Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ и обобщение мирового опыта ремонтно-изоляционных работ ДО
1.1. Зарубежный опыт проведения РИР ДО
1.1.1. Отключение обводнённых интервалов пласта 12
1.1.2. Отключение отдельных пропластков 27
1.1.3. Исправление негерметичности цементного кольца (ликвидация заколонной циркуляции жидкости) 29
1.1.4. Наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной 32
1.1.5. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны... 32
1.1.6. Добавки в жидкости ГРП 35
1.1.7. Регулирование профиля приемистости 36
1.2. Отечественный опыт проведения РИР -^
Выводы
2. Исследование состояния рир по исправлению негерметичности цементного кольца на примере месторождений ОАО «Роснефть»
2.1. Анализ технологий и эффективности РИР по исправлению негерметичности цементного кольца в нефтяных добывающих скважинах месторождений ООО «РН Пурнефтегаз» 88
2.2. Лабораторное тестирование тампонажных материалов 98
2.2.1. Лабораторное тестирование базовых цементных растворов. Базовый цемент ПЦТ-50 и цемент класса 98
2.2.2. Лабораторное тестирование базовых смол 104
2.2.3. Лабораторное тестирование полимерных гелей 107
2.3. Составление рейтинга тампонажных материалов на основе их тестирования
Выводы 113
3. Методические и теоретические разработки с целью совешенствования технологий рир по исправлению негерметичности цементного кольца 114
3.1. Методические вопросы исследований по выявлению источников обводнения добывающих нефтяных скважин 115
3.2. Разработка методических указаний по выбору технологии РИР для ликвидации заколонной циркуляции жидкости 120
3.2.1. Общие положения 120
3.2.2. Исследования скважин-кандидатов для РИР по ликвидации заколонной циркуляции жидкости 121
3.2.3. Геолого-технические условия эксплуатации скважин 126
3.2.4. Выбор технологии РИР 127
3.3. Разработка математической модели РИР по исправлению не качественного цементного кольца (ликвидации заколонной циркуляции жидкости) 133
3.3.1. Моделирование формы трещины в цементном кольце и определение её геометрических параметров 135
3.3.1.1. Модель трещины в форме цилиндрической трубки 136
3.3.1.2. Модель трещины в форме канала прямоугольного сечения 138
3.3.1.3. Модель трещины в форме кольца между двумя соосными цилиндрами 141
3.4. Алгоритм решения 148
Выводы 149
4. Внедрение результатов научно-методических разработок 151
Выводы 162
Осноные результаты и выводы 164
Список использованных источников 166
Приложения 176
- Исправление негерметичности цементного кольца (ликвидация заколонной циркуляции жидкости)
- Лабораторное тестирование базовых цементных растворов. Базовый цемент ПЦТ-50 и цемент класса
- Исследования скважин-кандидатов для РИР по ликвидации заколонной циркуляции жидкости
- Разработка математической модели РИР по исправлению не качественного цементного кольца (ликвидации заколонной циркуляции жидкости)
Введение к работе
Актуальность темы. Проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) по исправлению негерметичности цементного кольца скважины (ликвидации за-колонной циркуляции жидкости) является, с одной стороны мероприятием направленным на повышение эффективности эксплуатации нефтяных добывающих скважин, с другой - сложным технологическим процессом с недостаточной для практики «успешностью». Поэтому наблюдается несоответствие между потребностью в проведении этого вида РИР (равно и других видов) и их результативностью. Основной причиной этого является несоответствие основных параметров технологии (фильтрационных и прочностных свойств тампонажного раствора, сроков отверждения, условий доставки изоляционных материалов в интервал изоляции) разнообразным геолого-техническим условиям эксплуатации скважин (гидродинамической обстановке в объекте изоляции, температуре, размерам перемычек и др.).
Вступление большинства месторождений в позднюю или завершающую стадии разработки сопровождается ухудшением состояния фонда скважин и увеличением количества восстановительных ремонтов. Например, предприятия ООО «РН-Юганснефтегаз» и «РН-Пурнефтегаз» разрабатывают 52 месторождения, более 30 % которых вступили в третью стадию разработки. При этом из почти 20 тыс. добывающих скважин 47 % находятся в бездействии, консервации и ожидании ликвидации. Среди этих скважин многие имеют негерметичное цементное кольцо и заколонные перетоки жидкости. Этим и обусловлена актуальность диссертационной работы.
Цель работы. Совершенствование технологий исправления некачественного цементного кольца - ликвидации заколонной циркуляции жидкости, на основе обобщения опыта проведения ремонтных работ, методических, теоретических и экспериментальных исследований.
В рамках поставленной цели решались следующие задачи:
анализ зарубежного и отечественного опыта проведения РИР;
обобщение опыта применения различных тампонажних растворов;
разработка математической модели процесса исправления негерметичного цементного кольца путём закачивания тампонажного раствора;
разработка методических указаний по выбору технологии РИР для исправления негерметичности цементного кольца;
внедрение результатов научно-методических разработок по совершенствованию технологии РИР.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов проводилась с использованием современных математических методов; вычислительной техники.
Научная новизна
Разработана научно-методическая основа выбора технологии РИР по исправлению некачественного цементного кольца путём учёта геолого-технических условий эксплуатации скважин, видов и изолирующих свойств тампонажных растворов и технологических схем доставки тампонажных растворов в зависимости от направлений перетока.
Разработана математическая модель процесса исправления негерметичного цементного кольца путём закачивания тампонажного раствора в дефекты различной геометрической формы, позволяющая оценить потребный объём тампонажного раствора и радиус его проникновения в породы.
Практическая ценность
Результаты исследований по совершенствованию технологии РИР по исправлению некачественного цементного кольца внедрены на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». В результате внедрения разработанных технологий на 10 скважинах в 2006 - 2008 г. дополнительно добыто 16,1 тыс. т нефти.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на конференции SPE «Проекты по направлению новые технологии в РИР», г. Москва, 2007 г.; на международной академической конференции «Со-
5 стояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», г. Тюмень, 2006 г.; на международных научно-практических конференциях «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Геленджик, 2007, 2008 г.
Публикации. По результатам исследований опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 работы в изданиях ВАК РФ.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и списка использованных источников из 86 наименований. Изложена на 175 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков, 13 таблиц и 1 приложение.
Исправление негерметичности цементного кольца (ликвидация заколонной циркуляции жидкости)
Для надёжной изоляции существующих интервалов перфорации предлагается гель-цемент (суспензия) на основе полимера и цемента марки G [64]. Он имеет большую вязкость за счёт полимерной несущей. Надёжная изоляция достигается путём дополнительного блокирования матрицы породы полимерным компонентом. Образующийся изоляционный материал выдерживает перепад давления до 20 МПа. Состав был испытан в 2 скважинах месторождения Сирии. В первую скважину с дебитом жидкости 640 - 720 м /сут, обводнённостью продукции 40 % и температурой пласта 118 С было закачано 3,2 м3 гель-цементного состава при давлении 3,4 МПа. Предварительно пласт был охлаждён до 90 С закачиванием воды. Через 48 ч была проведена повторная перфорация соседних интервалов пласта, после чего обводнённость продукции уменьшилась до 25 %, дебит нефти увеличился на 400 м /сут. В течение года содержание воды выросло до 55 % (т.е. выше, чем до РИР), дебит нефти уменьшился до 160 м /сут. По сравнению с применением механических устройств для изоляции обводнённого интервала пласта, изоляция последнего гель-цементным составом обеспечила экономию в 400 тыс. долларов. Во второй скважине после закачивания в пласт гель-цемента и повторной перфорации приток жидкости не восстановился, предположительно, по причине глубокого проникновения тампонажного состава в пласт.
Для селективной изоляции обводнённых интервалов пласта предложена также нефть с эмульгатором [65]. При попадании её в обводнённые интервалы образуется высоковязкая обратная водонефтяная эмульсия и блокирует их. В нефтенасыщенной же зоне состав смешивается с нефтью. С применением данного состава было обработано 238 скважин месторождения Ляохэ (Китай). Технологический эффект продолжался в течение 2-15 мес, в среднем 4-7 мес.
Накопленная добыча легкой нефти из 143 скважин составила 124,5 тыс. т., тяжёлой нефти из 95 скважин - 42,6 тыс., т.е. 700 т на одну скважину.
В работе [66] приведён пример использования для изоляции обводнённых интервалов пласта растворов силикатов отдельно и в сочетании с высокомолекулярным ПАА или гуматами. К их преимуществам отнесены низкая вязкость, селективность, химическая, температурная и биологическая стабильность, достаточное время гелеобразования, разрушаемость геля при технических неполадках в процессе закачивания, экологическая безопасность и возможность подбора компонентов для широких геолого-технических условий эксплуатации скважин.
Полимер-силикатные гели в 1987 г. были закачаны в 16 добывающих скважин месторождения на юге Венгрии, обводнённых более чем на 80 %. В одну скважину в среднем закачивалось Ют силиката и 0,5 т ПАА. К 1991 г. дополнительная добыча нефти составила 95 тыс. т. В 1996 г. обработка была проведена в 24 добывающих и 1 нагнетательной скважине в северной части этого же месторождения. В ряде скважин обводнённость снизилась более чем на 20 %. При длительной продолжительности эффекта дополнительная добыча нефти достигла 8 тыс. т. на одну скважину. Около 30 % обработок были недостаточно успешными, так как обводнённость снизилась на величину, не более 5 %.
Указанный гель был также испытан для борьбы с газовым конусом, однако эффект наблюдался лишь в течение 4 месяцев.
Для долговременной изоляции обводнённых интервалов и консолидации пород пласта предлагается полимерная система с внутренним катализатором [67]. Она не содержит твёрдой фазы, маловязкая (2 мПа-с), что обеспечивает фильтрацию в низкопроницаемые породы, приготавливается на поверхности с контролируемым временем гелеобразования, выдерживает перепад давления 8,3 МПа. Образование гомогенного геля происходит при термической активации его с закупориванием небольших трещин и каналов. Состав использовался в 19 скважинах месторождения Венесуэлы, продуктивные терригенные пласты которого характеризуются низким пластовым давлением (около 10 МПа, что ниже гидростатического), неоднородной проницаемостью (0,2 - 2 мкм"), высокой пористостью (20 - 30 %). После обработки скважин обводнённость уменьшилась с 60 - 90 % до 20 - 70 %, суммарный дебит нефти 19 скважин увеличил-ся на 510 м /сут (в среднем на скважину на 27 м /сут), дебит воды уменьшился на 884 м /сут (на скважину 46,5 м /сут). Проведённые работы окупились в течение 45суток эксплуатации скважин. К сожалению, в работе не раскрывается химический состав системы.
В работе [68] для изоляции обводнённых интервалов пласта предложен гидрооксид железа, образующийся в результате гидролиза водорастворимых солей железа. Этот процесс в пластовой воде происходит самопроизвольно в отличие от солей А1, Сг и Zn. Гидрооксид железа обладает высокой стабильностью, хорошо восстанавливается, объём образовавшегося осадка в 150 - 160 раз больше объёма сухого вещества. Эффективность его применения можно увеличить путём дополнительного использования полимера в качестве несущей фазы. Под действием соляной кислоты осадок легко растворяется и переводится в коллоидный раствор. Пилотные испытания были проведены в двух добывающих скважинах месторождения Венгрии, эксплуатирующих пласт песчаника с глинистыми пропластками и проницаемостью менее 0,05 мкм". Время выдержки в пласте составляло одну неделю. После обработки обводнённость продукции снизилась соответственно с 82 и 98 % до 80 и 83 %. Но дебит нефти не увеличился. Затем были обработаны еще 8 добывающих и 7 нагнетательных скважин. В 2 добывающих скважинах обводнённость снизилась соответственно с 92 и 49 % до 84 и 30 % при некотором увеличении дебита нефти. В трёх скважинах содержание воды в продукции снизилось значительно - соответственно с 98, 89 и 91 % до 7, 61 и 6 % при значительном увеличении дебита нефти. По этим скважинам дополнительная добыча нефти составила 25 тыс. т. В результате некоторых обработок эффект продолжается 4-5 лет. К сожалению, сведения о результатах обработки нагнетательных скважин в работе [68] отсутствуют.
Решению этой проблемы посвящены, в частности, работы [69, 70]. Пример отключения обводнённого пласта с использованием пакера представлен на рисунке 1.4.
Для отключения верхнего перфорированного пласта в работе [69] предложен тампонажный состав на основе цемента класса G, измельчённого силикаге-ля (35 %), ингибитора реакции, высокотемпературной латексной добавки для контроля водоотдачи, дисперганта и пресной воды. Как видно, состав многокомпонентный, что усложняет его широкое применение. Состав успешно испытан в скважине месторождения Южного Омана - в перфорированный верхний интервал было закачано 5 м тампонажного состава. Далее в этой же скважине проводился ремонт обсадной колонны, герметичность которой была нарушена из-за сероводородной коррозии. Для обоснования технологии РИР предварительно были рассмотрены три технологии. Первая - спуск дополнительной колонны. Её преимущество - проходимость (доступ) по всему стволу скважины, недостатки - высокая стоимость (минимальная 800 тыс. долларов), продолжительное время остановки скважины (минимум 6 мес). Вторая - применение пластыря (накладки) или разобщающего пакера. Её преимущества - испытанная технология, нормальная (безопасная) эксплуатация и меньшая стоимость (около 400 тыс. долларов); недостатки - уменьшение внутреннего диаметра скважины, что затрудняет доступ к забою по всему стволу скважины, продолжительное время ремонта (минимум 3 мес). Третья - закачивание цементного раствора. Её преимущества - доступ к забою по всему стволу скважины, относительно низкая стоимость (около 250 тыс. долларов) за счёт установки цементного моста с помощью гибких труб; недостатки - технология не испытана, потребность в качественном цементном мосте большой высоты, неизвестный размер дефекта, что может привести к быстрой дегидратации цемента.
Лабораторное тестирование базовых цементных растворов. Базовый цемент ПЦТ-50 и цемент класса
Ниже приводятся анализ и обобщение отечественного опыта проведения РИР с целью ограничения притока воды в нефтяные добывающие скважины. Цель достигается путём проведения, в основном, четырёх видов РИР: отключение обводнённых интервалов пласта (селективная изоляция), отключение отдельных пластов (в нашем случае верхних пластов), исправление негерметичности цементного кольца (ликвидация заколонной циркуляции жидкости) и устранение негерметичности эксплуатационной колонны.
Начиная с 50-х годов прошлого века исследованиями механизма обводнения продуктивных пластов и скважин, обоснованием необходимости и целесообразности проведения работ по ограничению притока воды в добывающие нефтяные скважины, технологией ремонта скважин занимались: Блажевич В.А., Булгаков Р.Т., Габдуллин Р.Г., Газизов А.Ш., Газизов А.А., Горбунов А.Т., Загаров М.М., Зейгман Ю.В., Кадыров P.P., Кошелев А.Т., Кравченко И.И., Ма-ляренко А.В., Муслимов Р.Х., Поддубный Ю.А., Рахимкулов Р.Ш., Рогачев М.Н., Рябоконь С.А., Сидоров И.А., Скородиевская Л.А., Стрижнев В.А., Телин А.Г., Уметбаев В.Г., Умрихина Е.Н., Усов СВ., Шумилов В.А., Юсупов И.Г. и др.
Первоначально изоляционные работы проводились в пределах продуктивного пласта путём закупоривания его нижней обводнённой части (на уровне ВНК) [6]. Последующими исследованиями была показана возможность ограничения притока воды в скважину со слоистыми пластами. При этом задача сводилась к избирательному закупориванию водонасыщенных пропластков и сохранению проницаемости нефтенасыщенных пропластков в результате закачивания изоляционного реагента по всей толщине пласта (сущность селективной изоляции). В связи с этим на протяжении почти 60 лет первостепенное внимание уделялось поиску химических реагентов, удовлетворяющих вышеуказанным требованиям, и разработке рецептур тампонажных составов и технологий на их основе. В последующем, по мере возникновения проблемы герметичности крепи скважины, разработанные технологии использовались при РИР по восстановлению герметичности крепи. Поэтому специальные разработки по технологиям устранения негерметичности цементного кольца и эксплуатационных колонн появились несколько позже [6].
В связи с выше изложенным, нами анализировались научно-технические публикации, посвященные проблеме ограничения притока воды в добывающие нефтяные скважины в целом. Это расширяло возможность сравнительного анализа параметров технологий и условий их применения с точки зрения обоснования использования технологий отдельных видов РИР для выполнения основной цели диссертационных исследований - совершенствования технологий ликвидации заколонной циркуляции жидкости.
Аналитический материал изложен в следующей последовательности. Вначале приводится анализ общих методических подходов к решению проблемы РИР в целом. Затем располагается материал по технологиям ограничения притока воды, отключению верхних пластов, ликвидации ЗКЦ жидкости и устранению негерметичности эксплуатационных колонн с использованием различных химических реагентов и цементов. Следует отметить, что указанная последовательность не совсем строгая.
Многосторонне рассмотрены проблемы РИР в работе [6]. Приведены основные положения проблемы с выделением видов РИР и обоснованием необходимости их проведения, обобщены научно-исследовательские работы по селективной изоляции обводнённых интервалов пласта с исследовнием механизма закупоривания водонасыщенных пропластков и формулировкой основных требований к изоляционным (тампонажным) материалам. Обобщены причины негерметичности цементного кольца (ЗКЦ), методы их выявления и исправления. Большое внимание уделено обобщению применения синтетических смол ТСД-9 и ТС-10 [6] как в скважинах месторождений Башкортостана, так и всего СССР.
Рассмотрены методические вопросы исследования перетока воды в нагнетательных скважинах и технологии их ликвидации. Приведены результаты теоретических исследований по оценке влияния гидродинамических и темпера 52 турных условий в скважине на сохранение изоляционных качеств тампонажных растворов в процессе РИР, а также разбавления раствора во время закачивания его в объект изоляции. Описаны технологии различных видов РИР с использованием синтетических смол. В целом, в работе рассмотрены комплексные вопросы РИР, актуальные при разработке новых технологий и внедрении их в производство.
Так, работа [47] посвящена решению проблемы восстановления работоспособности скважин, то есть восстановлению герметичности крепи скважин путём проведения РИР во всех категориях скважин, включая ликвидируемые по различным причинам. Обобщены применяемые тампонажные растворы, технологии исправления негерметичности цементного кольца, устранения негерметичности эксплуатационной колонны, наращивания цементного кольца. Изложена разработанная авторами [47] методика исследования геолого-технического состояния скважин, заключающаяся в оценке состояния элементов крепи скважин (цементное кольцо, обсадные колонны), сопоставлении этого состояния с геологическим разрезом, особенно с интервалами поглощений, водо-проявлений и залеганий пресноводных и минерализованных вод и рекомендациях по дальнейшему использованию исследуемых скважин путём проведения различных видов РИР в определенных интервалах разреза и по определенной технологии либо путем строгого контроля давления в межколонном пространстве и т.д. Данная методика может быть использована на стадии аналитических исследований состояния фонда скважин при планировании РИР и обосновании их технологий.
В работе также приведены типы закол он ных перетоков и технологические схемы закачивания тампонажных растворов в процессе РИР в зависимости от типов перетока. Изложены результаты широких лабораторных исследований по совершенствованию рецептур известных и разработке новых тампонажных растворов. В частности, приведены рецептуры тампонажных составов на основе лигносульфонатов технических (ЛСТ) путём отверждения их алюмохлоридом, алюмохлоридом + оксиэтилендифосфоновой кислотой, карбамидно-формаль 53 дегидной смолой (КФ-Ж); на основе смолы КФ-Ж и алюмохлорида; смолы АЦФ и ЛСТ, NaOII; жидкого стекла и алюмохлорида; цемента и расширяющегося наполнителя и т.д.
В работе [47] описан способ эффективного проведения РИР для сокращения отбора воды, заключающийся в учёте взаимодействия скважин. Авторами получен патент на указанный способ. Приведена сущность комплексной технологии РИР с тампонированием верхнего пласта с предотвращением загрязнения возвратного нижнего объекта закачиванием в него жидкости УНИ-1 или УНИ-3 (Уфимского государственного нефтяного технического университета) Приведены многовариантные технологии работ по физической ликвидации скважин и алгоритмы их осуществления, примеры использования разработанных технологий в скважинах месторождений Башкортостана. Как видно, работа [47] может использоваться при планировании РИР и, в первую очередь, в осложнённых геолого-технических условиях.
Исследования скважин-кандидатов для РИР по ликвидации заколонной циркуляции жидкости
Находится в разработке с 1986 г. Эксплуатируются основные нефтяные пласты БПі4 и БШ0ц, доля которых в годовой добыче нефти на 01.01.2007 г. составила соответственно 63,14 и 28,5 %. Эксплуатируются также пласты 2БП], БПб, БП7, 0БП8, БП8 и БПр, совместная доля которых в общей добычи нефти составляет 8,1 %. Находится в эксплуатации газоконденсатный пласт БПю-ц. С начала разработки добыто более 60,5 млн.т нефти, что составляет 39,25 % от НИЗ и 14,1 % от КИН (накопленная закачка воды около 197 млн.м ). Среднегодовой дебит нефти по месторождению за 2006 г. составил 6,98 т/сут, жидкости 18,95 т/сут, обводнённость 63,19 %. Среднегодовой дебит конденсата 53,58 т/сут. Общий фонд скважин 1517 ед., в т.ч. 1040 нефтяных (514 действующих), 432 нагнетательных (213 действующих), 41 ед. газовых и газоконден-станых (33 действующих), 4 водозаборных. Нефтяные добывающие скважины эксплуатируются ЭЦН - 213, ШГН - 260, фонтаном - 40 ед. На конец 2006 г. обводнённость продукции 165 скважин (32 % от действующего фонда) составила более 90 %, в 12 скважинах (2,3 %) обводнённость была менее 2 %. Наиболее обводнёнными являются пласты 2БП1 - 91,51 %, БП9 - 89,84 % и БП8 - 80,86 %.
В 2004 г. РИР были проведены в одной простаивающей скважине с применением цементного раствора. После ремонта скважина вступила в эксплуатацию с дебитом жидкости 51м3/сут, нефти 7,9 т/сут и обводнённостью продукции 82 %. Продолжительность эффекта составила 3 мес, дополнительно было добыто 0,5 тыс. т нефти и 2,8 тыс. т воды. Исходя из величины среднегодового дебита жидкости на этом месторождении в 2006 г., равной 19 т/сут, после РИР произошла интенсификация отборов, что привело к увеличению добычи воды.
В 2005 г. РИР были проведены в 4 скважинах с применением цементного раствора, синтетической смолы и пластика, успешность составила 75 %, продолжительность эффекта 2 мес. Обращает на себя внимание аномальная вели-чина дебита жидкости (80 м /сут) для данного месторождения перед РИР и снижение обводнённости продукции с 95 до 71 %, т.е. на 24 %. После РИР де-бит жидкости уменьшился до 29 м /сут или в 2,8 раза, дополнительно было добыто около 2 тыс. т нефти, ограничена добыча воды на 20 тыс.т. В данном случае можно предположить значительную долю перетока в добываемой воде, что подтверждается увеличением дебита нефти после РИР с 1,2 до 7,5 т/сут при резком уменьшении отбора. Следует еще раз подчеркнуть, что применение тампонажных растворов в соответствии с особенностями характеристик дефекта в цементном кольце и обеспечение возможности оценки результатов как бы в «чистом виде» (без стремления любой ценой добиться увеличения добычи нефти) приводят не только к повышению эффективности РИР, но, может быть, к самому главному - более равномерной выработке запасов по толщине продуктивного пласта.
Таким образом, за 2004 - 2006 г. на Тарасовском месторождении РИР по ликвидации заколонной циркуляции жидкости были проведены в 5 скважинах с успешностью 88 % при уменьшении отборов жидкости в 1,9 раз, обводнённости на 22 % и приросте дебита нефти на 6,5 т/сут. Дополнительно было добыто 2.4 тыс.т нефти и снижена добыча воды почти на 18 тыс.т. Ново-Пурпейское месторождение Находится в разработке с 1985 г. Эксплуатируются продуктивные пласты БС6, 1БС10, БСі2, 2БСю, 2БСц, БСі и БС4, доля которых в годовой добыче нефти на 01.01.2007 г. составила соответственно 25,7; 18,8; 9,7; 3,2 и менее 1 %. С начала разработки добыто более 19,5 млн.т нефти, что составляет 63,47 % от НИЗ и 18,8 % от КИН (накопленная компенсация отборов закачкой 139,8 %). Наибольший накопленный отбор нефти произведен из пластов ІБСю - 66,9 %, БС - 20,73 %. Среднегодовой дебит нефти по месторождению за 2006 г. составил 6.05 т/сут, жидкости 59,59 т/сут, обводнённость 89,88 %. Наиболее обводнён пласт ІБСю (96,2 %), наименее обводнен пласт БСі (60,84 %). С обводнением более 90 % эксплуатируется 68 скважин, 50 - 90 % - 34 скважины. Общий фонд скважин 616 ед., в т.ч. 469 нефтяных, 143 нагнетательных и 4 водозаборных. Действующий фонд нефтяных скважин 127 ед., в консервации находилось 210, пьезометрических 72, ликвидированных 13, в ожидании ликвидации 47 сква жин. Нефтяные добывающие скважины эксплуатируются фонтаном - 16 ед., ЭЦН 88, ШГН 21 и ШВН 2 ед. В 2004 г. РИР с закачиванием цементного раствора были проведены в 1 скважине. Дебит жидкости снизился с 19 до 13 м3/сут (в 1.5 раза), обводнённость продукции снизилась с 83 до 46 % (на 37 %, что является рекордом), дебит нефти увеличился с 3,1 до 6,9 т/сут (более чем в 3 раза), продолжительность эффекта 3 мес, дополнительно было добыто 0,3 тыс.т. нефти и изолировано 0,7 тыс. т воды. В 2005 г. ремонты с использованием цементного раствора были проведены ещё в 2 скважинах. Оба ремонта были успешными. В результате РИР дебит жидкости снизился с 94,3 до 75 м /сут (в 1,3 раза), обводнённость продукции снизилась с 97 до 74 % (23 %), дебит нефти увеличился с 8,6 до 19,5 т/сут (возможно, было произведено приобщение пласта), продолжительность эффекта составила 11 мес, дополнительно было добыто 1,5 тыс.т нефти и ограничена добыча воды на 3,7 тыс.т. В целом, результаты РИР в трёх скважинах Ново-Пурпейского месторождения следующие: дебит жидкости снизился в 1,3 раза, обводнённость на 24 %, (с 96 до 72%), дебит нефти увеличился в 5,7 раз (с 2,7 до 15,3 т/сут), продолжительность эффекта составила 8,3 мес, дополнительно было добыто 1,7 тыс.т нефти и снижена добыча воды на 4,4 тыс.т. Таким образом, положительные технологические результаты РИР были достигнуты за счёт достижения цели ремонта, а именно - ликвидации перетока воды. Кроме того, можно предположить, что за счёт уменьшения отборов жидкости удалось стабилизировать степень обводнения продуктивного пласта.
Разработка математической модели РИР по исправлению не качественного цементного кольца (ликвидации заколонной циркуляции жидкости)
Вышеизложенные результаты исследований указывают на необходимость совершенствования технологий РИР в целом и по исправлению негерметичности цементного кольца, в частности, путём проведения методических и теоретических разработок. По нашему мнению, это объясняется следующими причинами.
Как показывают результаты опытно-промышленных работ на промыслах, сегодня совершенствование технологий РИР, в основном, связывают с применением новых тампонажных материалов. Но, несмотря на их обилие, успешность и эффективность РИР остаются недостаточными (60 - 70 %). Во время проведения опытных работ показатели успешности иногда достигают 80 % и более. Однако при увеличении объёмов РИР с использованием этого же тампонажного раствора их успешность снижается.
При этом один из основных параметров технологии РИР - количество закачиваемого в объект изоляции тампонажного раствора, на практике определяется интуитивно, в лучшем случае исходя из аналогии условий и свойств растворов. В то же время расчёты для случая изоляции обводнённого интервала пласта показывают, что время безводной эксплуатации скважин после РИР зависит от радиуса создаваемого экрана [31]. Он должен быть значительными (50 м и более). При радиусе экрана, меньшем толщины изолируемого пласта (пропла-стка), возможно получение обводнённой продукции уже в процессе освоения скважины после РИР.
Что касается исправления некачественного цементного кольца (ликвидации ЗКЦ), то на сегодня отсутствует теоретическое обоснование количества необходимого тампонажного раствора. Последнее определяется в основном исходя из заполнения расчётного объёма заколонного пространства между продуктивным и водоносным пластами и, в лучшем случае, по величине приёмистости.
Таким образом, одним из направлений повышения эффективности ликвидации ЗКЦ жидкости является разработка методических рекомендаций и обоснование отдельных параметров технологии РИР путём проведения теоретических расчётов, исходя из конкретных геолого-технических условий эксплуатации скважин. Ниже приводятся результаты наших исследований в этом направлении. 3.1. Методические вопросы исследований по выявлению источников обводнения добывающих нефтяных скважин
В процессе разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения наибольший период эксплуатации добывающих скважин связан с добычей попутной воды. На третьей и четвертой стадиях разработки происходит обводнение отдельных залежей или всего месторождения. При этом очень часто и в значительном количестве имеются остаточные извлекаемые запасы нефти. В этих условиях возникает необходимость ограничения объёмов попутно добываемой воды проведением геолого-технических мероприятий по технологиям методов увеличения нефтеотдачи и методов РИР. При применении последних важное значение имеет корректность определения источников обводнения, от которой зависят виды, технологии, успешность и эффективность мероприятий по ограничению притока воды.
Нами предложен способ разработки обводнённой нефтяной залежи, осуществляемый с учётом выявляемых источников обводнения. На способ получен патент РФ [29]. Известные в настоящее время способы или не предусматривают ограничение так называемой избыточной воды, поступающей непосредственно из продуктивного пласта [28], или избыточную воду оценивают только с экономической стороны [10]. В соответствии с нашей разработкой [29] проблемные скважины выявляются с помощью карты опережающей обводнённости (избыточной воды) и карты недоотбора начальных извлекаемых запасов. Разработанный способ реализуется путём проведения следующих операций. 1. По каждой добывающей скважине определяется доля избыточной воды как разница меду текущим фактическим значением обводнённости жидкости и расчётным её значением, соответствующим оптимальной тенденции разработки и обеспечивающим извлечение НИЗ нефти данной скважиной в перспективе. При этом оптимальная тенденция определяется по характеристике вытеснения с использованием модели [48]: На характеристике вытеснения оптимальная тенденция оценивается по двум точкам: первой, соответствующей времени выявления закачиваемой воды в продукции скважины, и второй, соответствующей предельному значению обводнённости добываемой жидкости (99 %) и накопленной добыче нефти в объеме НИЗ в области дренирования данной скважины. Таким образом оценивается отставание отбора НИЗ по каждой скважине. 2. Строится карта опрежающей обводнённости (карты избыточной воды). Проведение РИР целесообразно в скважинах, расположенных на участках опе режающей обводнённости. Выбор технологии РИР зависит от источника об воднения. 3. Строится карта приведённого ВНФ, представляющего накопленный ВНФ скважины на время достижения фиксированного значения обводнённости добываемой жидкости. Совместный анализ карты приведённых ВНФ с геоло гическими картами и результатами ранее проведённых промыслово геофизических исследований отдельных скважин позволяет оценить изменение источника обводнения скважины на площади. В скважинах с наибольшими значениями приведённого ВНФ наиболее вероятным источником обводнения являются контурные или подошвенные воды, в противном случае - прорыв за качиваемых вод. 4. Уточняется источник обводнения путём сравнительного корреляционно го анализа динамики различных показателей анализируемой добывающей скважины и действующих на неё нагнетательных скважин, а также показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. При этом необходимо учитывать следующее. 4.1. Если в результате корреляционного анализа динамики обводнённости добываемой жидкости и закачки воды будет установлено обводнение скважины до ввода системы ГШД и снижение обводнённости сразу после ввода системы ГШД, то это будет признаком обводнения скважины подошвенными или контурными водами. Основной причиной описываемого явления является уход за-качиваемой воды в водонасыщенную подошвенную часть пласта. 4.2. В результате корреляционного анализа динамики обводнённости каждой скважины и показателя энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на него могут быть выявлены следующие случаи.
