Борьба с обводнением скважин

Обводнение добывающих скважин при водонапорном режиме— процесс естественный и закономерный, происходящий вследст­вие продвижения ВНК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную нефтью.

 Причины и пути преждевременного обводнения.

Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды в добы­вающие скважины. Причинами прорывов можно назвать:

проницаемостную зональную (по площади) и слоистую (по тол­щине пласта) неоднородность залежи; вязкостную и гравита­ционную неустойчивость вытеснения; особенности размещения добывающих и нагнетательных скважин;

 2) залегание подош­венной воды; наклон пласта, растекание фронта вытеснения;

наличие высокопроницаемых каналов и трещин, особенно в трещиновато-пористом коллекторе;

 4) негерметичность экс­плуатационной колонны и цементного кольца. В основном пре­ждевременное обводнение может происходить в результате:

а) образования «языков» закачиваемой воды по площади зонально неоднородной залежи (охват заводнением по площади);

 б) конусообразования подошвенной воды;

 в) опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам в не­однородном слоистом пласте (охват по толщине пласта);

г) опережающего прорыва воды по высокопроницаемым трещи­нам;

д) поступления воды из верхних, средних и нижних водо­носных пластов вследствие негерметичности колонны и цемент­ного кольца.

       Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зо­нам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономи­ческим потерям, связанным с подъемом на поверхность, тран­спортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной.

Методы борьбы с обводнением.

Для борьбы с преждевременным обводнением пластов и сква­жин применяют первую группу методов регулирования про­цесса разработки. Уменьшения языко- и конусооб­разования вод можно достичь оптимизацией технологических режимов работы скважин, а предотвращения опережающего движения воды по высокопроницаемому пласту многопласто­вого месторождения—применением методов одновременно-раз­дельной эксплуатации .

Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов пласто­вой воды при обводненности до 98 % и более. Поэтому под­черкнем, что осуществление изоляционных (ремонтно-изоля-ционных) работ (РИР) целесообразно только в случаях преж­девременного обводнения скважин. Основным назначением РИР следует считать обеспечение оптимальных условий выра­ботки пласта для достижения проектного коэффициента неф­теотдачи.

         Четкое формулирование целей изоляционных работ, обос­нованный выбор метода и технологии его осуществления могут быть выполнены только при наличии ясных представлений о путях обводнения скважин. Для изучения путей поступления воды применяют промыслово-геофизические методы исследова­ния: в необсаженных скважинах—электрокаротажи; в обсажен­ных—методы закачки радиоактивных индикаторов (изотопов), термометрию,  импульсный  нейтронно-нейтронный  каротаж (ИННК), закачку азота и др. Однако эти методы еще не всегда надежны. Поэтому вопрос о возможности изоляции притока воды зачастую приходится решать опытным путем, на основа­нии результатов самих изоляционных работ.

  Классификация изоляционных работ и методов изоляции

В зависимости от цели все РИР можно подразделить на три вида:

-ликвидация негерметичности обсадных колонн и цементного кольца;

-отключение отдельных пластов;

-отключение отдельных обводненных (выработанных) интер­валов пласта, независимо от их местоположения по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачи­ваемая), а также регулирование профиля закачки воды в на­гнетательных скважинах.

Путями притока воды и ее поглощения могут быть поры, трещины, каверны и другие каналы различного размера. С тех­нологических позиций методы изоляции притока и регулирова­ния профиля приемистости воды целесообразно разделить по степени дисперсности изолирующих (тампонирующих) материа­лов на четыре группы с использованием:

1)     фильтрующихся в поры пласта тампонирующих растворов;

2)     суспензий тонко-дисперсных тампонирующих материалов;

3) суспензий грану­лированных   (измельченных)   тампонирующих  материалов;

4) механических приспособлений и устройств.

      Поступление частиц в поры зависит в основном от соотно­шения размеров (диаметров) пор и частиц. Если диаметр пор > 10диаметров частиц, то дисперсные частицы свободно перемещаются по поровым каналам; при д.п<3д.ч. , проникновение отсутствует; при 3<д.п/ д.ч.<10 происходит кольматация пор (намыв частиц) при филь­трации жидкости, особенно сильно проявляющаяся при д.п.<5д.ч. Считается, что частицы свободно перемещаются по тре­щине, если раскрытие (ширина) трещины д.т. не менее удвоен­ного диаметра частиц. Отсюда следует, что к тонкодисперсным материалам относят материалы при 3<д.п./ д.ч.<10 для пор и 1<д.т./д.ч<2 для трещин, а к гранулирован­ным—при д.т.>=2д.ч для трещин.

             В настоящее время предложено множество различных там­понирующих материалов. Механизмы создания тампонирующих барьеров основаны на известных физических явлениях и хими­ческих реакциях (взаимодействие реагентов между собой или с пластовыми флюидами, полимеризация, поликонденсация, диспергирование, плавление, кристаллизация, кольматация, гидрофобизация и др.). Тампонирующий барьер в результате может быть представлен гелем, эмульсией, пеной, дисперсным осадком или твердым телом, при этом он должен выдерживать создаваемые в пласте градиенты давления. Эти материалы можно создавать на основе различных смол (ТСД-9, ТС-10), растворов полимеров (гипан, ПАА, метас, тампакрил и т. д.), органических соединений (вязкая дегазированная нефть; углеводородные растворители, насыщенные мазутами, битумом, парафином; эмульсии нефти,  нефтесернокислотные смеси и т. д.), кремнистых соединений (силикагели) и других неорга­нических веществ (силикат натрия, кальцинированная сода и т. д.), а также их сочетаний.

          Дисперсной средой суспензий служат жидкости на водной или углеводородной основе, а также фильтрующиеся в поры тампонирующие материалы. В качестве дисперсной фазы (на­полнителей) предложено использовать частицы (порошок, гра­нулы, куски волокна, стружка) цемента, глины, парафина, высокоокисленных битумов, рубракса, скорлупы грецкого ореха, полиолефинов (полимеров), магния, древесных опилков, кожи, асбеста, гашеной извести, песка, гравия, утяжелителей бурового раствора, резины (резиновая крошка), а также ней­лоновые шарики и др.

         К механическим приспособлениям и устройствам следует отнести пакеры-пробки, взрывные пакеры, неопреновые пат­рубки-летучки, хвостовики или дополнительные колонны мень­шего диаметра и др.

     По механизму закупоривания пористой среды эти методы делятся еще на селективные и неселективные. Методы селек­тивной изоляции подразделяют еще на две группы методов, которые основаны на использовании:

1)     селективных изолирую­щих реагентов, образующих закупоривающий поровое прост­ранство материал (осадок), растворимый в нефти и нераство­римый в воде;

 2) изолирующих реагентов селективного дейст­вия, образующих закупоривающий поровое пространство материал только при смешении с пластовой водой и не обра­зующих—при смешении с пластовой нефтью.

          Каждый метод изоляции имеет свои области эффективного применения при проведении одного или нескольких РИР. Его выбирают в зависимости от геолого-физических особенностей продуктивного пласта или пласта-обводнителя, конструкции скважины, гидродинамических условий, существующего опыта проведения РИР на данном месторождении, оснащенности материалами, техникой и т. д. Наиболее широко применяют цементные суспензии и составы смолы ТСД-9. Первые не филь­труются в пористую среду и могут заполнять каналы размером более 0,15мм, а вторые фильтруются в пористую среду и отверждаются во всем объеме.

Ликвидация негерметичности обсадных колонн и цементного кольца.

Основная причина нарушения обсадных колонн—коррозия на­ружной и внутренней поверхностей труб в агрессивной среде пластовых и сточных вод. В большинстве случаев нарушения имеют вид щелей, расположенных вдоль образующей труб. Ширина щелей достигает 5 см, длина — 1 м. Иногда негерме­тичны резьбовые соединения, что связано с недовинчиванием труб.

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

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

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

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

 Отключение отдельных пластов.

Различие геолого-физических характеристик пластов (коллекторские свойства, толщина) обусловливает разновременность их выработки (обводнения) и, следовательно, необходимость от­ключения каждого выработанного (обводненного) пласта с це­лью обеспечения нормальных условий выработки остальных.

     Отключение отдельных пластов может быть достигнуто соз­данием в отключаемом пласте непроницаемой оторочки вокруг ствола скважины, установкой «летучек»—перекрытием интер­вала отключаемого пласта трубой меньшего диаметра с после­дующим цементированием или продольно-гофрированным пат­рубком, спуском пакера, а нижних пластов—еще созданием за­бойной пробки (непроницаемого моста).

       При отключении средних или верхних пластов в интервале ниже подошвы отключаемого пласта создают в колонне искус­ственные пробки: песчаные, глиняные, глинопесчаные, цемент­ные, резиновые, резинометаллические, деревянные. Применение нашли песчаные пробки, создаваемые засыпкой вручную или намывом насосным агрегатом при скорости восходящегопотокане более 4 м/с.

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

В случае слоистого строения пластов обводнение подошвен­ной водой можно рассматривать как обводнение «нижней» во­дой и применять соответствующую технологию отключения нижнего пласта или ликвидации негерметичности цементного кольца (заколонного пространства). В монолитных пластах не­обходимо создание искусственных экранов-блокад либо закач­кой через специально созданные в пределах ВНК. отверстие легкофильтрующихся в пласт реагентов (гипан, нефтесернокислотная смесь и др.) на глубину до 5—10 м с последующим перекрытием цементным стаканом, либо закачкой тампонирую­щих материалов в предварительно созданную горизонтальную трещину гидроразрыва пласта.

Отключение отдельных обводненных интервалов пористого пласта.

Этот вид РИР недостаточно изучен и наиболее сложен в ас­пекте обоснования целесообразности осуществления в конкрет­ной скважине, выбора тампонирующих материалов и требуемых объемов нагнетания. И. А. Сидоров, Ю. А. Поддубный и дру­гие показали, что такие работы эффективны при четком раз­делении разреза на пропластки, обособленные друг от друга на участке дренирования скважины. Обособленные обводнен­ные пропластки можно отключить как обводненные пласты.

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

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

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

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

 Ограничение притока воды в трещиноватых и трещиновато-пористых пластах.

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

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

Высокой эффективностью характеризуется также использо­вание суспензий полиолефинов (ППП и ПБП), рубракса и высокоокисленных битумов (ВОБ) в виде частиц, широкой фрак­ции от 0,5 до 20 мм. По предложению сотрудников СевКав-НИПИнефти в суспензию дополнительно вводят частицы полу-водного гипса, реагирующие с пластовой водой и повышающие прочность водоизолирующего барьера. Для каждого пласта, характеризующегося определенным раскрытием трещин и по­перечными размерами пор матриц, должны быть подобраны дисперсные системы с соответствующей гранулометрической характеристикой.

Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах.

В призабойной зоне нагнетательных скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых опреде­ляется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем проницаемости трещин существенно разнятся между собой. Тампонирование высокопроницаемых трещин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и новым трещинам. Аналогичное происходит и в призабойной зоне добы­вающих скважин. Работы считаются эффективными, если уда­лось уменьшить поступление воды в один узкий интервал пласта и обеспечить или увеличить поступление ее в другие интервалы. Это можно достичь закачкой суспензии водонерастворимых гранулированных материалов, например, рубракса, высокоокисленного битума, частично гранулированного магния, гранулометрический состав которых соответствует раскрытости трещин.

Менее эффективны суспензии тонкодисперсных материалов, гелеобразующие, коллоидные и другие жидкие составы, так как они поступают во все трещины соответственно их проницаемостям и создают там тампон, а также заиливают поры по­ристых блоков.

Если высокопроницаемая трещина связывает нагнетатель­ную и добывающую скважины, то вода быстро прорывается по ней. Естественно, при наличии такой протяженной одной или системы высокопроницаемых трещин между зонами нагнета­ния и отбора преждевременный прорыв можно предотвратить или ликвидировать только тампонированием трещин в глубине пласта между данными зонами. Локальное тампонирование в призабойной зоне как нагнетательной, так и добывающей скважины может обеспечить только кратковременный эффект. Такие трещины выявлены путем закачки в нагнетательные сква­жины индикаторов (водных растворов красящих веществ) на Тишковском и других нефтяных месторождениях. В настоящее время ведутся исследования по разработке способов создания  потокоотклоняющих  барьеров в глубине пласта.