РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ И ВОДОПЕРЕТОКОВ В СКВАЖИНАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО "РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ"
В.М.Строганов, В.М.Мочульский, А.В.Сахань
ОАО "РосНИПИтермнефть"
А.М.Строганов, В.И.Дадыка, И.В.Михеева
ООО НПФ "Нитпо"
Необходимость разработки эффективной технологии изоляции водопритоков и водоперетоков возникла в результате интенсивного обводнения нефтяных скважин на месторождениях ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз». Работы по изоляции водопритоков проводились на трех месторождениях: Барсуковское, Верхне-Пурпейское и Северо-Харампурское. Водоизоляционные работы были проведены по основным объектам данных месторождений: Барсуковское — ПК 19-20, Верхне-Пурпейское — АП 5, Северо-Харампурское — 1Ю3.
Пласт ПК 19-20 Барсуковского месторождения представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В отличие от остальных продуктивных горизонтов Барсуковского месторождения, характеризуемых незначительными эффективными нефтенасыщенными толщинами, по пласту ПК 19-20 принятое для подсчета запасов значение эффективной нефтенасыщеной толщины составило 16 м. Проницаемость изменяется в пределах от 5 до 375 мД, но встречаются и более проницаемые интервалы. Параметры пласта ПК 19-20 представлены ниже:
ОАО "РосНИПИтермнефть"
А.М.Строганов, В.И.Дадыка, И.В.Михеева
ООО НПФ "Нитпо"
Необходимость разработки эффективной технологии изоляции водопритоков и водоперетоков возникла в результате интенсивного обводнения нефтяных скважин на месторождениях ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз». Работы по изоляции водопритоков проводились на трех месторождениях: Барсуковское, Верхне-Пурпейское и Северо-Харампурское. Водоизоляционные работы были проведены по основным объектам данных месторождений: Барсуковское — ПК 19-20, Верхне-Пурпейское — АП 5, Северо-Харампурское — 1Ю3.
Пласт ПК 19-20 Барсуковского месторождения представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В отличие от остальных продуктивных горизонтов Барсуковского месторождения, характеризуемых незначительными эффективными нефтенасыщенными толщинами, по пласту ПК 19-20 принятое для подсчета запасов значение эффективной нефтенасыщеной толщины составило 16 м. Проницаемость изменяется в пределах от 5 до 375 мД, но встречаются и более проницаемые интервалы. Параметры пласта ПК 19-20 представлены ниже:
Таблица № 1
Пласт АП 5 Верхне-Пурпейского месторождения [2] представлен высоко расчлененными и разнопроницаемыми прослоями. Параметры пласта АП 5 представлены ниже:
Таблица № 2
По геологическому строению объекта 1ЮЗ Северо-Харампурского месторождения в нем выделяются два пласта: верхний 1Ю3-1 более мощный (до 15 м) и нижний 1Ю3-2 (до 8 м). Эти пласты разделяет непроницаемый интервал небольшой мощности 2-5 м. Параметры пласта 1ЮЗ [3] приведены ниже:
Таблица № 3
Литолого-фациальный состав пород коллекторов пласта 1ЮЗ-1 Харампурского месторождения представлен песчаниками серыми, мелкозернистыми, алевралитистыми, аркозовыми, часто известковистыми, крепкими с частыми включениями углистослюдистого материала, подчеркивающего слоистую текстуру. Встречается песчаник с субвертикальными трещинами, заполненными кальцитом. Цемент пленочнопоровый, в основном поровый, содержание достигает 15%. Цемент распределен равномерно, по составу — глинистый хлоридгидрослюдистый. В пласте 1 ЮЗ возможно наличие высокопроницаемых интервалов пласта, представленных слабосцементированными песчаниками, с наличием развитой сети трещин и микрокарст с проницаемостью около 2000 мД [4]. Общим для этих месторождений является то, что они находятся в стадии прогрессирующего обводнения добывающих скважин. В этих условиях особую актуальность имеет проблема ограничения водопритоков.
Интенсивная разработка нефтяных месторождений в водонапорном режиме с применением в качестве вытесняющего агента воды неизбежно приводит к росту обводненности продукции.
Приток в скважину больших объемов воды не только снижает добычу нефти, но также повышает эксплуатационные затраты. Повышенное содержание воды в добываемом флюиде вызывает выпадение осадков на стенках труб в перфорационных каналах и в призабойной зоне пласта, приводит к образованию эмульсий и водяных барьеров в пласте, является причиной коррозии внутрискважинного оборудования и выноса песка из пласта. При этом в стволе скважины создается повышенное гидростатическое давление столба добываемых флюидов, т.е. противодавление на пласт увеличивается, что снижает дебит и заставляет переходить на механизированные способы эксплуатации. В свою очередь, определяющим фактором эффективности водоизоляционных работ является правильный подбор материалов (реагентов) и технологии обработки обводненной скважины в зависимости от геолого-физических характеристик месторождения.
Увеличение содержания воды в продукции скважин происходит в результате следующих видов обводнения:
•пропластковое обводнение (прорывы пластовой или нагнетаемой воды по наиболее проницаемым прослоям пласта);
•обводнение в монолитном пласте (прорывы пластовой или нагнетаемой воды по пласту);
•подошвенное обводнение (подтягивание конуса воды к интервалу перфорации вследствие подъема ВНК в процессе эксплуатации скважины);
•заколонные перетоки воды (поступление чуждой воды по заколонному пространству в результате некачественного разобщения пластов или нарушения герметичности цементного кольца в процессе эксплуатации скважины);
•негерметичность эксплуатационной колонны (приток воды в скважину через нарушения эксплуатационной колонны).
В скважинах месторождений ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» обводнение продукции в большинстве добывающих скважин происходит в результате сочетания нескольких видов обводнения. Но, как правило, общим для всех скважин с обводненной продукцией являются прорывы нагнетаемой воды по высокопроницаемым интервалам пласта.
Указанные пласты Барсуковского, Северно-Харампурского месторождений в общем представляют собой неоднородные коллекторы, в которых имеются отдельные особо высокопроницаемые интервалы. Проведение водоизоляционных работ осложняется наличием нескольких источников обводнения. При проведении изоляционных работ селективными составами (материалами) по изоляции водопритоков велика вероятность преимущественного воздействия на один источник (более высокопроницаемый), в то время как на другой воздействие в должной мере не происходит. Для успешного проведения изоляции необходимо производить последовательное отключение источников обводнения, чего в частности можно достичь применением порционных закачек селективного изоляционного состава и использованием в первых порциях составов с более коротким временем гелеобразования. Первые порции снижают проницаемость или полностью отключают один из источников обводнения и позволяют увеличить охват фильтрацией изоляционного соста-ва обводнившихся интервалов пласта при закачке последующих порций. Преимущественная фильтрация изоляционных составов (материалов) в обводнившиеся интервалы пласта осуществляется за счет их селективных свойств.
Селективность при проведении работ по ограничению водопритоков в нефтяных и газовых скважинах можно разделить на два вида: химическую и технологическую. Химическая селективность достигается за счет отверждения изоляционного состава (материала) только в присутствии воды. Подразумевается, что, попадая в пласт, он отверждается только в водонасыщенном интервале пласта, а в нефтенасыщенном не отверждается. Технологическая селективность является более емким понятием. Технологическая селективность достигается как за счет технологических приемов, так и непосредственно свойств изоляционных составов (материалов). Результирующим фактором комплекса свойств, определяющих селективность изоляционного состава (материала), является более высокая фазовая проницаемость в обводненных интервалах пласта по сравнению с нефтенасыщенными.
Проведенные лабораторные исследования на керновом материале Харампурского месторождения показали высокую селективность изоляционных составов на основе материала АКОР БН (рис. 1).
Рис. 1 - Фильтрация АКОР БН-4/3 через низкопроницаемые керны с различным насыщением (перепад давления-0,7 МПа,
температура-20 0С).
Помимо высоких селективных свойств изоляционные составы на основе материала АКОР БН обладают высокой тампонирующей способностью (табл. 1).
Интенсивная разработка нефтяных месторождений в водонапорном режиме с применением в качестве вытесняющего агента воды неизбежно приводит к росту обводненности продукции.
Приток в скважину больших объемов воды не только снижает добычу нефти, но также повышает эксплуатационные затраты. Повышенное содержание воды в добываемом флюиде вызывает выпадение осадков на стенках труб в перфорационных каналах и в призабойной зоне пласта, приводит к образованию эмульсий и водяных барьеров в пласте, является причиной коррозии внутрискважинного оборудования и выноса песка из пласта. При этом в стволе скважины создается повышенное гидростатическое давление столба добываемых флюидов, т.е. противодавление на пласт увеличивается, что снижает дебит и заставляет переходить на механизированные способы эксплуатации. В свою очередь, определяющим фактором эффективности водоизоляционных работ является правильный подбор материалов (реагентов) и технологии обработки обводненной скважины в зависимости от геолого-физических характеристик месторождения.
Увеличение содержания воды в продукции скважин происходит в результате следующих видов обводнения:
•пропластковое обводнение (прорывы пластовой или нагнетаемой воды по наиболее проницаемым прослоям пласта);
•обводнение в монолитном пласте (прорывы пластовой или нагнетаемой воды по пласту);
•подошвенное обводнение (подтягивание конуса воды к интервалу перфорации вследствие подъема ВНК в процессе эксплуатации скважины);
•заколонные перетоки воды (поступление чуждой воды по заколонному пространству в результате некачественного разобщения пластов или нарушения герметичности цементного кольца в процессе эксплуатации скважины);
•негерметичность эксплуатационной колонны (приток воды в скважину через нарушения эксплуатационной колонны).
В скважинах месторождений ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» обводнение продукции в большинстве добывающих скважин происходит в результате сочетания нескольких видов обводнения. Но, как правило, общим для всех скважин с обводненной продукцией являются прорывы нагнетаемой воды по высокопроницаемым интервалам пласта.
Указанные пласты Барсуковского, Северно-Харампурского месторождений в общем представляют собой неоднородные коллекторы, в которых имеются отдельные особо высокопроницаемые интервалы. Проведение водоизоляционных работ осложняется наличием нескольких источников обводнения. При проведении изоляционных работ селективными составами (материалами) по изоляции водопритоков велика вероятность преимущественного воздействия на один источник (более высокопроницаемый), в то время как на другой воздействие в должной мере не происходит. Для успешного проведения изоляции необходимо производить последовательное отключение источников обводнения, чего в частности можно достичь применением порционных закачек селективного изоляционного состава и использованием в первых порциях составов с более коротким временем гелеобразования. Первые порции снижают проницаемость или полностью отключают один из источников обводнения и позволяют увеличить охват фильтрацией изоляционного соста-ва обводнившихся интервалов пласта при закачке последующих порций. Преимущественная фильтрация изоляционных составов (материалов) в обводнившиеся интервалы пласта осуществляется за счет их селективных свойств.
Селективность при проведении работ по ограничению водопритоков в нефтяных и газовых скважинах можно разделить на два вида: химическую и технологическую. Химическая селективность достигается за счет отверждения изоляционного состава (материала) только в присутствии воды. Подразумевается, что, попадая в пласт, он отверждается только в водонасыщенном интервале пласта, а в нефтенасыщенном не отверждается. Технологическая селективность является более емким понятием. Технологическая селективность достигается как за счет технологических приемов, так и непосредственно свойств изоляционных составов (материалов). Результирующим фактором комплекса свойств, определяющих селективность изоляционного состава (материала), является более высокая фазовая проницаемость в обводненных интервалах пласта по сравнению с нефтенасыщенными.
Проведенные лабораторные исследования на керновом материале Харампурского месторождения показали высокую селективность изоляционных составов на основе материала АКОР БН (рис. 1).
Рис. 1 - Фильтрация АКОР БН-4/3 через низкопроницаемые керны с различным насыщением (перепад давления-0,7 МПа,
температура-20 0С).
Помимо высоких селективных свойств изоляционные составы на основе материала АКОР БН обладают высокой тампонирующей способностью (табл. 1).
Таблица № 3
Предложенная авторами технология изоляции водопритоков и во-доперетоков основывается на сочетании фильтрующихся в пласт изоляционных составов, тампонажных материалов с твердой фазой и различных технологических приемов формирования в обрабатываемом пласте изоляционного экрана. Как показывает практика, сочетание различных технологических приемов и изоляционных составов (материалов) при проведении ремонтно-изоляционных работ повышает их эффективность. Использование составов (материалов) с различными реологическими, физико-механическими и эксплуатационными свойствами позволяет в рамках разработанной технологии оптимизировать технологические схемы ведения работ для конкретных объектов воздействия. Предложены следующие основные технологические приемы:
•использование изоляционных составов с высокими селективными свойствами;
•применение порционной закачки;
•комбинирование изоляционных составов (материалов) с различными фильтрационными, химическими и физико-механическими свойствами;
•докрепление фильтрующихся в пласт материалов составами с твердой фазой;
•проведение изоляционных работ через специальные отверстия;
•предохранение нефтенасыщенных интервалов пласта (при изоляции подошвенной воды и заколонных перетоков) механическими средствами, составами для временной изоляции и технологическими методами;
•подключение в работу ранее не работающих интервалов пласта;
•использование перечисленных выше приемов в различных комбинациях.
При выполнении договора были подобраны водонаполненные композиции на основе кремнийорганического материала АКОР БН-102 и составы на основе жидкого стекла.
Экспериментальные ремонтно-изоляционные работы в рамках выполнения договора проведены на пяти скважинах: три скважины на Барсуковском месторождении и по одной скважине на Верхне-Пурпейском и Северо-Харампурском месторождениях с применением кремнийорганического тампонирующего материала АКОР БН-102.
На Барсуковском и Верхне-Пурпейском месторождениях скважины, на которых проводились работы, высоко обводнены. По данным ПГИ, нефть поступает из верхних интервалов пласта мощностью 0,5-1,2 м, из остальных интервалов интенсивно поступает вода системы поддержания пластового давления.
Все проведенные ремонтно-изоляционные работы (РИР) были направлены на ликвидацию заколонного перетока воды. Опыт работы по водоизоляции на месторождениях Западной Сибири показал, что ликвидация заколонных перетоков воды позволяет добиться значительного прироста добычи нефти и снижения обводненности продукции за счет увеличения степени воздействия депрессии на пласт и перераспределения потоков фильтрации в продуктивном пласте.
При отработке технологии на первых скважинах основывались на позиции: не «навредить» продуктивному горизонту. Для предохранения продуктивных интервалов применяли технологический прием, заключающийся в одновременной закачке углеводородов (нефти) в перфорированные интервалы и изоляционного состава в каналы заколонной циркуляции и в пласт-обводнитель.
Все скважины после проведения работ по водоизоляции введены в эксплуатацию.
1. Скважина 1623 куст 55 Барсуковское месторождение.
После проведения изоляционных работ обводненность продукции и дебит нефти остались на прежнем уровне. При этом по результатам комплекса ПГИ проведенного после ремонтно-изоляционных работ заколонный переток с глубины 1751 м не отмечается. Перераспределения потоков фильтрации по пласту после ликвидации заколонного перетока воды с увеличением дебита нефти не произошло. Это объясняется тем, что заколонная циркуляция жидкости в общем объеме притока флюида в скважину после проведения изоляционных работ компенсировалась не за счет притока из нефтенасыщенного интервала, а за счет притока из более проницаемых, обводненных интервалов пласта ПК 19-20. Нефтеотдающая мощность в скважине перед ремонтом составляла всего 0,6 м и после ремонта не изменилась.
В скважине достигнут положительный технологический эффект.
2. Скважина 3027 куст 37а Барсуковское месторождение.
Обводненность продукции снизилась в первый месяц на 6,3 % и дебит нефти увеличился на 6,6 м3/сут. Продолжительность эффекта составила четыре месяца. Необходимо отметить, что не смотря на проведенные водоизоляционные работы, отбор жидкости после РИР был увеличен более чем в два раза по сравнению с доремонтным периодом. Нельзя исключать того, что при сохранении режима отбора на уровне до проведения РИР продолжительность эффекта и накопленная добыча нефти были бы значительно больше.
3. Скважина 3176 куст 46 Барсуковское месторождение.
После проведения ремонтных работ произошло резкое снижение обводненности продукции скважины и значительный рост дебита нефти. Состояние призабойной зоны скважины схематически представлено на рис. 2.
Рис.2 - Состояние призабойной зоны скв. 3176 Барсуковского месторождения до РИР (а) и после (б).
4. Скважина 114 куст 1 Верхне-Пурпейское месторождение.
Результатом проведенных работ является ликвидация притока подошвенной воды и заколонного перетока, снижение обводненности продукции и увеличение дебита нефти. Положительность эффекта по обводненности продукции составила три месяца. По результатам проведенного после ремонта комплекса ПГИ поступления подошвенной воды и заколонный переток не отмечаются, что подтверждает получение технологического эффекта. Увеличение об-водненности продукции связано с прорывом фронта нагнетаемых вод. Нефтеотдающая мощность пласта АП 5 до проведения РИР составляла 1,2 м при вскрытой мощности пласта 7 м. Состояние призабойной зоны скважины до и после РИР схематически представлено на рис. 3.
Рис.3 - Состояние призабойной зоны скв. 114 Верхне-Пурпейского месторождения до РИР (а) и после (б).
5. Скважина 243 куст 56 Северо-Харампурское месторождение.
До начала ремонта скважина работала по пластам 1Ю3-1, 1Ю3-2. Источники обводнения: прорыв фронта нагнетаемых вод по нижнему интервалу пласта 1Ю3-2 и заколонный переток воды из водоносного пласта 1Ю4.
Цель работ: ликвидация заколонного перетока и отключение нижнего обводненного интервала перфорации.
Проведенный после ремонта комплекс ПГИ показал, что заколонный переток ликвидирован, однако в верхнем интервале пласта 1Ю3-1, ранее работавшем нефтью, произошло обводнение. Поступление воды из верхнего интервала фильтра очевидно связано с попаданием жидкости глушения при ремонте в нефтенасыщенный интервал пласта 1Ю3-1 в следствии чего фазовая проницаемость по нефти резко снизилась. В результате в интервале 3077-3078 м пласта 1Ю3-1 произошел прорыв фронта нагнетаемых вод. Верхний интервал пласта 1Ю3-2 слабо работает нефтью. Для получения притока нефти необходимо провести изоляцию и гидрофобизацию верхнего обводнившегося интервала пласта 1Ю3-1 и интенсификацию добычи нефти из интервала пласта 1Ю3-2. Состояние призабойной зоны скважины до и после РИР схематически представлено на рис. 4.
Рис.4 - Состояние призабойной зоны скв. 243 Харампурского месторождения до РИР (а) и после (б).
Обобщенные результаты анализа проведенных работ на скважинах ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» по изоляции водопритоков и водоперетоков приведены в таблице.
•использование изоляционных составов с высокими селективными свойствами;
•применение порционной закачки;
•комбинирование изоляционных составов (материалов) с различными фильтрационными, химическими и физико-механическими свойствами;
•докрепление фильтрующихся в пласт материалов составами с твердой фазой;
•проведение изоляционных работ через специальные отверстия;
•предохранение нефтенасыщенных интервалов пласта (при изоляции подошвенной воды и заколонных перетоков) механическими средствами, составами для временной изоляции и технологическими методами;
•подключение в работу ранее не работающих интервалов пласта;
•использование перечисленных выше приемов в различных комбинациях.
При выполнении договора были подобраны водонаполненные композиции на основе кремнийорганического материала АКОР БН-102 и составы на основе жидкого стекла.
Экспериментальные ремонтно-изоляционные работы в рамках выполнения договора проведены на пяти скважинах: три скважины на Барсуковском месторождении и по одной скважине на Верхне-Пурпейском и Северо-Харампурском месторождениях с применением кремнийорганического тампонирующего материала АКОР БН-102.
На Барсуковском и Верхне-Пурпейском месторождениях скважины, на которых проводились работы, высоко обводнены. По данным ПГИ, нефть поступает из верхних интервалов пласта мощностью 0,5-1,2 м, из остальных интервалов интенсивно поступает вода системы поддержания пластового давления.
Все проведенные ремонтно-изоляционные работы (РИР) были направлены на ликвидацию заколонного перетока воды. Опыт работы по водоизоляции на месторождениях Западной Сибири показал, что ликвидация заколонных перетоков воды позволяет добиться значительного прироста добычи нефти и снижения обводненности продукции за счет увеличения степени воздействия депрессии на пласт и перераспределения потоков фильтрации в продуктивном пласте.
При отработке технологии на первых скважинах основывались на позиции: не «навредить» продуктивному горизонту. Для предохранения продуктивных интервалов применяли технологический прием, заключающийся в одновременной закачке углеводородов (нефти) в перфорированные интервалы и изоляционного состава в каналы заколонной циркуляции и в пласт-обводнитель.
Все скважины после проведения работ по водоизоляции введены в эксплуатацию.
1. Скважина 1623 куст 55 Барсуковское месторождение.
После проведения изоляционных работ обводненность продукции и дебит нефти остались на прежнем уровне. При этом по результатам комплекса ПГИ проведенного после ремонтно-изоляционных работ заколонный переток с глубины 1751 м не отмечается. Перераспределения потоков фильтрации по пласту после ликвидации заколонного перетока воды с увеличением дебита нефти не произошло. Это объясняется тем, что заколонная циркуляция жидкости в общем объеме притока флюида в скважину после проведения изоляционных работ компенсировалась не за счет притока из нефтенасыщенного интервала, а за счет притока из более проницаемых, обводненных интервалов пласта ПК 19-20. Нефтеотдающая мощность в скважине перед ремонтом составляла всего 0,6 м и после ремонта не изменилась.
В скважине достигнут положительный технологический эффект.
2. Скважина 3027 куст 37а Барсуковское месторождение.
Обводненность продукции снизилась в первый месяц на 6,3 % и дебит нефти увеличился на 6,6 м3/сут. Продолжительность эффекта составила четыре месяца. Необходимо отметить, что не смотря на проведенные водоизоляционные работы, отбор жидкости после РИР был увеличен более чем в два раза по сравнению с доремонтным периодом. Нельзя исключать того, что при сохранении режима отбора на уровне до проведения РИР продолжительность эффекта и накопленная добыча нефти были бы значительно больше.
3. Скважина 3176 куст 46 Барсуковское месторождение.
После проведения ремонтных работ произошло резкое снижение обводненности продукции скважины и значительный рост дебита нефти. Состояние призабойной зоны скважины схематически представлено на рис. 2.
Рис.2 - Состояние призабойной зоны скв. 3176 Барсуковского месторождения до РИР (а) и после (б).
4. Скважина 114 куст 1 Верхне-Пурпейское месторождение.
Результатом проведенных работ является ликвидация притока подошвенной воды и заколонного перетока, снижение обводненности продукции и увеличение дебита нефти. Положительность эффекта по обводненности продукции составила три месяца. По результатам проведенного после ремонта комплекса ПГИ поступления подошвенной воды и заколонный переток не отмечаются, что подтверждает получение технологического эффекта. Увеличение об-водненности продукции связано с прорывом фронта нагнетаемых вод. Нефтеотдающая мощность пласта АП 5 до проведения РИР составляла 1,2 м при вскрытой мощности пласта 7 м. Состояние призабойной зоны скважины до и после РИР схематически представлено на рис. 3.
Рис.3 - Состояние призабойной зоны скв. 114 Верхне-Пурпейского месторождения до РИР (а) и после (б).
5. Скважина 243 куст 56 Северо-Харампурское месторождение.
До начала ремонта скважина работала по пластам 1Ю3-1, 1Ю3-2. Источники обводнения: прорыв фронта нагнетаемых вод по нижнему интервалу пласта 1Ю3-2 и заколонный переток воды из водоносного пласта 1Ю4.
Цель работ: ликвидация заколонного перетока и отключение нижнего обводненного интервала перфорации.
Проведенный после ремонта комплекс ПГИ показал, что заколонный переток ликвидирован, однако в верхнем интервале пласта 1Ю3-1, ранее работавшем нефтью, произошло обводнение. Поступление воды из верхнего интервала фильтра очевидно связано с попаданием жидкости глушения при ремонте в нефтенасыщенный интервал пласта 1Ю3-1 в следствии чего фазовая проницаемость по нефти резко снизилась. В результате в интервале 3077-3078 м пласта 1Ю3-1 произошел прорыв фронта нагнетаемых вод. Верхний интервал пласта 1Ю3-2 слабо работает нефтью. Для получения притока нефти необходимо провести изоляцию и гидрофобизацию верхнего обводнившегося интервала пласта 1Ю3-1 и интенсификацию добычи нефти из интервала пласта 1Ю3-2. Состояние призабойной зоны скважины до и после РИР схематически представлено на рис. 4.
Рис.4 - Состояние призабойной зоны скв. 243 Харампурского месторождения до РИР (а) и после (б).
Обобщенные результаты анализа проведенных работ на скважинах ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» по изоляции водопритоков и водоперетоков приведены в таблице.
Таблица № 4
*-эффект продолжается на 30.10.2000 г.
Успешность проведенных работ по изоляции водопритоков и водоперетоков в получении дополнительной добычи нефти составила 60 %. В среднем на одну успешную скважину дополнительно добыто 329,43 т нефти. Успешность получения технологического эффекта в проведенных работах составила 80 %. Основным направлением всех проводимых работ являлась ликвидация заколонного перетока, и в 4 из 5 скважин заколонный переток ликвидирован. Однако проведенные работы показали, что превалирующее значение в обводнении продукции скважин на месторождениях Барсуковское и Верхне-Пурпейское являются не заколонные перетоки, а прорыв нагнетаемых вод по пласту. Поэтому ликвидация заколонных перетоков по определенному ряду скважин не обеспечивает значительного снижения об-водненности продукции и прироста дебита нефти. Провести работы на скважинах с учетом данного фактора не представилось возможным в связи с не-достаточным объемом необходимых реагентов.
Проведенные испытания показали высокую эффективность технологии в ликвидации заколонной циркуляции.
Опыт применения кремнийорганического изоляционного материала АКОР БН (АКОР Б) на месторождениях других нефтяных компаний в Западной Сибири показал высокую эффективность его применения. Применение изоляционного материала АКОР БН (АКОР Б) позволяет получить 1000-1500 т дополнительно добытой нефти при средней продолжительности эффекта от 6 месяцев до 5 лет (в зависимости от вида ремонта).
Основные выводы:
1. Проведен анализ геолого-физических условий и особенностей технологии разработки основных пластов ряда месторождений ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», выработаны требования к изоляционным составам (материалам) и технологии изоляции водопритоков и водоперетоков.
2. Разработаны изоляционные составы с высокими селективными и технологическими свойствами для проведения работ по ограничению водопритоков в условиях месторождений ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз».
3. Разработана технология проведения работ по изоляции водопритоков и водоперетоков на месторождениях ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз».
4. Проведены работы по отработке и апробированию технологии ремонтно-изоляционных работ на скважинах.
5. Подтверждены высокие селективные и изоляционные свойства разработаных составов.
6. Показана высокая технологическая успешность разработанного технологического процесса при ликвидации заколонных перетоков в нефтяных скважинах.
Литература:
1. Отчет о НИР «Технологическая схема разработки Барсуковского газонефтяного месторождения», СибНИИНП, Тюмень, 1992 г.
2. Отчет о НИР «Уточненный проект пробной эксплуатации Верхне-Пурпейского месторождения», СибНИИНП, Ноябрьск, 1989 г.
3. Отчет о НИР «Технологическая схема разработки Харампурско
Успешность проведенных работ по изоляции водопритоков и водоперетоков в получении дополнительной добычи нефти составила 60 %. В среднем на одну успешную скважину дополнительно добыто 329,43 т нефти. Успешность получения технологического эффекта в проведенных работах составила 80 %. Основным направлением всех проводимых работ являлась ликвидация заколонного перетока, и в 4 из 5 скважин заколонный переток ликвидирован. Однако проведенные работы показали, что превалирующее значение в обводнении продукции скважин на месторождениях Барсуковское и Верхне-Пурпейское являются не заколонные перетоки, а прорыв нагнетаемых вод по пласту. Поэтому ликвидация заколонных перетоков по определенному ряду скважин не обеспечивает значительного снижения об-водненности продукции и прироста дебита нефти. Провести работы на скважинах с учетом данного фактора не представилось возможным в связи с не-достаточным объемом необходимых реагентов.
Проведенные испытания показали высокую эффективность технологии в ликвидации заколонной циркуляции.
Опыт применения кремнийорганического изоляционного материала АКОР БН (АКОР Б) на месторождениях других нефтяных компаний в Западной Сибири показал высокую эффективность его применения. Применение изоляционного материала АКОР БН (АКОР Б) позволяет получить 1000-1500 т дополнительно добытой нефти при средней продолжительности эффекта от 6 месяцев до 5 лет (в зависимости от вида ремонта).
Основные выводы:
1. Проведен анализ геолого-физических условий и особенностей технологии разработки основных пластов ряда месторождений ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», выработаны требования к изоляционным составам (материалам) и технологии изоляции водопритоков и водоперетоков.
2. Разработаны изоляционные составы с высокими селективными и технологическими свойствами для проведения работ по ограничению водопритоков в условиях месторождений ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз».
3. Разработана технология проведения работ по изоляции водопритоков и водоперетоков на месторождениях ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз».
4. Проведены работы по отработке и апробированию технологии ремонтно-изоляционных работ на скважинах.
5. Подтверждены высокие селективные и изоляционные свойства разработаных составов.
6. Показана высокая технологическая успешность разработанного технологического процесса при ликвидации заколонных перетоков в нефтяных скважинах.
Литература:
1. Отчет о НИР «Технологическая схема разработки Барсуковского газонефтяного месторождения», СибНИИНП, Тюмень, 1992 г.
2. Отчет о НИР «Уточненный проект пробной эксплуатации Верхне-Пурпейского месторождения», СибНИИНП, Ноябрьск, 1989 г.
3. Отчет о НИР «Технологическая схема разработки Харампурско
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим