Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава X.
РАЗВИТИЕ ОРГАНИЗАЦИИ
И ТЕХНОЛОГИИ РАБОТ
ПО КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН
В НИЖНЕВАРТОВСКОМ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕМ
РАЙОНЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Общие сведения
Особенности геологического строения нефтяных и нефтегазовых месторождений Западной Сибири, процесса разбуривания и ввода их в эксплуатацию, а также планируемой системы разработки позволяют утверждать, что работы по капитальному ремонту скважин и воздействию на пласт по своим объемам и роли могут быть сопоставимы с практикой объединений Урало-Поволжья и других нефтедобывающих районов, где эти работы получили наибольшее развитие.
Геолого-физические, промысловые, природно-климатические и другие факторы обусловили в Западной Сибири сложные условия для ремонта скважин и воздействия на призабойную зону пласта. Задачи ремонтников осложнены образованием гидрат-ных и солевых отложений в скважинах, наличием газовых пластов, большими глубинами и повышенными значениями геотермического градиента, низкой минерализацией вод, полимикто-вым составом коллекторов, кривизной ствола, трудностью доставки и хранения материалов и химических реагентов, вопросами подогрева оборудования в зимнее время, транспортированием бригад на затопляемых площадях, кустовым расположением скважин и т. д.
Уже в десятом пятилетии на разрабатывающихся месторождениях Западной Сибири предстоит провести около 6000 капитальных ремонтов скважин, потребности же в работах бригад КРС намного больше и постоянно возрастают.
В октябре 1976 г. в г. Нижневартовске создано Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС № 1).
Особенностью УПНП и КРС № 1 Главтюменнефтегаза в начальный период его существования явилось включение в его состав цехов технологического транспорта и узла приготовления промывочных жидкостей, обслуживающих не только бригады УПНП и КРС, но и цехи подземного ремонта скважин НГДУ. Исходя из оценки опыта нефтедобывающих районов Урало-По-волжья, создание специализированного управления было пред-
10 Зак 735 145
принято Главтюменнефтегазом при небольших еще ремонтных мощностях.
Подготовка организационно-методической и материально-технической базы заблаговременно, отработка системы взаимодействия и контроля, наряду с выполнением текущего плана ремонтов и наращивания мощностей, определены важнейшими задачами УПНП и КРС на ближайшие годы.
До выхода на максимальные объемы работ должны быть установлены наиболее эффективные методы ремонта (воздействия на пласт), потребные материалы и оборудование. Все рекомендованные реагенты, материалы, оборудование, методы технологии и организации производства предстоит в этот период надежно опробировать для массового производства.
Согласно заявкам НГДУ Нижневартовского нефтедобывающего района, потребности в работах для бригад КРС в период 1978—1980 гг. оцениваются объемом в 2450 ремонтов, а в период 1981 — 1990 гг.—26000 ремонтов.
В текущем пятилетии по УПНП и КРС запланирован весьма резкий рост числа бригад (см. табл. 31).
Таблица 31
Планируется по УПНПиКРС № 1
(на конец года)
Годы бригад вахт
1976 7 21
1977 18 54
1978 28 84
1979 37 110
1980 46 130
Исходя из анализа динамики мощностей КРС в Урало-По-волжье и необходимо считать названные цифры роста бригад УПНП и КРС № 1 предельно возможными. Уместно отметить, что в Лениногорском УПНП и КРС объединения Татнефть, где дефицит ремонтных бригад для выполнения планов добычи нефти проявляется наиболее остро, в период с 1971 по 1975 г. число вахт увеличилось с 88,1 до 126,6 (по 7—8 вахт в год).
Оценка объема ремонтных работ на базе достигнутой к 1976 г. производительности труда показывает, что уже на первом этапе разработки основных месторождений потребности в капитальном ремонте скважин и работах по воздействию на пласт по Нижневартовскому нефтедобывающему району не удовлетворяются.
Закономерное интенсивное возрастание потребности в подземных работах на последующих этапах разработки с увеличением числа разрабатываемых месторождений и расширением
146
«фонда скважин приводит к накоплению большого числа скважин, подлежащих обслуживанию бригадами КРС; бездействующих, эксплуатирующихся на неоптимальном режиме, с нарушением требований охраны недр и т. д.
Важность решения задачи обусловливается тем, что, как показывает анализ, в условиях высокопродуктивных площадей Нижневартовского района каждая бригада КРС обеспечивает в один и тот же промежуток времени объем дополнительной (восстановленной) добычи нефти почти на порядок больше, чем в нефтедобывающих районах Урало-Поволжья.
В декабре-январе 1977 г. в УПНП и КРС была разработана и утверждена программа научно-исследовательских и опытно-промышленных работ по теме: «Прогнозирование рациональных объемов и видов, исследование путей достижения оптимальной эффективности ремонтно-изоляционных работ на Самотлорском месторождении во второй стадии его разработки».
Основными позициями плана научно-исследовательских и опытно-промышленных работ приняты:
1} анализ ремонтно-изоляционных работ, выполненных на разрабатывающихся нефтяных месторождениях с выделением •специфики проведения ремонтов в различных геолого-промысло-вых условиях;
2) оценка эффективности методов исследования скважин перед ремонтно-изоляционными работами;
3) определение критериев целесообразности проведения ремонтно-изоляционных работ в различных геолого-технических и промысловых условиях скважин;
4} выбор эффективных технологических схем ремонта из числа применявшихся ранее в системе Главтюменнефтегаза;
5) определение, доработка и (внедрение технологических схем из опыта других нефтедобывающих районов;
6) изыскание, лабораторные исследования, стендовые и промышленные испытания новых материалов, оборудования и технологических схем ремонта;
1) прогнозирование объемов и видов ремонтно-изоляционных работ на Самотлорском месторождении на основе выполненного анализа и технологической схемы разработки месторождения;
8) определение и опробирование основных направлений и технологических схем проведения ремонтно-изоляционных работ на Самотлорском месторождении во второй стадии его разработки;
9) оценка натуральной и экономической эффективности ремонтных работ различных видов с прогнозом объема компенсации падения добычи нефти и сокращения обводненности продукции при различных объемах проведения работ;
10) подготовка инструктивных документов по технологии и условиям применения апробированных .технологических схем;
10* 147
разработка технических условий на необходимые материалы, реагенты и оборудование;
11) прогнозирование величин целесообразных объемов работ в денежном выражении, ремонтных мощностей, затрат материалов и оборудования на второй стадии разработки Самотлорско-го месторождения.
В ходе осуществления программа была расширена на другие месторождения района и на другие виды работ.
По существу впервые была поставлена задача еще в начальной стадии разработки большинства месторождений крупного нефтедобывающего района: используя имеющиеся в отрасли и вновь создаваемые методы, выполнить научно обоснованный проект оптимальной постановки работы над фондом скважин, установить рациональные объемы мероприятий по видам, оценить финансовые, материальные, трудовые затраты, рассчитать влияние проводимых работ на уровни добычи нефти и другие показатели разработки.
Виды работ
Номенклатура работ, осуществляемых предприятиями капитального ремонта скважин Нижневартовского района, определяется спецификой геологического строения месторождений, особенностями процесса их разбуривания и ввода в эксплуатацию, применяемыми схемами разработки и типами эксплуатационного оборудования.
Работы характеризуются (табл. 32) с 1972 т. за период наиболее интенсивного роста добычи нефти.
Изоляционные работы включают ремонты по устранению или ограничению притоков воды и газа, а также возвраты с отработанных на верхние горизонты.
На Самотлорском месторождении преобладает обводнение скважин трех типов.
1) при эксплуатации горизонта БВ8—'подход фронта закачиваемых вод в расчлененных разрезах преимущественно по промежуточному пласту BBs'~2, в монолитных однородных разрезах— по подошвенной и средней частям горизонта;
2) при эксплуатации горизонта БВ8 — прорыв вод из вышезалегающего водоносного горизонта по негерметичному кольцевому пространству;
3) при эксплуатации горизонта АВ4-э подошвенной водой по кольцевому пространству или конусообразованием.
На скважинах Ватинского и Мегионского месторождений зачастую возникает потребность в изоляции подошвенных и закачиваемых вод, поступающих по кольцевому пространству при эксплуатации неоднородных монолитных пластов горизонта БВ8, вскрытых перфорацией в кровельной части.
148
Таблица 32
Вид ремонта 1972 1973 1974 1975 1976 1972-1976
Изоляционные работы, регулирова-
ние заводнения 15 32 46 33 56 182
Обработка призабойной зоны эк-
сплуатационных скважин, повтор-
ная или дополнительная перфора-
ция пластов 1 12 10 9 34 66
Чистка забоя, ликвидация осложне-
ний 15 13 20 15 12 75
Внедрение нового эксплуатационно-
го оборудования (газлифт, отсека-
тели пластов, оборудование для
одновременной раздельной эксплу-
атации и др.) 10 11 7 14 10 52
Освоение скважин под нагнетание 39 45 54 16 9 163
Обработка призабойной зоны нагне-
тательных скважин 5 3 7 — 1 16
Исследование и прочие виды ре-
монтов 21 27 50 20 78 196
Итого 106 143 194 107 200 750
Одной из причин притоков воды в скважину является негерметичность эксплуатационных колонн.
Скважины в условиях Самотлорского, Варьеганского, Аган-ского месторождений строили с максимальным подъемом тампо-нажного раствора за колонной. Количество отмеченных дефектов пака недостаточно для выявления закономерностей их образования, однако в интервалах подъема гельцементного раствора они отмечаются чаще.
Весьма распространены перетоки газа из продукции скважин в кольцевое пространство через резьбовые соединения незацементированного пространства колонн в приповерхностной зоне. Потере герметичности эксплуатационных колонн в 'приустьевой части, по-видимому, способствуют значительные перепады температур, от -J-500 С (фонтанирование летом) до —50° С (простаивание зимой), и связанные с этим интенсивные знакопеременные нагрузки.
Наличие таких перетоков контролируется манометрами, регистрирующими давление в межколонном пространстве на устьях скважин. При достижении давления, создающего опасность нарушения технической колонны (кондуктора), пытаются герметизировать резьбовые соединения. Однако эффективная малотрудоемкая методика ликвидации пропуска газа в резьбах пока не найдена. Поэтому при неудачном ремонте кольцевое пространство между эксплуатационной и технической колонной
149
(кондуктором) соединяют с коллектором через обратный клапан
При эксплуатации горизонта АВ2-3 отмечены прорывы газа по кольцевому пространству из верхних газоносных пластов
Распространенным видом работ является возврат с нижних отработанных на верхние горизонты
Особенностью, присущей газовым и нефтегазовым месторождениям, является образование гидратных пробок в стволе скважин (внутри насосно-компрессорных труб и за ними). На месторождениях Нижневартовского района образование гидратов отмечено на глубинах до 500—-600 м. Основными причинами возникновения гидратных пробок являются снижение температуры газа при дросселировании через негерметичную колонну и наличие реликтовых зон вечной мерзлоты на глубинах 150—300 м. При капитальном ремонте скважин пробки удаляют горячими промывками через трубы диаметром 48 мм. В фонтанных скважинах работы осложняются необходимостью герметизации устья при допуске труб с промывкой.
Большие мощности и монолитность пластов на высокопродуктивных участках месторождений, вводимых в первой стадии разработки, а также естественная трещиноватость коллекторов позволяют во многих случаях осваивать скважины под нагнетание без выделения бригады на скважину и применения комплексных обработок призабойной зоны, простой продавкой от агрегата при давлении, допустимом для эксплуатационной колонны. Однако столь же часто высокая приемистость и трещиноватость пластов при сравнительно низких величинах репрессии играют отрицательную роль, повышая «возможность глубокого проникновения в призабойную зону бурового и цементного растворов при строительстве скважин.
Засорение забоев и призабойных зон пласта зачастую связано с кустовым освоением скважин Перфорированные и заполненные глинистым раствором скважины долго простаивают в ожидании готовности остальных в кусте. Затем, часто не спуская трубы до забоя, скважины промывают нефтью и осваивают
Все это обусловливает большую занятость бригад капитального ремонта скважин на работах по очистке забоев, ствола, призабойной зоны скважин по достижению их оптимальной продуктивности.
Мероприятия по повышению эффективности водоизоляционных работ
В целях определения путей совершенствования изоляционных ремонтов выполнен анализ работ по изоляции вод, проведенных в скважинах Самотлорского, Мегионского и Ватинского месторождений в 1972—1976 гг. (до создания УПНП и КРС № I)
150
В анализ включены ремонты по изоляции нагнетаемых, подошвенных, верхних и нижних вод Не рассматривались работы по возврату на верхние объекты с расстоянием между отключаемым и верхним объектами в 7—10 м'и более (решение этой задачи технологически достижимо и несложно) и ремонты скважин с обводненностью менее 20%, поскольку в этих условиях трудно оценить достоверность установленного обводнения и целесообразность проведения ремонта
Как показал анализ, эффективность работ, проведенных в этот период, была недостаточной.
В целом из 41 ремонта сокращение обводнения достигнуто в 16 случаях Увеличение или сохранение прежнего уровня добычи нефти по скважине при одновременном сокращении обводненности продукции получено в 10 скважинах. Средняя продолжительность эффекта по успешным ремонтам составила около 10 мес. Суммарно получен отрицательный баланс среднесуточной добычи нефти до и после ремонтных работ.
В различных геолого-промысловых условиях скважин применяли однообразную технологию: забойное цементирование через существующий фильтр, разбуривание цементного стакана и повторное перфорирование в заданном интервале.
Ненаправленный характер закачки неселективной тампонирующей смеси не позволял, в частности, достигать оптимальной эффективности применения добавок высокодисперсных окислов кремния, способствующих повышению проникновения цементных растворов. Использование стандартной технологической схемы для изоляции подошвенных вод (закачка через существующий фильтр) чаще всего приводило к снижению притока нефти после ремонта. Очевидно, что применение в этих случаях цементных растворов с добавками высокодисперсных окислов кремния может лишь увеличить возможность глубокой закупорки продуктивного пласта.
Одной из основных причин низкой эффективности работ явились попытки изолировать друг от друга участки монолитного однородного пласта сравнительно небольшой мощности, в том числе при обводнении контурными или закачиваемыми водами, что не имеет под собой достаточной теоретической и практической основы.
Проводился недостаточный объем исследований по определению источника обводнения перед ремонтом и исследований по оценке качества выполненного ремонта. Следствием этого могли остаться неизвестными случаи, когда вода после ремонта была получена из интервалов, которые были оставлены для эксплуатации, считаясь нефтеносными
В процессе ремонта мало проводили специальных исследований по оценке качества проводимых операций, уточнению положения инструмента в скважине, определению интервалов погло-
151
щения (перед закачкой тампонирующего материала), положения твердого искусственного забоя
Существовали неточности в установлении искусственных забоев после проведенной изоляции, связанные с оставлением осадка при разбуривании мостов
Основными направлениями в достижении высокой эффективности изоляционных ремонтов были приняты
1) изменчивость технологических схем ремонта в зависимости от различных геолого-промысловых и технических условий скважины, особенностей происходящего обводнения,
2) введение в обычные технологические схемы дополнительных мероприятий, повышающих надежность ремонта, дополнительных промежуточных испытаний и исследований для получения максимальной информации о характере обводнения, о ходе работ, о роли и качестве отдельных операций
В зависимости от условий конкретных скважин применяли технологические схемы тампонажа через существующие отверстия фильтра, через специальные отверстия, созданные в водоносном коллекторе, через специальные отверстия, созданные в интервале непроницаемого раздела, с предварительной временной изоляцией продуктивного коллектора, с использованием взрывных пакеров, тампонажных желонок, летучек с применением добавок высокодисперсных окислов кремния и без них и т д
Дополнительно к обычным технологическим схемам в различной последовательности вводили.
а) предварительную герметизацию фильтра цементированием для обеспечения затем направленного цементажа водоносного интервала,
б) перекрытие песком нижних продуктивных интервалов при цементировании верхних;
в) промежуточные испытания отключенных интервалов снижением уровня,
г) дополнительную промывку осадка через НКТ с пером после разбуривания цементного стакана,
д) дополнительные исследования по уточнению положения рабочего инструмента,
е) исследование профиля притока после ремонтных работ,
ж) исследование профиля поглощения перед закачкой тампонирующего материала;
3) исследование температуры ствола скважины в интервале изолируемой зоны
Введение дополнительных операций не могло не сказаться на увеличении стоимости и продолжительности работ, однако выбранное направление оказалось экономически оправданным (благодаря росту эффективности). Кроме того, детальное обследование и изучение ситуаций в ходе ремонта служило отра-
152
ботке оптимальных технологических схем для последующей их стандартизации.
При повторном вскрытии продуктивных пластов вместо принятых ранее перфораторов ПКС-80 использовали ПК-103, так-как в этом случае уменьшаются разрушающее действие взрывной волны и величина «мертвой зоны»
На участках ствола, прилегающих к установленной водоизо-лир\ющей преграде, или в случае глубокого проникновения цемента при вспомогательном цементировании фильтра проводили гидропескоструйное вскрытие пластов.
В УПНП и КРС № 1 получили дальнейшее развитие и применение работы по активации цементов и применении добавок высокодисперсных окислов кремния.
Проведенной серией опытных работ уточнена область эффективного применения высокодисперсных окислов кремния в качестве добавок к цементным 1растворам.
Использование этих добавок может способствовать ликвидации заколонных перетоков, изоляции пластовых и нагнетаемых вод, поступающих из подошвенных интервалов фильтра, герметизации эксплуатационных колонн. Определяющим является совпадение зоны преимущественного поглощения с интервалом притока воды. При изоляции верхних и промежуточных пластов технология цементирования с использованием высокодиоперсных окислов кремния не имеет самостоятельного значения.
В табл. 33 приведены данные об эффективности водоизоля-щюнных работ за восемь месяцев 1977 г. на месторождениях Нижневартовского района (УПНП и КРС № 1 Главтюменнеф-тегаз). Ремонты на всех скважинах, кромескв.3561,выполнены с использованием в качестве тампонирующего материала водо-цементных суспензий)
Приведенные результаты работ, вопреки утверждениям о необходимости безусловного перехода от использования «традиционного» цемента как малоэффективного материала для ре-монтно-изоляционных работ к массовому применению полимерных материалов, показывают, что цементированием можно эффективно выполнять разнообразные сложные водоизоляционные работы. Вместе с тем, в соответствии с выводами работы [21], след\ет учитывать, что сложность проведения водоизоляционных и других ремонтов повышается в более поздний период разработки месторождения. В частности, характерные для первой стадии разработки крупных месторождений высокая продуктивность пластов, вводимых в эксплуатацию после ремонта, небольшие величины перепада давления на водоизолирующие преграды (обусловленные фонтанным способом эксплуатации, подчас с избыточным давлением на устье), отсутствие значительных изменений поверхности ВНК —все это закономерно повышает вероятность успеха сложных изоляционных работ.
153
Работа скважины
до ремонта после f
Номер скважины Месторождение Ремонт

дебит нефти, т/сут обводненность, % способ эксплуатации дебит нефти, т/сут обводнен ность, %
Изоляция верхних вод
33 Ватинское Ликвидация негерметич-
ности эксплуатацион-
ной колонны — 100 Ожидает 195 —
ремонта
590* 6 95 ЭЦН 47 73
40 Аганское То же — 100 Ожидает 230 —
ремонта
176 Мегионское Устранение затрубной
циркуляции — 100 То же 100 20
5581 Самотлорское То же — 100 „ 293 —
510 Варьеганское Отключение верхне! о
обводнившегося объ-
екта — 100 » 120 —
Изоляция пластов ых вод эксплуатационного объекта
10096 Ватинское Изоляция подошвенной
воды в монолитном
пласте — 100 „ 87 20
118*"5 То же — 100 » 1,0 —
615 3561***
6345***
1044 1066
Северо-Покур. ское
Самотлорское
Ватинское Ватинское
4526 547
28р
Самотлорское
Мегионское
Самотлорское
Отключение нижнего пропластка
37 25 Фонтанный 45
9 50 Прекратила 32
фонтани-
ровать
0,1 99 То же 8,0
2,0 98 Фонтанный 88
5 50 То же 10
Изоляция нагнетаемых вод
Отключение нижнего обводнившегося пропластка
Изоляция нагнетаемой воды в монолитном неоднородном пласте
Изоляция промежуточного обводнившегося пласта
80
100 Ожидает 80
ремонта
20 88 ЭЦН 10
4 97 эцн 42
_ 100 Компрес- ____
сорный
100
* После ремонта в продукции нагнетаемая вода ** Ожидает перевода на механизированный отбор
*** Через месяц в связи с ростом обводнения прекратила фонтанировать •г-н* j-j0 данным двукратного комплекса промыслово геофизических исследований воду отдает продуктивный пласт
Дальнейшее совершенствование водоизоляционных работ на месторождениях Нижневартовского района направлено на решение следующих задач
а) достижение эффективной изоляции вод горизонта AB4_s, обусловленных конусообразованием,
б) определение возможности отключения промежуточного пласта в разрезе горизонта БВ8, промываемого закачиваемой водой;
в) создание высокопрочных водоизолирующих преград при различных типов обводнениях, рассчитанных на условия повышенных перепадов давления (ожидаемых в дальнейшем в связи с механизированным отбором и эксплуатацией малопродуктивных коллекторов, отключенных от промытых напорных),
г) разработка и внедрение малотрудоемких эффективных схем ремонтных работ.
Вопросы регулирования заводнения горизонта БВ8 на Самотлорском месторождении
Одним из актуальных вопросов разработки Самотлорского месторождения является изыскание эффективных способов регулирования заводнения коллекторов, в частности, достижения заданного распределения закачки в нагнетательную скважину, вскрывшую неоднородный объект, два или более объекта или водонефтяную залежь
Несовершенство существующей практики заводнения непосредственно сказывается на неравномерной выработке пластов: не вырабатываются пласты БВ°в и BB3g, уход закачиваемой воды в подошвенную водонасыщенную часть горизонта А4-$ [20] затрудняет достижение проектных показателей разработки этой залежи.
В процессе разработки Самотлорского месторождения в период 1974—1976 гг. было выполнено 17 операций по регулированию (выравниванию) профилей приемистости нагнетательных скважин по горизонту БВз. Необходимо было резко ограничить непроизводительную закачку в пласт БВв1"2 и подключить к закачке пласты БВ8° и БВ83. 12 операций проведено с использованием водо-цементных растворов, остальные с закачкой гипано-формалиновой смеси, гипана в комплексе с раствором хлористого кальция и четырехкомпонентной цементно песчаной смеси с аэрацией В целом результаты перечисленных работ нельзя признать удовлетворительными Ремонты с использованием цемента при сравнительно низкой успешности и продолжительности эффекта имели высокую стоимость (более 30 тыс. руб ) Закачка ГФС, как правило, не приносила каких-либо изменений в работе скважины.
156
В УПНП и КРС № 1 было предложено регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин осуществлять закачкой отработанных буровых растворов
В условиях нефтяных месторождений Урало-Поволжья и ря да других районов Европейской части СССР отработанные буровые растворы могут захороняться в амбарах на достаточном удалении от буровой и населенных пунктов На заболоченной территории расположения основных месторождений Нижневар товского нефтедобывающего района (и, в частности, Самотлор ского месторождения) подобный способ сброса бурового раство ра исключен
Для решения создавшейся проблемы было начато бурение специальных попотительных скважин Обычно закачивали использованный раствор под кондуктор одной скважины куста, но это могло служить лишь временной мерой Известно, что в буровых растворах, применяющихся на месторождениях Западной Сибири, содержится до 10—15% нефти и различные химические реагенты Закачка глинистого раствора в приповерхностную зо-н\, несомненно, приводит к загрязнению подземных пресных вод и поверхностных водоемов
Использование отработанных глинистых растворов для регулирования заводнения продуктивных пластов свободно от перечисленных недостатков При расходах на закачку раствора, не превышающих сброс его в специальную поглотитетьную скважину (затраты на транспортирование бензовозами), может быть достигнута его утилизация экологически замкнутым циклом С определенной степенью допущения можно даже предположить, что нефть, содержащаяся в буровом растворе, не теряется безвозвратно, а частично может быть извлечена при доотмыве пласта на поздних стадиях разработки
В качестве технологического материала для регулирования отработанный буровой раствор привлекает недефицитностью, дешевизной (транспортные расходы по доставке с ближайшего бурящегося куста), отсутствием необходимости в складировании и хранении материала
Экономические выгоды от внедрения разработки при достижении эффекта регулирования складываются из экономии затрат на строительство сооружений для сброса использованного раствора и превышения затрат на регулирование существующими методами над затратами по закачке бурового раствора
Способ испытывали на скв 246 Самотлорского месторождения В скважине перфорированы пласты горизонта БВ8 в интервалах 2088—2092,5 м (БВ8°), 2103,5—2115 м (БВв1-2) и 2118—2130 м (БВ83) Скважина закончена строительством 17 мая 1971 г При вводе под нагнетание в сентябре 1972 г расходомером был зарегистрирован уход воды в интервалах 2106—2110 м и 2110,8—2112 м при общем расходе 2200 м/сут и устьевом дав пении 90 кгс/см2
157
В январе 1974 г. были выполнены работы по регулированию. Установили мачту, заглушили скважину и провели цементирование с закачкой через фильтр 4 м3 цементного раствора. После ОЗЦ .разбурили цементный мост и повторно перфорировали колонну в интервалах 2088—2092,5 м; 2102,5—2106 м; 2112,5— 2115 м; 2118—2130 м. Выполнили заключительные работы, демонтировали мачту и подключили скважину под нагнетание воды.
По замеру расходомером от 13 мая 1977 г. при общем расходе 2700 м3/сут и устьевом давлении НО кгс/см2 25% закачки приходилось на пласт БВ8°. Ниже глубины 2111,8 м приборы (расходомер и термометр) не прошли.
Поскольку заметного эффекта снижения общей приемистости не получили, а проведенные исследования были недостаточно надежны и информативны (ввиду непрохождения приборов), то в июне 1975 г. провели повторный ремонт по регулированию профиля приемистости.
Установили мачту, заглушили скважину, подняли НКТ с воронкой, проработали ствол скважины до забоя турбобуром, подняли турбобур и закачали 4 м3 раствора хлористого кальция 30%-ной концентрации, 0,5 м3 пресной воды, 6 м3 10%-ного раствора гипана, 0,5 м3 пресной воды и при устьевом давлении 80 кгс/см2 продавили в пласт. Допустили НКТ до искусственного забоя, установили воронку выше фильтра, демонтировали мачту и пустили скважину под казачку воды.
23 июня 1975 г был проведен комплекс геофизических исследований по оценке результатов выполненного регулирования. Согласно заключению Мегионской промыслово-геофизической конторы, принимающими выделяются интервалы пласта БВ8'~2 2104,4—2104,8 м; 2110,4—2114,0 м, причем на нижний интервал приходится 92% общего объема закачки. Пласты БВ8° и БВ83 закачиваемую воду не принимают. Искусственный забой при исследовании был отмечен на глубине 2241,6 м, общий расход воды (по данным расходомера) составил 900 м3/сут при р = = 95 «гс/см2.
Непосредственно перед проведением опытно-промышленных работ по закачке отработанного глинистого раствора 3 июня 1977 г. вновь был выполнен комплекс промыслово-геофизических исследований (использовали термометр, расходомер, МЛМ). При глубине искусственного забоя 2228 м, общем расходе 1000 м3/сут, устьевом давлении 100 кгс/см2 основной уход закачиваемой воды (98%) отмечался в интервале 2108,8—2111,4 м, 2% —в пласт БВ83.
Определили давление в водоводе при закрытой скважине, оно составляло 120 кгс/см2. Приняли устьевое давление 100 кгс/см2 предельным для закачки глинистого раствора. Глинистый раствор брали из длительно простаивающих после строительства скважин в процессе промывки их нефтью бригадой ос-
158
воения управления буровых работ; суспензия была нетекучей с плотностью 1,20 г/см3.
Закачку начали 24 июня 1977 г. при устьевом давлении 50— 60 кгс/см2 с производительностью 26 м3/ч. После закачки прервали процесс, продавили весь раствор водой из ствола через отверстия фильтра и оставили на трое суток. Затем процесс повторили, закачав еще 30 м3 раствора При этом отметили возрастание давления закачки до 80 кгс/см2 в конце операции и значительное снижение расхода. Вновь продавили весь раствор из ствола скважины через фильтр и оставили на трое суток скважину закрытой, после чего пустили под закачку.
Для оценки результатов проведенной операции периодически выполняли промыслово-геофизические исследования.
Исследованиями от 8 июля было установлено:
1) ствол в интервале фильтра не засорен, приборы проходят свободно ниже фильтра;
2) объем 'поглощения жидкости в интервал пласта БВз1^2 резко сокращен, увеличена мощность поглощения; до обработки пласт принимал 900—1000 м3/сут (98%) в интервале 2108,8— 2111,4 м, после обработки—160 м3/сут (72,7%) в интервал 2103—2111 м;
3) отмечено поглощение закачиваемой воды в пласт БВ8° и БВв3 в объеме соответственно 45 и 15 м3/сут.
Для прослеживания полученного эффекта во времени и его подтверждения (в связи с малыми величинами приемистости) 13 июля исследования были повторены. Отмечено равномерное увеличение приемистости по всем пластам. Общий расход возрос с 220 до 380 м3/сут, в том числе по пластам составил:
Пласт...... БВ„о БВ„!-2 БВ8^
Приемистость,
мз сут..... 75 270 35
%........ 19,7 70,1 9,2
Последующим замером было отмечено увеличение расхода по двум нижним пластам. При общем расходе 490 м3/сут приемистость составила.
Пласт...... ЬВ,о BBg1'2 БВ,з
Приемистость,
мз;сут..... 40 360 90
%........ 8 74 18
Контроль эффекта регулирования продолжается. Однако уже из приведенных данных по регулированию профиля приемистости по скв. 246 Самотлорского месторождения (табл. 34)) видна перспективность метода в сравнении с ранее применявшимися (падение общей приемистости скважины в 1975—1977 гг. объясняется понижением величины репрессии). Достижение более значительного эффекта по величине приемистости может быть достигнуто путем одновременного проведения мероприятий по
159
Таблица
Сведения о приемистости скважин Методы регулирования
Цементирование фильтра избирательная перфорация Закачка гипана с раствором хлористого кальция Закачка отработанного глинистого раствора
До ре(улирования
Общая приемистость м3/сут р)ст, кгс/см2 Распределение закачки по пластам % 2400 135 1000 130 1000 100
БВ8о БВ81-г БВ8з 100 100 98—100 0—2
После регулирования
Общая приемистость мч'сут Руст, КГС/СМ2 Распределение закачки по пластам, 2800 135 900 95 490 100
БВ8° BB8iL2 БВ8з Стоимость работ, тыс руб. 25 Не проходит прибор То же 31,3 100 17,0 8 74 18 5,0
интенсификации отбора из менее проницаемых пропластков в эксплуатационных скважинах.
Технология закачки отработанного глинистого раствора без установки мачты и спуско-подъемных операций позволяет проводить регулирование систематически, вне зависимости от занятости бригад, сразу после окончания эффекта от предшествующей обработки и, таким образом, поддерживать оптимальный режим закачки по скважине.
С точки зрения охраны недр и окружающей среды представляется полезной закачка отработанного бурового раствора и в те скважины, где это не приносит видимого эффекта по регулированию профиля приемистости. На Самотлорском месторождении много нагнетательных скважин с высоким поглощением. Это позволяет отказаться от бурения специальных поглотительных скважин для сброса использованного бурового раствора. Вместе с тем очевидно [17], что даже при отсутствии эффекта регулирования профиля в призабойной зоне, за ее пределами закачанный раствор, кольматируя высокопроницаемые каналы, будет выполнять полезную работу по оптимизации процесса заводнения и повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.
160
Описанный метод регулирования, безусловно, не является единственным рекомендуемым в условиях Самотлорского месторождения. Как и в области изоляции вод, выбор метода должен быть дифференцирован, исходя из геолого-промысловых условий.
Так, если бригаду направляют на скважину не только в целях регулирования профиля приемистости, но и по другим причинам (очистка или углубление забоя, изоляция нарушения колонны и пр.), регулирование следует проводить цементированием.
Если ставится задача не ограничить, а вообще ликвидировать уход воды по верхнему или промежуточному пласту, необходимо отключать интервал высокопроницаемого пласта патрубком-летучкой.
Одним из мероприятий по достижению равномерного охвата заводнения для условий строения горизонта БВв Самотлорского месторождения, на наш взгляд, может быть избирательное вскрытие перфорацией скважин, переводимых под нагнетание непосредственно после выхода из бурения путем подбора оптимальной плотности перфорации для пластов с различной проницаемостью. При необходимости в последующем плотность отверстий фильтра может быть увеличена.
Используя построения, приведенные в работах [13, 19], можно утверждать, что для горизонта БВ8 Самотлорского месторождения необходимо перфорировать колонну в интервалах пластов БВ8° и БВ83 с максимальной плотностью (15—20 отверстий на 1 м), а в интервале пласта БВ8'~2 с плотностью 3—6 отверстий на 1 м. Уточненные величины плотности перфорации необходимо рассчитывать в каждом конкретном случае, используя рекомендации указанных работ.
Наконец, для достижения избирательного освоения очаговых скважин под нагнетание (при отказе от их предварительной эксплуатации на нефть) может быть рекомендована следующая технологическая схема:
1) перфорация пластов с меньшей проницаемостью (плотность перфорации максимальная);
2) обработка призабойной зоны перфорированных пластов и освоение их под закачку воды;
3) вскрытие с оптимальной плотностью высокопроницаемых пластов;
4) освоение под закачку пластов по всему разрезу. Рекомендации, приведенные в данном разделе, могут быть
применены в идентичных условиях и на других месторождениях.
11 Зак 735
На главную страницу