Отключение обводненных пластов: роль, технологии, проблемы и состояние на примере скважин месторождений ООО "РН-Пурнефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

АО НПФ "Геофизика"

Отключение обводненных пластов: роль, технологии, проблемы и состояние на примере скважин месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз»

Уметбаев Виль Гайсович

доктор наук, профессор, профессор

Отключение пластов в скважинах является необходимым элементом регулирования разработки многопластовых месторождений нефти и газа. Оно обусловлено различием в геологическом строении пластов (толщина, коллекторские свойства), приводящим к разновременности их выработки и, соответственно, обводнения, особенно в условиях заводнения [1,2]. Часто применяемыми технологиями отключения нижнего обводненного пласта являются установка цементного моста без давления и под давлением в зависимости от геолого-технического состояния скважины, намыв песчаной пробки в комбинации с цементным мостом, установка взрыв-пакера отдельно и взрыв-пакера в комбинации с цементным мостом.

С точки зрения технологии и достижения однозначного результата ремонтно-изоляционных работ (РИР) отключение нижнего пласта не вызывает трудностей при условии герметичности заколонного пространства между перфорированными пластами. Сложными и трудоемкими являются РИР по отключению верхних и промежуточных пластов. Это обусловлено необходимостью достижения полной и долговременной герметичности интервала отключенного (верхнего, промежуточного) пласта под воздействием постоянной депрессии в процессе эксплуатации нижнего пласта и различных гидродинамических и механических нагрузок во время ремонта скважин. РИР по отключению верхних (промежуточных) пластов проводятся с использованием тампонирования и технических средств. К последним относятся пакеры, пластыри, колонны-леечки, профильные перекрыватели [3, 6, 8].

Для отключения верхнего (промежуточного) пласта используются два пакера, устанавливаемые ниже и выше объекта отключения [4]. Применение одного пакера может быть целесообразным как дополнительное средство отключения после тампонирования верхнего пласта, не обеспечившего его полной герметизации, или в других случаях, в зависимости от гидродинамической характеристики пласта. Основным недостатком применения пакеров является преждевременная потеря герметичности резиновых элементов (особенно отечественного производства) и невозможность воздействия на эксплуатируемый нижний пласт по затрубному пространству.

Отключение верхнего пласта пластырем проводится путем установки против объекта изоляции специальной гофрированной трубы толщиной стенок 3 мм (пластыря), через которую протягивают дорнирующую головку (ДОРН). При этом достигается плотный контакт пластыря с внутренними стенками эксплуатационной колонны [5, 6, 8]. Герметичность контакта достигается также за счет герметизирующего состава, наносимого предварительно на внешнюю поверхность гофрированной трубы. Основным недостатком металлических пластырей является величина допустимой депрессии в процессе эксплуатации скважины, не превышающая 9 МПа. По этой причине использование металлических пластырей для отключения верхнего пласта и восстановления герметичности эксплуатационных колонн в последние годы прекратилось почти полностью. Первоначальный разработчик пластырей ОАО НПО «Бурение» модернизировал устройства ДОРН и разработал технологию установки двухслойных пластырей толщиной стенок 6 мм, рассчитанных для применения в скважинах глубиной до 2000 м и при депрессии до 20 МПа. Ремонтные работы в 11 скважинах ОАО «РН-Краснодарнефтегаз» показали 100%-ную успешность новой технологии [6]. Недостатком ее является уменьшение внутреннего диаметра колонны на 12 мм, то есть в 2 раза больше по сравнению с обычным (однослойным) пластырем.

Известна технология отключения верхнего девонского пласта Д1 после предварительного его тампонирования путем спуска колонны- летучки на Сатаевском месторождении ОАО «Башнефть» [9]. Колонна-летучка представляет собой 114-мм безмуфтовые нефтепроводные грубы толщиной стенок 9 мм (резьбы на концах труб нарезаются в промысловой мастерской). Колонна-летучка со специальной компоновкой спускается в скважину на 73-мм бурильных трубах. Специальная компоновка обеспечивает оставление цементного стакана минимальной высоты в колонне-летучке, что облегчает его разбуривание. Недостатком технологии являются трудоемкость работ по подготовке нефтепроводных труб и значительное уменьшение внутреннего диаметра основной эксплуатационной колонны.

Профильные перекрыватели конструкции ТатНИПИнефть [10] применяются в России с 1980 г., в основном, для восстановления герметичности эксплуатационных колонн. Они могут использоваться и для отключения верхнего пласта. Технология их применения несколько проще по сравнению с установкой пластыря. Профильные перекрыватели с разборными чугунными башмаками производятся из профильных труб Первоуральского завода «Новотрубный» и с 2003 г. их выпуск освоен заводом ЗАО «Перекрыватель» (РТ). Толщина стенок перекрывателя 5 мм (для сравнения: толщина стенок пластыря 3-6 мм). Известен случай установки перекрывателя максимальной длиной 29 м на глубине 2550 м при угле наклона скважины 30° для восстановления герметичности эксплуатационной колонны, нарушенной фрезером в процессе аварийных работ. Технология установки перекрывателя в колонне включает в себя проведение следующих операций: калибровка колонны с помощью расширителя и центратора, спуск перекрывателя в интервал изоляции, выравнивание его избыточным внутренним давлением и развальцовка. Герметизация контакта перекрывателя с колонной достигается за счет герметика и увеличения диаметров перекрывателя и пакеров, устанавливаемых на верхнем и нижнем его концах в процессе развальцовки. К настоящему времени профильные перекрыватели использованы при ремонте 70 скважин в различных регионах страны, общая успешность около 93%. Из 24 скважин ОАО «Татнефть» 10 скважин после РИР нормально эксплуатировались более 10 лет, из них 2 скважины - более 15 лет и 3 скважины - более 20 лет.

Несмотря на наличие технических средств и перспектив их более широкого применения из-за меньшей трудоемкости и сравнительно лучших технико-экономических показателей, основным методом отключения пластов из эксплуатации продолжает оставаться тампонирование. Это происходит, по-нашему мнению, по двум основным причинам. Во-первых, тампонирование, в случае обоснованности выбранной технологии, обеспечивает надежную и долговременную изоляцию перфорированного интервала пласта за счет достижения большей глубинности изоляции пласта, распространяющейся за пределы каналов перфорации. Кроме того, при тампонировании одновременно может достигаться изоляция возможных каналов (трещин) в цементном кольце, находящемся в межпластовом заколонном пространстве. Но эта причина не всегда осознается специалистами-практиками, что часто подтверждается поверхностным отношением к выбору технологии и, соответственно, недостаточной успешностью РИР. Вторая, возможно основная, причина наибольшего применения тампонирования заключается в освоенности его технологии, когда процессы приготовления и закачивания привычного для каждого инженера-технолога и рабочего цементного раствора доведены почти до «автоматизма», объемы раствора также хорошо известны - это около 3 м3 или половина объема мерной емкости цементировочного агрегата.

Для успешного использования тампонирования при отключении верхнего пласта реологические и прочностные свойства тампонажного раствора должны соответствовать гидродинамическим характеристикам объекта изоляции (приемистость, давление) и геолого-техническим условиям эксплуатации скважин после РИР (депрессия на пласт, расстояние между пластами). Поэтому, наряду с цементными растворами, используются так называемые легкофильтрующиеся тампонажные растворы, отверждающиеся во всем объеме с образованием прочного полимера. К ним относятся различные синтетические смолы, растворы на основе акриловых соединений и др. [1, 2, 4]. Перспективы использования для отключения верхнего пласта цементного раствора связаны с изменением их свойств в сторону мелкодисперсности, стабильности, повышения адгезии путем введения в цементы различных полимерных добавок [11, 12].

Исходя из приведенного выше краткого экскурса в существующие сегодня технологии РИР по отключению обводненных пластов, ниже приводятся обобщенные результаты анализа состояния РИР при эксплуатации скважин ООО «PH-Пурнефтегаз» (период 2004-2006 гг.). На 01.01.07 здесь находилось в разработке 15 месторождений с количеством продуктивных пластов от 3 до 13, на балансе было 3693 нефтяных скважин. Среднегодовая обводненность скважин составляла около 75%, при этом продукция около 730 скважин была обводнена выше 90%. Таким образом, РИР по отключению обводненных пластов в скважинах (конечно, в различной степени на отдельных месторождениях) ООО «РН-Пурнефтегаз» были востребованы.

Отключение нижнего обводненного пласта. В течение 2004- 2006 гг. РИР с использованием цементного раствора проведены в 25 скважинах успешностью 76% и продолжительностью эффекта 10 мес., в результате которых обводненность продукции снизилась с 85 до 66%, дополнительно добыто более 45 тыс. т нефти и снижена добыча воды почти на 140 тыс. т (рис. 1).

Рисунок 1. Показатели РИР по отключению нижних обводненных пластов

В принципе, успешность этого вида РИР должна быть 100%-ной. Недостижение этого уровня в анализируемых скважинах может быть объяснено двумя причинами. Во-первых, проведением РИР без достаточного контроля герметичности цементного кольца между отключаемым и ближайшими продуктивными пластами. Во-вторых, неоправданной надеждой на продуктивность и степень обводнения остающихся в эксплуатации пластов после РИР. Это может происходить в условиях отсутствия достоверных данных по каждому эксплуатируемому пласту (объекту разработки), для получения которых необходимо проведение периодических промыслово-геофизических, гидродинамических, геохимических и других исследований.

Отключение промежуточного (среднего) пласта. Объемы этих работ небольшие (рис. 2). Так, в 2004 г. проведен единственный безуспешный ремонт, приведший к увеличению обводненности с 85 до 95%, потере добычи нефти (133 т) и увеличению добычи воды (947 т) при увеличении дебита жидкости с 12 до 19 м3/сут. Причиной безуспешности РИР может быть недостижение надежной изоляции среднего пласта с использованием цементного раствора, увеличение отборов жидкости почти в 1,6 раза, отсутствие значительной разницы в степени обводненности отдельных пластов (каждой в отдельности или в различных сочетаниях). Оба ремонта 2005 г. также оказались безуспешными при снижении дебита жидкости в 1,5 раза, нефти с 7,5 до 5,5 т/сут и практически неизменной обводненности (75 и 73%)- За анализируемый период добыча нефти снизилась на 1,7 тыс. т, добыча воды на 7,7 тыс. т. По результатам РИР можно предположить о недостаточной обоснованности режима эксплуатации скважин после РИР, значительной обводненности остающихся в эксплуатаций пластов при перетоке жидкости между перфорированными пластами (интервалами). Все это привело к вынужденному снижению отборов жидкости после РИР.

В 2006 г. РИР проведены в 3 скважинах, из них в 2 скважинах с использованием в качестве тампонажного раствора «Пластик КС» и в 1 скважине - цементного раствора. Успешным оказался только один ремонт, проведенный путем закачивания в пласт пластика. Но даже в них условиях средняя обводненность продукции 3 скважин снизилась с 89 до 35% при уменьшении дебита жидкости с 24 до 11,4 м Усут (в 2,1 раза) и увеличении дебита нефти с 2,3 до 7,4 т/сут. Эти результаты получены, в основном, за счет скважины, в которой РИР оказались успешными. «Пластик КС» представляет собой двухкомпонентный отверждающийся тампонажный состав на основе синтетической смолы. В ходе схватывания происходит выделение масти воды и упрочнение тампонажного камня.

Приведенные выше данные подтверждают сложность РИР по отключению промежуточных пластов, когда и сверху и снизу объекта изоляции расположены другие перфорированные пласты (интервалы), и, возможно, недостаточную обоснованность отключения его и выбора технологии.

Рисунок 2. Показатели РИР по отключению средних (промежуточных) пластов

Отключение верхнего обводненного пласта. За 2004-2006 гг. РИР проведены всего в 17 скважинах успешностью 41% и продолжительностью эффекта 5,6 мес. При средних величинах уменьшения дебита жидкости с 25 до 13 м³/сут, снижениив обводненности с 88 до 61% и увеличении дебита нефти с 3,0 до 13 т/сут за анализируемый период дополнительно добыто 27,7 тыс. т нефти, т.е., в 1,6 раза меньше, чем в случае отключения нижнего пласта, а добыча воды уменьшилась на 4,3 тыс. т. (рис. 3).

Рисунок 3. Показатели РИР по отключению верхних пластов

Полученные результаты РИР по отключению верхних пластов лишний раз доказывают низкую эффективность этого вида ремонта скважин, прежде всего, с точки зрения достижения долговременной герметизации объекта изоляции. Эти данные согласуются с результатами аналогичного вида РИР в других нефтедобывающих регионах и обостряют необходимость совершенствования технологий методами тампонирования в направлениях применения легкофильтрующихся высокопрочных высокоадгезионных тампонажных растворов и обоснования применения технических средств в зависимости от фактических гидродинамических условий в заколонном пространстве объекта изоляции и прилегающего к нему итервала.

В целом, в течение 2004-2006 гг. РИР по отключению нижних, Средних и верхних пластов (вместе взятых) проведены в 51 скважине месторождений ООО «PH-Пурнефтегаз» со следующими результатами: успешность - 66%, продолжительность эффекта - 9,3 мсс., прирост среднесуточной добычи нефти - 4,1 т/сут, накопленная дополнительная добыча нефти - 98 тыс. т, ограничена добыча воды на 184 тыс. т (рис. 4).

Рисунок 4. Показатели РИР по отключению обводненных пластов за 2004-2006 гг.

Результаты РИР по отключению нижних, средних и верхних пластов по отдельным месторождениям следующие: на Комсомольском месторождении за анализируемый период РИР проведены в 15 скважинах успешностью всего 33%,продолжительностью эффекта всего 1,4 мес., снижением среднесуточного дебита нефти и незначительным снижением обводненности (с 89 до 86%). Накопленная добыча нефти уменьшилась на 2,3 тыс. т, изолировано воды 14,5 тыс. т.

На Южно-Харампурском месторождении аналогичные РИР проведены в 10 скважинах успешностью 70%, продолжительностью эффекта 13 мес., приростом дебита нефти на 4,5 т/сут (5,5 и 10 т/сут до и после РИР), увеличением обводненности продукции с 35 до 46%. Дополнительная накопленная добыча нефти после РИР - 25,7 тыс. т, а добыча воды увеличилась на 26,8 тыс. т. Последнее может быть объяснено увеличением отборов жидкости после РИР в 2,2 раза (8,5 и 18,7 м3/сут до и после РИР).

На Харампурском месторождении пласты отключены в 7 скважинах со 100%-ной успешностью, продолжительностью эффекта - 13,3 мес., снижением обводненности продукции с 94 до 43%, приростом дебита нефти на 6,9 т/сут. В результате дополнительно добыто 16,4 тыс. т нефти и изолировано 43 тыс. т воды.

Как видно из приведенных данных, наименее благополучная обстановка в области обоснования отключения пластов и технологии РИР имеет место на Комсомольском месторождении. Возможно, такая картина объясняется превалирующим количеством отключений средних и верхних пластов.

Для оценки результатов РИР в зависимости от применяемых 1лмпонажных растворов (одного из основных элементов при выборе технологии РИР) в таблице приведены данные об успешности РИР по отключению нижних, средних и верхних пластов с использованием цементного раствора и пластика. С закачиванием цементного раствора пласты отключены всего в 49 скважинах успешностью по нефти - 67% (по годам изменяется : 66; 68 и 66%). Из них в 25 скважинах отключены нижние пласты (успешность 76%), в 4 скважинах - средние пласты (безуспешно) и 15 скважинах - верхние пласты (успешность 40%). Приведенные результаты наглядно показывают, что возможности грубо дисперсного цементного раствора для полной герметизации средних и верхних пластов ограниченны из- за низкой фильтрации его в пористую среду. Это положение подтверждается значительной успешностью применения цементного раствора для отключения нижнего пласта путем установки цементного моста (пробки) внутри эксплуатационной колонны.

По результатам укрупненного анализа состояния РИР по отключению обводненных пластов из эксплуатации в скважинах месторождений ООО «PH-Пурнефтегаз» может быть сформулировано следующее заключение.

РИР по отключению промежуточных (средних) и верхних пластов продолжают оставаться наиболее сложными и низкоэффективными, что подтверждается результатами анализа ремонтов скважин ООО «PH-Пурнефтегаз»: успешность первых - 16%, вторых - 41%.

Успешность РИР по отключению нижнего пласта на уровне 76% мг соответствует сущности проведения этого вида ремонта путем создания в эксплуатационной колонне изолирующей пробки (моста) из затвердевшего цементного раствора и не «достигает» потенциала (100%). Возможными причинами этого являются недостаточное внимание контролю герметичности цементного кольца между продуктивными пластами и определению состава добываемой жидкости отдельно по каждому пласту (при исключении негерметичности изолирующей пробки).

Установлена низкая успешность применения цементного раствора для отключения верхнего пласта (40%) и безуспешность его для отключения среднего пласта, что обусловлено, в основном, его низкофильтрующимися свойствами.

Ограниченное применение пластика (4 скважины) не позволяет корректно оценить степень его потенциальной успешности, несмотря на его значительно лучшие фильтрующиеся, прочностные и адгезионные свойства.

Целесообразно увеличение объемов работ по отключению верхних (средних) пластов путем установки профильных перекрывателей и пакеров при отсутствии заколонных перетоков между пластами, что будет способствовать улучшению технико-экономических показателей РИР.

Успешность РИР по отключению пласта с точки зрения конкретно использованной технологии должна определяться только герметичностью объекта изоляции, оцениваемой после разбуривания моста путем гидравлической опрессовки и снижения уровня жидкости в скважине. Эффективность РИР, которая определяется по дополнительной добыче нефти и изолированной воде, зависит и от герметичности отключенного пласта, и от фактических показателей эксплуатации скважины после РИР по другому пласту (дебиты, обводненность, режим). Поэтому результаты РИР необходимо оценивать дифференцированно по двум показателям - успешности и эффективности, что будет способствовать объективной оценке уровня применяемых технологий и обоснованности отключения пласта с точки зрения характера и степени выработки как отключаемого, так и переходного пластов.

В целом объемы ремонтных работ по отключению пластов небольшие и составляют около 7% по отношению к фонду скважин, обводненных выше 90%, в том числе по отключению верхних пластов - около 2%. Основным методом РИР является тампонирование с использованием традиционного цементного раствора в количестве 2-3 м3 (иногда до 4 м3). Практически не применяются технические средства, полимерные тампонажные растворы используются в единичных скважинах. Для повышения успешности РИР необходимо строгое обоснование выбора технологии в соответствии с конкретными гидродинамическими условиями в отключаемом пласте и геолого-техническими условиями эксплуатации скважины после РИР[13].

Успешность РИР по отключению обводненных пластов с использованием цементного раствора и пластика

Список литературы

месторождение нефть обводненный пласт

1. Солоницин С.Н., Светлакова А.Н., Масагутов Р.Х.О ТЕКТОНИКЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВНУТРЕННЕГО БОРТА ЮРЮЗАНО-АЙСКОЙ ВПАДИНЫ //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1999. № 4. С. 2.

2. Масагутов Р.Х., Козлов В.И., Андреев Ю.В., Иванова Т.В. О ПЕРСПЕКТИВАХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОГО БАШКОРТОСТАНА //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1997. № 1. С. 2.

3. Иркабаев Д.Р., Ленский В.А., Адиев А.Я. СКВАЖИННАЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, ТЕХНОЛОГИИ И ВОЗМОЖНОСТИ //Бурение и нефть. 2014. № 5. С. 35-40.

4. Ленский В.А., Ахтямов Р.А. ВЫЯВЛЕНИЕ И ОЦЕНКА ТЕКТОНИЧЕСКОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПО ДАННЫМ НЕПРОДОЛЬНОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ //Каротажник. 2012. № 3. С. 83-91.

5. Адиев Я.Р., Валеев Г.З., Коровин В.М., Ленский В.А., Шилов А.А., Хакимов Х.Г. СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ГЛУБИНЫ ПРИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ) //патент на изобретение RUS 2375568 30.09.2008.

6. Ленский В., Каплин И. ОЦЕНКА РИСКОВ //Экономика и ТЭК сегодня. 2009. № 11. С. 29.

7. Ленский В.А., Адиев Р.Я., Ахтямов Р.А., Бачурин Н.А., Шапоренко С.Н. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НВСП НА НЕФТЯНЫХ ОБЪЕКТАХ ЗАПАДНОГО ОРЕНБУРЖЬЯ //Технологии сейсморазведки. 2008. № 4. С. 87-92.

8. Ленский В.А., Еникеев В.Н., Ишбулатова А.Л., Чижов С.И., Делия С.В., Брыжин А.А. О ВОЗМОЖНОСТИ ОЦЕНКИ ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО УПРУГИМ СВОЙСТВАМ //Каротажник. 2005. № 1. С. 90-100.

9. Ленский B.А. ПРОБЛЕМЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ВОЛНОВОГО ПОЛЯ ПРИ ВСП //Геофизика. 2004. № 4. С. 13-18.

10. Талалай А.Г., Макаров А.Б., Цыпин Е.Ф. ТЕХНОГЕННЫЕ ОБРАЗОВАНИЯ. ОПЫТ ИССЛЕДОВАНИЙ //Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 2004. № 3. С. 88.

11. Талалай А.Г., Глушкова Т.А., Макаров А.Б., Игумнов С.А., Локтионов О.Э. МЕТОДОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ РАДИОАКТИВНОЙ И РЕДКОМЕТАЛЬНОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ТЕХНОГЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УРАЛА //Российский геофизический журнал. 1998. № 9-10. С. 65.

12. Талалай А.Г., Макаров А.Б., Глушкова Т.А. РЕДКИЕ ЭЛЕМЕНТЫ В ОТХОДАХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРОИЗВОДСТВ УРАЛА //Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 1995. № 10-11. С. 185.

13. Глушкова Т.А., Демехов Ю.В., Мазур С.В., Машкин А.И., Перелыгин В.Т., Савин Е.А., Талалай А.Г. ПРИМЕНЕНИЕ СКВАЖИННЫХ ПРИБОРОВ КАРОТАЖА НЕЙТРОНОВ ДЕЛЕНИЯ ПРИ РАЗВЕДКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УРАНА // Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 2012. № 3. С. 165-168.

Размещено на Allbest.ru