3. Соершенствование технологий рир по отключению верхних обводнённых пластов 74
3.1. Разработка методического подхода к анализу состояния эксплуатации добывающих скважин с целью обоснования необходимости проведения в них РИР 74
3.2. Лабораторные исследования тампонажных растворов для отключения верхних обводнённых пластов
3.2.1. Методики лабораторных исследований различных свойств гелеобразующих составов
3.2.1.1. Определение реологических свойств гелеобразующих составов и смол 89
3.2.1.2. Определение фильтрационных свойств 92
3.2.2. Лабораторные исследования составов на основе полиакриламида
3.2.2.1. Тестирование дисперсных наполнителей для составов на основе полиакриламида
3.2.2.2. Реагенты для разрушения гелей на основе ПАА
3.2.3. Лабораторные исследования прочностных и адгезионных свойств 103
3.3. Технологии РИР для отключения верхних обводнённых пластов
Выводы 114
4. Промысловые исследования по совершенствованию и внедрению технологий отключения обводнённых верхних пластов
4.1. Разработка способа изоляционных работ в добывающих скважинах 116
4.1.1. Проведение опытных изоляционных работ на Северо-Комсомольском месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз»
4.2. Внедрение усовершенствованных технологий по отключению верхнего пласта на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз» 124
4.2.1. Отключение верхнего газового пласта 124
Выводы 126
Осноные результаты и выводы 128
Список использованных источников 130
Приложения 14о
- Комсомольское месторождение
- Определение реологических свойств гелеобразующих составов и смол
- Лабораторные исследования прочностных и адгезионных свойств
- Разработка способа изоляционных работ в добывающих скважинах
Введение к работе
Актуальность темы. Отключение пластов в скважинах является необходимым элементом регулирования разработки многопластовых месторождений нефти и газа. Оно обусловлено различием в геологическом строении пластов (толщина, коллекторские свойства), приводящим к разновременности их выработки и, соответственно, обводнения, особенно в условиях заводнения.
С точки зрения технологии и достижения однозначного результата ремонтно-изоляционных работ (РИР) отключение нижнего пласта не вызывает трудностей при условии герметичности заколонного пространства между перфорированными пластами. Сложными и трудоёмкими являются РИР по отключению верхних пластов. Это обусловлено необходимостью достижения полной и долговременной герметичности интервала отключённого верхнего пласта под воздействием постоянной депрессии в процессе эксплуатации нижнего пласта и различных гидродинамических и механических нагрузок во время ремонта скважин.
Успешность применяемых методов тампонирования для отключения верхнего пласта во многих случаях не превышает 50 - 60 %, а на отдельных месторождениях, в частности, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», ещё меньше. Основными причинами являются недостаточное соответствие применяемых технологий геолого-техническим условиям эксплуатации скважин и планирование РИР без оценки герметичности цементного кольца в заколонном пространстве между отключаемым и эксплуатируемым пластами.
Исходя из того, что большинство крупных месторождений, разрабатываемых ООО «РН-Пурнефтегаз», являются многопластовыми и существенно различаются по коллекторским свойствам, проблема поочерёдного отключения верхних пластов по мере их обводнения является серьёзной научно-производственной задачей. Поэтому тема диссертационной работы актуальна.
Цель работы. Обеспечение эффективной разработки многопластовых залежей.
В рамках поставленной цели решались следующие задачи:
- анализ отечественных и зарубежных технологий отключения верхних пластов;
- анализ геологического строения и состояния разработки наиболее крупных и проблемных с точки зрения РИР месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз»;
- разработка методики экспресс-анализа состояния эксплуатации добывающих нефтяных скважин с целью обоснования необходимости проведения в них РИР;
- разработка способа изоляционных работ;
- обоснование матрицы выбора технологии РИР по отключению верхнего пласта;
- лабораторные исследования тампонажных растворов;
- промысловые исследования по внедрению и совершенствованию технологий РИР по отключению верхнего пласта.
Научная новизна
1 Обоснованы интервалы изменения количественных характеристик геолого-технических показателей (толщина перемычки и депрессия на пласт), обусловливающих эффективность проведения РИР по отключению верхнего пласта. Установлено, что продолжительная безаварийная эксплуатация скважин после РИР с сохранением герметичности цементного кольца обеспечивается при градиентах давления в зоне расположения перемычки менее 3 МПа/м.
2 Установлено, что при определении режимов эксплуатации скважин после РИР первостепенное значение имеет величина абсолютной депрессии на отключаемый интервал.
3 Разработана матрица выбора технологии РИР для отключения верхнего (среднего) пласта, в которой обоснованы количественные показатели геолого-технических условий эксплуатации скважин (удельная приёмистость, депрессия на пласт, толщина отключаемого пласта) и технологические схемы закачивания тампонажных растворов в объект изоляционных работ.
Практическая ценность
Разработаны методические указания ООО «РН-Пурнефтегаз» № П2-05-СЦ-057М-001ЮЛ-094 по проведению экспресс-анализа состояния фонда добывающих нефтяных скважин с целью определения видов, объёмов и технологий РИР и ГТМ. Результаты исследований по усовершенствованию технологий РИР успешно испытаны и внедрены в 8 скважинах, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», дополнительно добыто 30 тыс.т нефти.
Апробация работы
Комсомольское месторождение
Из трёх рассмотренных вариантов была выбрана третья технология. Были проведены исследования по оценке размеров и установлению местонахождения дефекта колонны. Несколько дефектов было обнаружено на длине колонны в 300 м. Поскольку размеры были недостаточны для закачивания цементного раствора, была произведена перфорация колонны ударным пер-форатором. В заколонное пространство было закачано 4 м цементного раствора предложенного состава. В качестве продавочной жидкости использовался утяжелённый раствор. Скважина была закрыта на 14 сут, после чего было установлено прекращение утечки жидкости через дефекты в колонне. Можно предположить, что добавки в цемент обеспечили хорошую адгезию цементного камня с металлом колонны и, прежде всего, за счёт этого уда-. лось герметизировать колонну в протяжённом интервале. Указанный показатель играет первостепенную роль и при отключении верхнего пласта. Аналогичный тампонажный состав на основе цемента, силикагеля и полимера предложен в работе [69]. Его назначение изоляция протяжённых интервалов перфорации. В опытной скважине были вскрыты перфорацией два пласта с температурой 146 С. В нижнем пласте производилась дополнительная перфорация с целью повышения его продуктивности, что привело к увеличению обводнённости скважины до 96 %. Против данного интервала высотой 186 м был установлен цементный мост под давлением 5,5 МПа из предложенного состава (гель-цемент) объёмом 3,5 м . Проведённые спустя 48 ч после РИР исследования показали, что изолированный интервал являлся не основным источником обводнения скважины.
Как было отмечено выше, при обосновании технологии отключения верхнего пласта необходима предварительная оценка герметичности цементного кольца. При её отсутствии технология должна обеспечивать устранение негерметичности цементного кольца и отключение верхнего пласта. Исходя из этого, ниже приведён краткий анализ зарубежных технологий устранения негерметичности цементного кольца.
Примеры проведения РИР по устранению негерметичности цементного кольца приведены в работах [78-80]. Так, в работе [78] предлагается расширяющийся за счёт добавок цемент для предотвращения миграции газа по микрозазору в цементном кольце при больших депрессиях (до 62 МПа). В частности, в одной из скважин месторождения Южного Омана по данным исследования акустическим цементомером было установлено, что после первичного цементирования в результате перепада давления в цементном - кольце образовался микрозазор размером 180 - 210 мкм. В заколонное пространство было закачано 2,2 м3 цементного раствора на основе расширяющегося цемента. Периодический мониторинг скважины свидетельствовал об устранении негерметичности цементного кольца.
Мономерный раствор, полимеризующийся при высоком перепаде давления, предлагается как для устранения негерметичности цементного кольца, так и колонны [79]. Полимеризация раствора с образованием упругой твёрдой массы происходит только при высоком градиенте давления в микротрещинах и каналах в цементном кольце. Раствор был испытан в 4 скважинах месторождений Мексиканского залива, Луизианы и Австралии. В первой скважине месторождения Мексиканского залива пропускная способность микрозазора в цементном кольце составляла 145 м /сут. Отмечается, что при использовании обычного цементного раствора стоимость РИР превысила бы 1 млн. дол. В заколонное пространство было закачано за две операции всего ОД 14 м мономерного раствора (герметика). Испытания через 43 сут. показали исчезновение избыточного давления. Экономия средств составила 1 млн. дол. Во второй скважине с использованием упомянутого герметика была устранена негерметичность НКТ, послужившая причиной повышения давления в затрубном пространстве до 41 МПа. Стоимость РИР составила 75 тыс. дол. При ремонте с использованием обычного цементного раствора затраты составляют 500 - 1500 тыс. дол.
В одной из скважин месторождения Австралии герметик использовался для устранения негерметичности колонны в газлифтной скважине. Герметик был добавлен к газу, используемому в газлифтном подъёмнике. Произошла полимеризация герметика за счёт перепада давления, утечка в колонне была ликвидирована. Экономия составила 500 тыс. дол. К сожалению, в работе [66] не приводится состав герметика. Заслуживает внимания идея полимеризации состава при высоком перепаде давления, что характерно для малых утечек в цементном кольце и колонне. Как правило, в этих условиях суспензию цемента и других материалов не удаётся закачать в заколонное - пространство.
В работе [80] предложена так называемая цементная система с оптимизированными свойствами (с различными добавками). Приведены её положительные свойства - низкая водоотдача, способность проникать в мелкие . - .трещины, короткое время затвердевания, высокая седиментационная стабильность, оптимальные механические свойства затвердевшего камня (проч-ность на сжатие 22 МПа), проницаемость камня по газу 8-10 мкм". Технология была испытана в одной из скважин месторождения Дайонг (Китай), эксплуатирующей два пласта. По данным геофизических исследований в за-колонном пространстве наблюдались каналы течения пластовых жидкостей по микрозазору между колонной и цементным камнем. Рассматривались 3 варианта решения возникшей задачи. По первому варианту можно было закачать гель на основе силикатов. Однако он не мог обеспечить постоянную изоляцию дефекта в цементном камне, хотя проникающая способность его велика вследствие низкого содержания твёрдой фазы. По второму варианту нужно было вырезать колонну напротив негерметичного цементного камня и установить цементный мост под давлением. Но этот вариант сложен и требовал доставки на скважину дополнительного оборудования. По третьему варианту можно было закачать обычный газонепроницаемый жидкий цементный раствор с известными недостатками образовавшегося камня. Был выбран четвёртый вариант, предусматривающий закачивание оптимизиро-ванной цементной системы. В скважину было закачано 1,6 м раствора, из которых 0,85 м удалось продавить за колонну. По данным акустического каротажа герметичность цементного кольца была восстановлена.
Определение реологических свойств гелеобразующих составов и смол
В последние годы опубликован ряд работ, посвященных основным направлениям развития технологий цементирования, изучению явлений контрактации и усадки цементного раствора, применению облегчённых тампо-нажных растворов с целью улучшения качества разобщения пластов [8,39,62].
Приведённые данные достаточно убедительно показывают существование серьёзных проблем в процессе обеспечения и последующего сохранения герметичности цементного кольца. Поэтому часто скважины вступают в эксплуатацию с дефектами в цементном кольце, что требует не только безотлагательного проведения РИР по изоляции негерметичности заколонного пространства, но и учёта этой проблемы при обосновании технологий отключения пластов, особенно, верхних, обводнённых в процессе эксплуатации.
Стендовыми испытаниями, проведёнными в ТатНИПИнефть, установлено, что герметичность цементного кольца за колонной обеспечивается при перепаде давления не более 2 МПа на 1м расстояния (перемычки) между пластами [67]. По промысловым данным усреднённая величина градиента давления прорыва воды по заколонному пространству составляет около 2,8 МПа/м [47,64]. При этом авторы работы [64], на основе корреляционного анализа промысловой информации, делают вывод о том, что возникновение перетока воды наиболее вероятно при толщине перемычки h„ep 2,5м. По данным работы [38], в результате анализа данных эксплуатации скважин Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, установлено, что обводнение их может происходить и при нагрузках от 0,5 до 1,5 МПа/м. По мере повышения производительности глубинных насосов, а следовательно и снижения забойного давления, в большинстве скважин наблюдается увеличение содержания воды.
Исходя из вышеизложенного, необходимо подчеркнуть, что при планировании и обосновании технологии РИР по отключению верхнего пласта часто не уделяется достаточного внимания состоянию цементного кольца между пластами. Было бы более правильно называть технологию отключения верхнего пласта комплексной с одновременной изоляцией интервала пласта и негерметичности цементного кольца. В связи с этим возникает необходимость уточнения технологии отключения пласта и с использованием технических средств, возможности одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), т.к. оборудование разделяет пласты только в стволе скважины [34].
Таким образом, планирование комплексной технологии отключения верхнего пласта необходимо осуществлять с учётом тех же геолого-технических условий эксплуатации скважин (hnep, АР), что и при планировании технологии ликвидации ЗКЦ жидкости.
В работе [73] приведены результаты анализа технического сотояния скважин терригенного девона Татарстана с заколонной циркуляцией жидкости, пробуренных и введённых в эксплуатацию в 2006 - 2008 г. Показано отсутствие прямой зависимости образования ЗКЦ от расстояния между перфорированным и водоносным пластами. Также не выявлена прямая зависимость обводнённости продукции от соотношения проницаемостей перфорированного нефтяного и ближайшего водоносного пластов. Поэтому предложено использовать комплексный параметр Дп-Квод/Кперф., названный авторами работы [73] «коэффициентом природной разобщённости коллекторов» (КПРК). Соглашаясь с интересным предложением для использования при аналитических исследованиях данной проблемы, отметим, что точность определения проницаемостей разнонасыщенных соседних пластов будет невысокой, а это, в свою очередь, отразится на полученных результатах.
Ниже, с целью оценки влияния толщины перемычки между продуктивным пластом и пластом-обводнителем, а также депрессии на продуктивный пласт после РИР по ликвидации негерметичности цементного кольца на продолжительность технологической эффективности, нами проанализированы промысловые данные по 16 скважинам, эксплуатируемым ООО «РН-Пур-нефтегаз». Скважины разделены на две группы по толщине перемычки (h„ep). В первую группу отнесены 7 скважин с толщиной перемычки до 3 м, во вторую 9 скважин с толщиной перемычки 3 м и более (таблицы 2.5 и 2.6).
В первой группе (таблица 2.5) 4 скважины (№ 351,. 1660, 352 и 831) имеют hIiep = 1,5 м. Технологический эффект в виде дополнительной добычи нефти наблюдался в скв. № 352 и 831 в течение 12 и 5 месяцев, соответственно. Во всех 4 скважинах тампонажный раствор закачивался через существующий интервал перфорации в каналы перетока воды из нижнего водоносного пласта. В скв. № 352 использовалось 2,4 м цементного раствора, который закачивался через нижние интервалы перфорации продуктивного пласта и через пакер. Дебит жидкости после РИР увеличился с 34,2 до 88,6 т/сут, то есть в 2,6 раза, а обводнённость снизилась с 96 до 88 %, т.е. не существенно. По данным ГИС частично ликвидирован переток.
Лабораторные исследования прочностных и адгезионных свойств
Сопоставление перечисленных факторов указывает на тенденцию постепенного обводнения этих скважин по наиболее проницаемым пропласткам, хотя строгого соответствия между ними не наблюдается. Исходя из умеренных величин удельной накопленной добычи нефти (1,28 - 5,2 тыс.т/м) и величин начальных (43 - 128 в шести и 6 - 30 т/сут в трёх скважинах) и максимальных (75 -128 и 26 - 66 т/сут, соответственно, в шести и трёх скважинах) деби-тов нефти в процессе эксплуатации целесообразно проведение РИР по отключению обводнённых интервалов пластов в указанных девяти скважинах.
В качестве технологии проведения РИР в скв. № 1212, 626 и 232 предлагается использование синтетической смолы ФРФ (Геотерм) или другой смолы [6, 9, 38, 60] путём закачивания её через верхние перфорированные пропласт-ки с оставлением моста и последующим его разбуриванием. Перед этим нижние перфорированные пропластки необходимо временно отключить, например, с помощью песчаной пробки. Указанная схема закачивания тампонажного раствора обусловлена наличием признака перетока воды сверху - 75 - 92 % от общего притока, переток жидкости приурочен к верхнему пропластку. В зависимости от величины приёмистости интервала, через который закачивается тампонажный раствор, в качестве последнего может быть использована и другая смола, в частности, ТК «Гранит» более повышенной вязкости.
В скв. № 645, 452, 562, 877 нижние перфорированные пропластки являются водонасыщенными или водонефтенасыщенными. Для ограничения притока воды из них также предлагается закачивание смолы (или пластика) с оставлением моста и разбуриванием его до глубины на 1 - 2 м выше нижних отверстий перфорации. В скв. № 528 и 578, в которых весь перфорированный интервал, соответственно, нефтеводо- и водонефтенасыщен и интервал наибольшего притока (следовательно, обводнённый) находится ближе к середине перфорированного пласта, предлагается закачивание вязкоупругого состава на основе полиакриламида, или кремнийорганических, других тампонажных растворов [3, 8, 11].
В скв. № 564, 705 и 426 по данным ГИС существует заколонный переток жидкости. Например, в скв. № 576 большая часть притока жидкости (60 %) приурочена к нижнему пропластку, 40 % к среднему. Оба пропластка водо-нефтенасыщены, переток жидкости происходит снизу. Последнее косвенно подтверждается аномальной величиной ВНФ, равной 13, при аномально низкой накопленной добыче нефти за весь и безводный период эксплуатации (соответственно 3,4 и 2,3 тыс.т), аномально низкой удельной добычей нефти (0,3 тыс.т/м) и значительной долей (68 %) накопленной добычи нефти за безводный период эксплуатации скважины, 100 % обводнённостью продукции. Можно предположить длительную эксплуатацию скважины с наличием перетока или его постепенным усилением с одновременным обводнением по про-пласткам. В этих условиях предлагается закачивание смол ФРФ, ТК «Гранит» или другой смолы [7, 12, 48, 71] через нижний пропласток с оставлением моста и разбуриванием его до глубины на 1 - 2 м выше нижних отверстий перфорации пласта. В данном случае цель РИР заключается не только в ликвидации заколонной циркуляции жидкости, но и в изоляции притока воды из водонеф-тенасыщенных пропластков. После ликвидации перетока целесообразно закачивание гидрофобизатора по всей перфорированной толщине пласта.
В скв. № 705 имеется переток жидкости снизу и сверху, что подтверждается тем, что 70 % притока жидкости из пласта приходится на его верхний пропласток, величина ВНФ низкая (0,59) при почти 98 % обводнённости. Следовательно, доля перетока была определяющей в быстром обводнении скважины. В то же время из самого нижнего пропластка приток отсутствует. Поэтому в данной скважине необходимо проведение дополнительных ГИС для уточнения направлений перетока воды из соседних водоносных пластов. Если наличие перетоков и снизу и сверху по отношению к интервалу перфорации продуктивного пласта подтверждено, то необходимо проведение РИР по ликвидации перетока воды снизу. Для этого перфорируются спецотверстия у кровли нижнего водоносного пласта и через них за колонну закачивается смола ФРФ (Геотерм) или другая смола, с оставлением моста выше спецотверстий [7, 12, 48, 71]. После этого устанавливается песчаная пробка и проводятся работы по ликвидации перетока воды из верхнего водоносного пласта закачиванием смолы через верхние перфорационные отверстия с оставлением моста и его разбуриванием.
В скв. № 830, 843, 454 и 490 удельная добыча нефти изменяется от 0,83 до 2,06 тыс.т/м, то есть низкая. Величина ВНФ составляет 0,66 - 6,4, в том числе в скв. № 830 и 843, в которых проводился ГРП, соответственно 6,4 и 0,66. По данным ГИС в этих скважинах продуктивный пласт в основном водо-нефте- и нефтеводонасыщен, что является признаком обводнения по отдельным пропласткам. В то же время, сопоставление величин ВНФ и удельной добычи нефти допускает возможность негерметичности цементного кольца. Поэтому в данных скважинах предлагается проведение ГИС для уточнения причин обводнения. В случае нормального технического состояния скважин целесообразно воздействие на пласт с целью улучшения условий фильтрации нефти. Для этого предлагается закачивание гидрофобизатора «Полисил» или его аналогов [4] по всей перфорированной толщине пласта. Целесообразность закачивания гидрофобизатора в указанных скважинах подтверждается также значительными величинами первоначального и максимального дебитов скважин (в 3 скважинах соответственно 30 - 56 и 45 - 117 т/сут, в одной скважине 9 и 55 т/сут).
Сопоставление величин ВНФ (0,27 - очень низкая), удельной добычи нефти (6,04 тыс.т/м - сравнительно высокая), обводнённости продукции (98 %) в скв. № 813 допускает возможность перетока. В то же время водонефтенасы-щенность всего пласта свидетельствует об обводнении его закачиваемой водой. В этих условиях необходимо уточнение причин обводнения путём проведения ГИС. При отсутствии перетока предлагается закачивание гидрофобизатора [26]. По величинам анализируемых показателей скв. № 489 близка к скв. № 813, однако отсутствуют данные о доли притока по пропласткам и насыщенности. Поэтому для обоснования вида РИР или воздействия на пласт необходимо проведение ГИС.
Лабораторные исследования прочностных и адгезионных свойств
Но, исходя из прочностных свойств, их использование должно регламентироваться в зависимости от величин ожидаемой де-прессии на пласт. При Q 50 м /сут-Мпа часто возникает проблема предварительного ограничения приёмистости объекта изоляции для создания нормальных условий отверждения закачиваемых в последующем тампонажных растворов. Вид последних зависит от величины остаточной приёмистости, обусловливающей возможности применения и цементного раствора и синте-тической смолы. Таким образом, в случае когда Q 50 м /сут-Мпа, создается двойная (ГОС или ВУС + цементный раствор или смола) или тройная (ГОС или ВУС + цементный раствор + смола) степень изоляции отключаемого пласта. Результаты изоляционных работ будут удовлетворять принятым нами условиям ожидаемой депрессии на пласт менее и более 8 Мпа.
Депрессия (АР) на продуктивный пласт после РИР обусловливается, во-первых, требованиями проектных документов, направленными на повышение выработки пластов и увеличение коэффициента нефтеизвлечения; во-вторых, необходимостью применения более щадящего режима эксплуатации скважин с целью исключения преждевременной разгерметизации отключённого пласта и, как следствие, недопущения дорогостоящих повторных ремонтов. Исходя из геолого-технических условий эксплуатации скважин месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз», диапазоны изменения величин депрессии приняты нами до 8 Мпа и более 8 Мпа.
Диапазон изменения толщины пластов обосновывается практикой проведения РИР методами тампонирования, однозначно свидетельствующей о снижении их успешности с увеличением толщины отключаемого пласта. Это объясняется трудностью создания равномерного блокирующего экрана по всей толщине пласта. Для устранения этого необходимо закачивание в пласт легкофильтрующегося тампонажного раствора, радиусом не менее 1м [54]. Для исключения разбавления и размывания растворов в заколонном пространстве их докрепляют цементным раствором. Расчёты показывают, что для создания экрана радиусом 1м количество продавливаемого в пласт тампонажного раствора должно быть не менее 0,6 м на 1м его толщины. Учитывая неравномерность поглощения тампонажного раствора по периметру и толщине пласта, указанный объём должен оцениваться как минимальный. Как показывает практика, возможно достаточно надёжное отключение верхнего пласта путём тампонирования при его толщине до 5 м.
Успешность РИР методами тампонирования может быть повышена и при изоляции пластов толщиной более 5 м. Но это будет достигаться проведением многократных операций РИР, что намного удорожает стоимость ремонтов по сравнению с применением пакера и профильного перекрывателя.
Взаимообусловленными являются геолого-технические условия эксплуатации скважин, о которых говорилось выше, и технологические схемы закачивания (доставки) тампонажного раствора в отключаемый пласт (объект изоляции). В матрице выбора технологии РИР предложены следующие схемы в зависимости от количества пластов и расположения отключаемого пласта по глубине скважины (рисунки 3.7 и 3.8).
По первой схеме (перфорированы два верхних пласта) тампонажный раствор закачивается в средний (промежуточный) отключаемый пласт через пакер, установленный выше его кровли (ниже подошвы верхнего пласта). Схема не является наилучшей для случая, когда Q=15-35M /сут-Мпа, она вынужденная, обусловленная расположением отключаемого пласта.
По второй схеме тампонажный раствор закачивается в отключаемый верхний пласт (промежуточный пласт, находящийся ниже верхнего, временно изолируется, например, песчаной пробкой) по НКТ на 2 - 3 м ниже его подошвы. При Q = 15 - 35 м /сут-Мпа это делается для того, чтобы весь перфорированный интервал и несколько выше (в зависимости от расчётного объёма раствора) заполнить тампонажным раствором. В этом случае, в процессе продавливания, тампонажный раствор фильтруется во весь пласт в соответствии с проницаемостью (приёмистостью) его отдельных пропластков.
Такой результат изоляции может быть достигнут и при использовании первой схемы использованием «хвостовых» НКТ ниже пакера, нижний конец которых должен быть ниже подошвы отключаемого промежуточного пласта. Но этот вариант связан с риском прихвата «хвостовых» труб, поэтому не рекомендуется к применению.
По третьей схеме, при Q = 35-50M /сут-Мпа, тампонажный раствор закачивается в отключаемый верхний пласт по НКТ, установленным на 30 - 50 м выше его кровли (с учётом высоты оставляемого в колонне моста и несколько выше). Схема также является вынужденной, исходя из исключения возможности поглощения тампонажного раствора при подъёме НКТ выше верхнего уровня раствора в стволе скважины для последующего его продав-ливания.
Четвертая схема является смешанной и применяется при Q 50 м /сут-Мпа. Тампонажный состав для предварительного ограничения прё-мистости отключаемого верхнего пласта закачивается по НКТ, установленным на 30 - 50 м выше кровли пласта (рисунок 3.8, IVa). После этого часто приёмистость пласта снижается до уровня Q=15-35M /сут-Мпа. Поэтому НКТ опускаются ниже подошвы отключаемого верхнего пласта и тампонажный раствор закачивается по второй схеме (рисунок 3.8, IV6).
В качестве тампонажных растворов рекомендованы цементные растворы, смолы, гелеобразующие составы (ГОС). Технические средства представлены пакером и профильным перекрывателем конструкции ТатНИПИнефть [15]. Учитывая имеющееся множество конструкций пакеров, их выбор осуществляется исходя из опыта применения в конкретном нефтедобывающем регионе или предприятии.
