Особенности ремонта скважин по отведению водопритоков

     Содержание 

1. Причины обводнения нефтяных скважин
1. Обводнение нефтяных скважин, вскрывших однородный пласт с подошвенной водой
2. Опережающее продвижение воды по пропласткам с высокой проницаемостью
3. Возникновение заколонных перетоков
4. Нарушение герметичности обсадной колонны
2. Краткий обзор и анализ методов ограничения водопритоков
1. Методы изоляции и ограничения водопритоков с применением органических полимерных материалов
2. Методы ограничения водопритоков с применением неорганических водоизолирующих материалов
3. Методы изоляции водопритоков с применением кремнийорганических соединений

1. Причины обводнения нефтяных скважин

     В процессе разработки месторождений  проблема ограничения водопритоков в добывающие скважины становится все  более актуальной. Резко возрос объем  скважин, вышедших из бурения и требующих  ремонта по причинам прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположенных к продуктивной зоне воды насыщенных пластов, заколонной циркуляции. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет более 15-20 %. Поэтому в среднем почти в 2 раза увеличивается темп обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации.

     Работа  большого числа скважин из-за высокой обводненности нерентабельна. Такие скважины активно пополняют бездействующий фонд, который в настоящее время насчитывает более 30 тыс. скважин. По отдельным месторождениям Западной Сибири фонд бездействующих скважин составляет 40-50 % эксплуатационного.

     Коротко рассмотрим каждую из перечисленных  форм обводнения нефтяных скважин. 

1. Обводнение  нефтяных скважин, вскрывших  однородный пласт  с подошвенной водой

     В нефтяных залежах, подстилаемых подошвенной  водой, поверхность раздела нефть — вода при отсутствии отбора жидкости из пласта остается неподвижной и практически близка к горизонтальной (рис. 1). С началом отбора нефти подстилающая вода начинает замещать ее место. Поверхность водонефтяного контакта (ВНК) изменяется, принимая форму конуса, вершина которого стремится к забою скважины.

     Скорость  образования водяного конуса и время  прорыва подошвенной воды в нефтяную скважину определяется рядом факторов, среди которых основное значение принадлежит степени анизотропности пласта и темпу отбора жидкости из скважины.

     Точное  решение задачи образования конуса обводнения в нефтяных скважинах сопряжено с большими математическими трудностями. Работы М. Маскета, М. Д. Миллионщикова, П. Я. Полубариновой-Кочиной, И. А. Чарного , Д. А. Эфроса и других исследователей посвящаются решению частных случаев этой сложной задачи. Большинство выполненных исследований ставило своей целью определение величин критического понижения давления на забое несовершенной скважины и ее дебита, при которых конус достигнет забоя скважины, а также ряда других показателей.

     Этими исследованиями установлено, что предельный безводный дебит скважины, эксплуатирующей  однородный изотропный пласт с подошвенной водой, очень мал (дебит скважины, при котором подошвенная вода не проникает в скважину).

     Он  увеличивается с уменьшением проницаемости в вертикальном направлении по сравнению с проницаемостью пород пласта в горизонтальном направлении. Уменьшение глубины вскрытия пласта на величину предельного безводного дебита скважины влияет сравнительно мало. 

2. Опережающее продвижение воды по пропласткам с высокой проницаемостью

     Наличие высокопроницаемых пропластков может дать возможность для преждевременного прорыва в скважину закачиваемой системой поддержания пластового давления воды (или контурных вод), оставляя зоны продуктивного пласта с более низкой проницаемости неохваченными заводнением. Поскольку закачиваемая вода охватывает интервалы самой высокой проницаемости, проницаемость для последующего потока становится даже выше, приводя к увеличению водонефтяного фактора. Имеющиеся данные из описания коллектора дают возможность определять проницаемые для воды пласты, что позволяет моделировать движение жидкости. Аналогично продвижению вод по высокопроницаемым пропласткам, обводнение может происходить при наличии между добывающей и нагнетательной скважиной системы природных трещин. Даже если трещины пересекающие две скважины не соединяются, то вода может главным образом течь через одну трещину вблизи другой трещины или ствола, охватывая лишь небольшую часть продуктивного коллектора. Неверно направленные гидроразрывы могут также создать трещины, которые дают возможность нагнетаемой воде обходить большую часть углеводородов.  

3. Возникновение заколонных перетоков

     Возникновение гидравлической связи (канала) между  водоносными горизонтами и скважиной  является причиной заколонных перетоков. Эта проблема может встречаться в любое время эксплуатации скважины, но более заметна после первоначального заканчивания или стимуляции скважины. Поступление непредвиденой воды в это время является хорошим показателем того, что канал существует. Каналы в кольцевом пространстве обсадная колона - пласт могут быть результатом плохой связи на границе контакта цемента – обсадная колонна или цемента-пласт. Возникновение заколонных перетоков может быть вызвано некачественным цементированием при строительстве, отслоением цемента от обсадной колонны и пород из-за плохой адгезии, разрушением цемента. Разрушение цемента может произойти под воздействием коррозионно активных флюидов, при камулятивной перфорации, при ударах инструмента об обсадную колонну при спуско-подъемных операциях в скважине.  

4. Нарушение герметичности обсадной колонны

     Нарушение герметичности обсадной колонны  обычно обнаруживается при не предполагаемом увеличении добычи воды. Потеря герметичности  обсадной колонны может быть вызвана  коррозионным разрушением, негерметичностью резьбовых соединений, ошибочной перфорацией, образованием трещин в теле труб при превышении допустимого давления истиранием обсадной колонны при работе в ней бурильным инструментом. Наиболее сложным случаем является наличие нарушений герметичности эксплуатационной колонны с низкой приемистостью, определяющихся падением давления при опрессовке. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. Краткий обзор и анализ методов ограничения  водопритоков

     Для предупреждения и ликвидации обводнения скважин применяют различные  способы. Классификация способов предупреждения и ликвидации обводнения скважин  приведена на рис. 2.

     Существующие способы предупреждения и ликвидации обводнения скважин можно разделить на три группы: технологические, механические и физико-химические (изоляция водопритоков).

     Технологические способы предупреждения обводнения скважин:

• качественное и надежное разобщение продуктивных пластов в процессе строительства скважины;
• выбор оптимальной депрессии на пласт при освоении и эксплуатации скважин;
• выбор оптимальной скорости продвижения фронта вытеснения нефти водой, которая должна соответствовать скорости капиллярной пропитки водой пород коллектора;
• подбор режима работы скважины (отбора жидкости) с учетом достижения малой подвижности поверхности водонефтяного контакта в радиусе глубокой депрессионной воронки;
• выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин путем применения тонкодисперсных наполнителей и полимерных составов;
• изменение реологических свойств закачиваемой воды путем применения полимерного заводнения. При этом повышается коэффициент нефтеотдачи за счет предотвращения преждевременного прорыва нагнетаемой воды по отдельным высокопроницаемым пластам;
• форсированный отбор жидкости из пласта. При этом наблюдается снижение соотношения добываемой нефти и воды.

     Механические  способы ликвидации водопритоков из отдельных обводненных пластов или пропластков (отключение «средних» и «верхних» пластов) осуществляют путем установки перекрывающих устройств — специальных пакеров, летучек или стальных гофрированных пластырей. Такие операции выполняют с предварительным цементированием изолируемого интервала цементным раствором с добавлением модифицирующих реагентов или с использованием составов на основе синтетических смол (ТСД-9, ТС-10, фенолоформальдегидных, мочевиноформальдегидных, состав «Ремонт» и др.).

     Физико-химические способы изоляции водопритоков основаны на применении специальных реагентов и составов, которые закупоривают пути притока воды к скважине при сохранении проницаемости нефтенасыщенной части пласта. В зависимости от механизма и особенностей образования закупоривающего вещества способы изоляции разделяют на селективные и неселективные (неселективные и селективные материалы).

     Неселективные материалы практически в одинаковой степени закупоривают (изолируют) как  водонасыщенные, так и нефтенасыщенные пласты. Эффект изоляции водопритоков незначителен, возможно снижение добычи нефти. Используют неселективные материалы на основе неорганических и органических соединений.

     Составы на основе неорганических соединений: на основе цемента и других минеральных  вяжущих; пеноцементы; дисперсии неорганических веществ (глина, мел, сера и др.); на основе силикатов, включающие гелеобразователь и другие добавки.

     Составы на основе органических соединений: на основе синтетических смол (полимеров); на основе кремнийорганических соединений, включающие воду и другие гелеобразователи.

     Наиболее  часто применяют материалы селективного действия.

     К селективным относятся методы, которые основаны на применении реагентов и составов, обеспечивающих избирательное снижение проницаемости только водонасыщенной части пласта.

     Как правило, любой материал не может  обладать абсолютной селективностью (избирательностью). Селективный материал снижает проницаемость обводненных пластов в большей степени, чем нефтенасыщенных. Между селективными и неселективными материалами нет резкой границы. Неселективные материалы при определенных условиях или технологических приемах обеспечивают некоторую селективность.

     Селективность (реагента, состава, метода) проявляется  в зависимости от свойств реагента, состава пород и геологического строения пластов (число и мощность пропластков, неоднородность их по проницаемости, проницаемость продуктивного пласта).

     Селективность материала (реагента, состава) зависит  от следующих факторов:

• способность вступать в реакцию с водой с образованием закупоривающего вещества (осадок, гель, твердое вещество);
• способность вступать в реакцию с солями, содержащимися в воде, с образованием закупоривающего вещества (осадок, гель, твердое вещество);
• неспособность реагента к взаимодействию с нефтью с образованием закупоривающего вещества или стойкой водонефтяной эмульсии;
• способность к адсорбции на поверхности водонасыщенных пород, в том числе гидрофобизация порового пространства;
• способность к образованию эмульсий и пен, неустойчивых в углеводородах;
• гидрофильность состава, которая способствует преимущественной фильтрации в водонасыщенные, более проницаемые интервалы пласта;
• отсутствие адгезии закупоривающего вещества с нефтенасыщенными породами пласта;
• способность дисперсных материалов к набуханию (увеличению объема) в воде и уменьшению объема или растворению в нефти.

     Для изоляции водопритоков применяют следующие  селективные материалы: составы на основе неорганических соединений; составы на основе органических соединений; эмульсионные растворы и пены; гидрофобизирующие составы и реагенты; сульфатвостанавливающие бактерии.

     К составам на неорганической основе относят: цементные растворы на углеродной основе; составы на основе силикатов; составы на основе гидрогелей металлов.

     К составам на органической основе относят: составы на основе кремнийорганических  соединений; растворы полимеров и полимерные составы; дисперсии водонабухающих полимеров и других веществ; составы на основе нефти и нефтепродуктов; составы на основе карбоновых кислот, ароматических углеводородов и их соединений.

     Эмульсионные  растворы и пены: гидрофобные эмульсии II рода; гидрофильные эмульсии I рода; пены на основе ПАВ и аэрированные растворы.

     Гидрофобизирующие составы: растворы катионных ПАВ и ПАВ других классов; нефтепродукты и другие вещества (смолы, парафин, асфальтены).

     В последние годы в России и за рубежом  разработаны реагенты и составы  для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах.

     Возросло  число изоляционных работ с применением цемента как наиболее доступного и дешевого материала. При использовании цемента можно получить положительные результаты при изоляции притока воды только в некоторых случаях (например, установка цементного моста при переходе на вышележащий горизонт).

     Использование цементных растворов для ограничения  притока воды не эффективно из-за их низкой фильтруемости в пласт, высокой плотности, что может вызвать их поглощение и гидроразрыв пласта, большой фильтратоотдачи (ухудшения подвижности раствора, кольматации продуктивной зоны и усложнения освоения скважины); низкой механической прочности (растрескивание камня при повторной перфорации); низкой коррозионной стойкости и др. Технологии РИР с применением цемента, как правило, малоэффективны, имеют малый межремонтный период (в основном 2-3 мес), низкую успешность (в среднем 30-35 %).

     В целях снижения отрицательного влияния на продуктивность пластов цементной суспензии на водной основе, для затворения цемента, предложены углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть, керосин и др.) с добавкой поверхностно-активных веществ. Однако использование цементных составов в некоторых случаях приводит к снижению проницаемости продуктивного пласта.

     Для предотвращения закупоривания нефтенасыщенных пластов применяют материалы, обладающие селективными свойствами и хорошо фильтрующиеся в пористую среду. Их изолирующие свойства основаны на способности к образованию нерастворимых осадков или гелей только при взаимодействии с водой или растворами солей. При этом проницаемость нефтенасыщенных пластов сохраняется. Известны составы на основе водных дисперсий латекса, мылонафта, сополимеров акриловых кислот, жидкого стекла, солей алюминия, железа и свинца. Для повышения нефтеотдачи пластов и изоляции водопритоков успешно применяют гелеобразующие составы (ГОС) на основе полиакриламида и солей хрома или алюминия.

     Используют  селективные материалы на основе углеводородов, включающих асфальтены, смолы, битум, гудрон. В однонасыщенных пластах происходят адсорбция и накопление осадков, гидрофобизации порового пространства. В нефтенасыщенных пластах эти вещества растворяются и не закупоривают пласт. Находят применение составы на основе синтетических смол (высокомолекулярных соединений), которые позволяют получать водоизолирующий экран повышенной прочности. Используют составы на основе смолы ТСД-9, ТС-10, полиуретанов.

     В АО «Татнефть» проведены работы по селективному ограничению водопритоков обратными водонефтяными эмульсиями на основе материала «Полисил-ДФ», Эмульгатор «Полисил-ДФ» является твердым неионогенным ПАВ. В качестве углеводородной фазы используют нефть, дизельное топливо, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), гексан.

     Получены  следующие результаты: дебит жидкости снизился в 2 раза; дебит нефти увеличился на 50-85 %; дополнительная годовая добыча нефти на одну скважину составила 400-800 т; обводненность снизилась на 12 %; продолжительность эффекта — более года.

     Для водоизоляционных работ испытана технология с применением водонабухающих полимеров марки АК-639.

     Для изоляции водопритоков применяют высоковязкие эмульсии. Так, за основу разработки селективного водоизолирующего состава ДНПХ-87 взята способность к образованию высоковязких эмульсий углеводородного раствора ПАВ при смешении его с пластовыми и закачиваемыми водами различной минерализации.

     Известны  составы для изоляции водопритоков на основе синтетических смол, которые  отверждаются в пласте под действием температуры и катализаторов. Такие составы не являются селективными, они одинаково отверждаются в углеводородсодержащих и обводненных коллекторах.

     Для устранения этого недостатка было предложено использовать составы на основе олигоорганоалкокси(хлор) и хлорсилана. Но и эти составы обладают существенным недостатком, так как при поликонденсации их в порах пласта происходит усадка и образуется малый объем закупоривающего материала.

     В работах Сургучева М.Л. предложен состав, включающий углеводородную жидкость, раствор хлористого кальция, едкий натр, раствор синтетических жирных кислот и продукт переработки кубового остатка отхода производства тетраэтоксисилана. Продукт переработки кубового остатка отхода производства тетраэтоксисилана гидролизуется при контакте с водой нефтегазовых пластов, а образующееся в результате гидролиза твердое вещество обладает проницаемостью по нефти и непроницаемостью по воде. Состав позволяет повысить тампонирующую способность, продлить межремонтный период, увеличить коэффициент эксплуатации скважины и добычу нефти.

     В последние годы разработаны и нашли широкое применение водоизолирующие кремнийорганические составы типа АКОР. 

1. Методы  изоляции и ограничения  водопритоков с применением органических полимерных материалов

     Методы, основанные на использовании водорастворимых полимеров акрилового ряда, нашли широкое применение у нас в стране и за рубежом. В качестве водоизолирущего материала из акриловых полимеров используются в основном гидролизованный полиакрилнитрил (гипан) и полиакрил амид.

     1. Селективный характер закупорки  водонасыщенных пор продуктивного пласта гипаном основан на коагуляции его под действием ионов поливалентных металлов солей пластовой воды и сохранения жидкого состояния в углеводородной среде. Свойства образующегося при этом закупоривающего материала и характер закупорки зависят от ряда факторов: температуры, концентрации раствора полимера, концентрации и природы ионов электролита, проницаемости пород, объема закачки раствоpa полимера и т.д. Успешность использования гипана в значительной степени зависят от концентрации солей в пластовой воде. При концентрации солей менее 160 г/л эффективность изоляции гипаном резко падает. Применение гипана возможно только при высокой минерализации пластовой воды.

     Довольно  широко гипан применялся на месторождениях Татарии, Башкирии, Саратовской области. Успешность работ, по данным разных исследователей, составляет 28-80%. В ряде работ для изоляции гипаном слабоминерализоанных вод предлагается дополнительно использовать гелеобразователи, например, предварительно закачивать в пласт 30%-ный раствор хлористого кальция и затем раствор гипана и хлористого кальция. Закачка в пласт электролита повышенной концентрации улучшает структурообразование гипана и способствует упрочнению коагулянта. Однако продолжительность полученного эффекта низка, так как после освоения скважины коагулянт промывается все новыми порциями низкоминерализованной пластовой води и разрушается. Кроме хлористого кальция, в качестве гелеобразователей предлагается использовать азотнокислый свинец, хлорное железо, дигидрофосфат калия. Использование предлагаемых способов может повысить эффективность применения гипана, но не решит проблемы его применения при низкоминерализованной и пресной воде. Кроме того, применение гелеобразователей гипана в большинстве случаев лишает способ селективности.

     Таким образом, применение гидролизованного полиакрилонитрила в качестве водоизолирующего материала ограничено минерализацией пластовых вод. Минерализация пластовых вод газовых и нефтяных месторождений Западной Сибири слабая (2-70 г/л), технологичность гипана невелика при низких температурах окружающей среды (водные растворы гипана в зимних условиях застывают). Следовательно, применение гипана и составов на его основе в условиях Западной Сибири нецелесообразно.

     2. Для селективной изоляции водопритоков применялся полиакриламид (ПАА) (аналог гипана по химической природе), который может использоваться в чистом виде или в виде частично гидролизованного продукта. Применение ПАА в качестве водоизолирующего материала основано на способности его селективно влиять на проницаемость пористых сред для углеводородов и воды. После обработки пористой среды раствором частично гидролизованного полиакриламида проницаемость ее для воды снижается в несколько раз без существенного уменьшения для углеводородов. Для получения положительного эффекта при изоляции необходима закачка в пласт больших объемов разбавленных водных растворов ПАА. Опытно-промышленные испытания растворов ПАА в качестве селективного водоизолирующего состава проводились в 1968-1977 гг. на Арланском нефтяном месторождении Башкирии, на месторождениях Белоруссии и Краснодарского края. Короткий межремонтный период, необходимость закачки в нефтенасыщенный пласт больших объемов водных растворов ПАА, трудности при приготовлении растворов, низкая технологичность в зимних условиях не позволили широкого применения данного метода изоляции водопритоков.

     3. Особый интерес представляет разработка селективных водоизолирующих составов на основе полиуретановых полимеров. В нашей стране возможность использования полиуретанов в нефтедобыче впервые изучена в КазНИПИнефти, во ВНИИ и институте океанологии АН СССР совместно с ПО Азнефть. Определены возможности изоляции водопритоков в скважинах с помощью полиуретанов и составов на основе полиуретанового полимера, накоплен опыт их практического применения при ремонтно-изоляционных работах.

     Первые  предложения по использованию полиуретанов для изоляции водоносных пластов  с температурой 90-150°С изложены в патентах США. Многие работы наших исследователей посвящены изучению водоизолирующих свойств уретанового формополимера УФП-50, представляющего собой 50%-ный ацетоновый раствор сополимера толуилендиизоцианата с полиоксипропиленгликолем и содержит 5-6% концевых изоционатовых групп. Реагент обладает высокой чувствительностью к воде, при контакте с которой он отверждается менее чем за час и превращается в плотную каучукообразную массу. При смешении с нефтью, содержащей небольшое количество воды, реагент приобретает вязкоупругие свойства через 1 сут. с переходом в каучукообразную массу через 5 сут. Первые опытно-промышленные испытания технологии изоляции водопритоков композицией полиуретанового полимера проведены в 1982-1984 гг. на месторождении Узень ПО Мангышлакнефть и в НГДУ Лениннефть ПО Азнефть.

     Обобщение и анализ зарубежных и отечественных  исследований по определению возможности  изоляции водопритоков полиуретанами  показывает, что действие составов, разработанных на основе полиуретанов, и технология их применения связаны  с получением изолирующего материала  при взаимодействии полимерной композиции с водой, находящейся в порах, трещинах пласта. Высокая степень  реакционной способности полимера и отверждения по всей массе с  увеличением объёма независимо от минерализации  воды, возможность регулирования  фильтруемости в пористую среду, сроков полимеризации в зависимости от конкретных условий позволяют считать полиуретаны наиболее перспективными тампонирующими материалами.

     Фактором, ограничивающим широкое применение полиуретанов, является температура: уретановые смолы могут использоваться при обработке пласта с температурой 90-150 С. Высокая скорость конденсации полиуретанов в присутствии воды препятствуют закачке больших объемов реагента в пласт и созданию водоизолирующего экрана необходимого размера.

     С целью замедления сроков отверждения  и расширения температурного диапазона  применения (ниже 90 С) реагентов предлагается использовать композицию на основе полиуретанового  клея КИП-Д и зеленого масла. Основным компонентом клея является формополимер на основе сложного полиэфира и дифенилметандиизоцианата. Введение зеленого масла в композицию замедляет сроки ее отверждения в 2-3 раза, что позволяет закачивать необходимые объемы водоизолирующего реагента в пласт.

     4. Разработанная в условиях нефтяных месторождений Татарии технология ограничения притока воды с применением нефтесернокислотных смесей (НСКС) обусловлена снижением фазовой проницаемости водонасыщенного интервала для воды, а также механической закупоркой водопроводящих каналов вязким гудроном, образующимся при взаимодействии тяжелых компонентов нефти с серной кислотой. Одновременно с образованием вязкого гудрона вследствие взаимодействия серной кислоты породой пласта образуется гипс, который создает более прочную тампонирующую смесь, что также улучшает эффект изоляции. Из нефтенасыщенных интервалов образующийся гудрон вымывается, растворяясь в пластовой нефти, что обуславливает селективный характер воздействия НСКС на нефтенасыщенный пласт.

     На  нефтяных месторождениях Татарии с  использованием нефтесернокислотной смеси ограничение водопритоков в 1978-1983 гг. проведено более чем в 350 скв.. Дополнительно из обводненных пластов извлечено 0,659 млн.т. нефти, изолировано 11,8 млн. м³ воды. На одну эффективно обработанную скважину дополнительно добыто 1972 т нефти и изолировано 35 тыс.м³ воды.