НИТПО : Наука : Наши работы

Наши работы

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПУТЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МАТЕРИАЛА АКОР-Б100

Increasing water shut off efficiency by AKOR–B1OO material application

Reviewed are the properties of AKOR–B100 water shutof f material. Presented are the results of its application during workover/shutof f operations in the wells of Pokachevskoye, Usinskoye and some other oil fields of Open Joint–Stock Companies "Langepasneftegaz" and "Komineft". It is shown, that AKOR–B100 material application is effective not only at high–output fields, where costs of such operations are quickly compensated, but also at the fields with low production under the late stage of development.

В процессе разработки месторождений проблема ограничения водопритоков в добывающие скважины становится все более актуальной. Колоссальные убытки приносят простаивание добывающего фонда скважин из-за обводнения, проведение мероприятий по выводу скважин из бездействия, переводу с фонтанного способа эксплуатации на механизированный, на де–эмульсацию нефти и утилизацию пластовой воды, ремонту скважинного оборудования, замене насосов. Большие средства затрачиваются также на ликвидацию выноса песка, обусловленного подходом воды.

Резко возрос объем скважин, вышедших из бурения и требующих ремонта из-за прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположенных к продуктивной зоне водонасыщенных пластов, за–колонной циркуляции. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15–20 % и более. В результате в среднем почти в 2 раза увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации.

На месторождениях Западной Сибири, главного нефтяного и газового региона страны, нет ни одного месторождения, которое бы не затрагивала эта проблема. На некоторых месторождениях скважины, обводненные на 90 % и более, составляют половину всего фонда, причем темпы обводнения добывающих скважин ежегодно возрастают.

Работа большого числа скважин из-за высокой обводненности является нерентабельной, и вследствие экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации 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. Хотя потребность в изоляционных и ремонтно-восстановительных работах огромная, отсутствие материально-технических и финансовых средств, современные цены на нефть и существующая система налогов вызывают необходимость массовой остановки высокообводненных скважин несмотря на то, что сокращение неработающего из-за обводнения фонда скважин является важным резервом увеличения объемов добычи нефти, способствует снижению ее себестоимости и повышению рентабельности работы нефтедобывающих предприятий.

Для того, чтобы успешно бороться с обводнением скважин, необходимо знать причины обводнения, так как каждый вид водопритока требует своей технологии и соответствующего тампонажного материала. К сожалению, в последнее время часто из-за нехватки финансовых возможностей предприятия резко возросло число изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах с применением цемента как наиболее доступного и дешевого материала, что не повышает эффективность работ. Цементирование может дать положительные результаты при изоляции притока воды только в некоторых случаях, например, когда требуется отсечь какой-то участок пласта и перейти на вышележащий горизонт. Однако со временем, когда перфорация будет сделана у кровли пласта, оставшаяся в обводнившемся пласте нефть окажется потеряной.

Использование цементных растворов для ограничения притока воды не может быть эффективным из-за их низкой фильтруемости и невозможности проникновения в пласт на достаточную глубину (дисперсности); высокой плотности, что может вызвать их поглощение и гидроразрыв пласта; высокой фильтратоотдачи (ухудшения подвижности раствора, кольматации продуктивной зоны и усложнения освоения скважины); низкой механической и ударной прочности (растрескивание камня при повторной перфорации, приложении депрессий); низкой коррозионной стойкости и др.

Даже если работы прошли успешно, то продолжительность ремонтно-изоляционных работ (РИР) довольно большая, что часто связано с трудностью закачки дисперсного материала, установкой моста и его разбуриванием, повторной перфорацией, трудностью освоения (часто не удается освоить скважину), повторностью закачек; небольшим приростом добычи нефти, если он есть; малым межремонтным периодом (МРП) (в основном 2–3 мес и практически не превышающим 5 мес); низкой успешностью (в среднем 30–35 %, редко до 50 %). Отмеченное ставит под сомнение экономическую целесообразность таких работ. При продолжительности ремонта 20 дней или больше или при повторной закачке прибыль может быть отрицательной даже при дополнительной добыче нефти. Несмотря на низкую стоимость цемента, затраты на устранение причин обводнения могут быть весьма значительными и не окупятся.

Таким образом, из-за ухудшения экономических возможностей предприятий работы проводятся с применением материала (цемента) имеющего невысокую стоимость, что в конечном счете может привести к потере прежних дебитов и недостижению поставленной цели — снижению поступления в скважину воды даже при правильно выдержанном технологическом процессе. Поэтому применение в качестве основного критерия цены, т.е. использование только дешевых материалов (не только цемента), но не отвечающих предъявляемым к водоизолирующим реагентам требованиям, может принести убытки. Для того, чтобы такие работы были прибыльными и рентабельными, необходим основной экономический фактор — получение дополнительной добычи нефти, причем в количестве, достаточном для того, чтобы окупились затраты и была получена прибыль. Естественно, цель — ограничение поступления воды в скважину – должна быть достигнута.

Высокой рентабельности работ по ограничению водопритоков можно достичь, если в первую очередь применять реагенты, специально предназначенные для этой цели и способствующие увеличению дебитов нефти.

Рассмотрим результаты использования для этой цели материала, имеющего достаточно высокую стоимость, — АКОР–Б100. Этот кремнийорганический материал по своим свойствам и объемам применения занимает одно из ведущих мест среди водоизоляционных материалов, что определяется целым комплексом его физико-химических и технологических свойств. К ним относятся хорошая фильтруемость в пласт, селективность проникновения и отверждения, полнота отверждения, высокая адгезия к породе, применимость в скважинах с самыми различными геологическими условиями, простота закачки и другие свойства, обеспечивающие очень широкий диапазон применения составов на основе АКОР–Б100, а также их технологическую и экономическую эффективность. Составы широко испытаны и доказали свою эффективность при всех видах обводнения: по прослоям, пласту, подошвенном, заколонных перетоках.

Стоимость 1 т товарного продукта на начало 1998 г. составила 13,5 тыс. руб. Однако очень важное качество материала АКОР–Б100 (разбавляться водой без изменения свойств) позволяет использовать небольшие объемы товарного реагента. Обычно данный материал разбавляют водой в 4–5 раза, а при необходимости – значительно больше. Таким образом, его можно рассматривать как концентрированную жидкость, из 1 т получается несколько тонн рабочего состава. Это позволяет значительно снизить стоимость 1 т закачиваемого реагента, а следовательно, и стоимость проводимых работ. Обычно на одну скважино-операцию используют 1,5–3 м товарного материала, приготавливая из этого объема 6–15 м водного рабочего раствора.

Технология с использованием составов АКОР применима при всех видах обводнения: по прослоям, подошвенном, для ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и паронагнетательных скважинах. Работы проводятся с подъемом и без подъема внутрискважинного оборудования в скважинах с любым способом эксплуатации. Материал АКОР–Б100 используется уже много лет и накоплена достаточная информация о результатах его применения. На основе этого можно рассчитать экономическую эффективность использования технологии ограничения водопритоков составами АКОР применительно к различным геологическим условиям.

Ориентировочный расчет удельного экономического эффекта и прибыли при ограничении водопритоков в скважины Западной Сибири выполнен с учетом фактических данных по проведенным ремонтам в более чем 1000 скважинах.

Дополнительная добыча нефти довольно высокая, в результате затраты на производство работ окупаются быстро. При среднем количестве дополнительно добытой нефти на одну скважину 2 тыс. т (4–6 и до 40 тыс. т по отдельным скважинам), средней продолжительности эффекта 12 мес и успешности 80 % рентабельность работ составила 4,5 (при подъеме подземного оборудования и ГИС) и около 8 (без спуско-подъемных операций и ГИС), т.е. на каждый вложенный рубль затрат получено прибыли соответственно 4,5 и около 8 руб. В данном расчете не учтены затраты на добычу, разделение, транспортировку, утилизацию попутно добываемой воды, а также на борьбу с коррозией, выносом песка по причине обводнения, хотя они весьма существенны. Практически все скважины были сильно обводнены (95–100%) и ставился вопрос о переводе их в бездействующий фонд или ликвидации. Снижение обводнен–ности с 97 до 75% позволило почти в 11 раз уменьшить добычу воды на каждую тонну нефти. Таким образом, данная технология позволяет получить по этим скважинам прибыль и продлить время их рентабельной эксплуатации.

При выполнении работ "с колес", как показано выше, все экономические показатели значительно лучше, однако такие работы не приветствуются и их можно проводить только при наличии достоверной информации о характере притока, числе источников поступления воды, приемистости пласта и др. Успешность работ будет выше при тщательной подготовке и исследовании скважины перед проведением РИР.

Ориентировочно рассчитаны удельный экономический эффект и прибыль при ограничении водопритоков в скважины пермокарбоновой залежи М:инского месторождения ОАО "Коминефть", приуроченной к трещиновато-кавернозному коллектору. При расчете использованы фактические результаты по 36 проведенным ремонтам.

Даже при успешности работ 73–75 %, что для указанного коллектора не является низкой, дополнительной добыче нефти в среднем 1,6 тыс. т на скважину (максимально более 23 тыс. т) и продолжительности эффекта 12 мес рентабельность работ составила 2,8 (при подъеме подземного оборудования и ГИС) и 5,4 (без спускоподъемных операций и ГИС), т.е. на каждый вложенный рубль затрат получено прибыли соответственно около 3 и более 5 руб. Затраты, связанные с попутно добываемой водой, в расчете не были приняты во внимание. Снижение обводненности с 95 до 75 % позволило уменьшить водонефтяное отношение более чем в 6 раз.

Таким образом, полученные результаты показывают, что применение данной технологии ограничения водопритоков эффективно и позволяет получить прибыль. Это достигается следующими эффектообразуюшими факторами:

– дополнительно добытой нефтью, причем в достаточно большом объеме (в среднем 2–3 тыс. т/скв. и более);

– быстрой окупаемостью работ (2–3 мес и менее);

– продолжительностью эффекта (в среднем не менее 12 мес);

– высокой успешностью работ ( в среднем 75–80 % в зависимости от вида обводнения);

– снижением затрат, связанных с попутно добываемой водой;

– незначительной продолжительностью ремонтных работ, что связано с легкостью закачки состава, отсутствием установки моста и повторной перфорацией (за исключением работ, требующих доцементирования, например, при заколонной циркуляции), легкостью освоения.

Технологическая эффективность работ составляют 600–700 т и более дополнительно добытой нефти на 1 т материала АКОР–Б100, т.е. выигрыш по стоимости дополнительно добытой нефти в среднем в 15–18 раз больше стоимости 1 т материала, включая НДС. Затраты обычно окупаются через 2–3 мес или ранее. На фоне этого цена за АКОР является невысокой и главное оправданной. Таким образом, подобные работы при правильном применении технологии высокорентабельны. При вложении относительно незначительных затрат на реагент сегодня, завтра можно получить прибыль, несоизмеримо большую чем затраты. f

Следовательно, стоимость реагента (АКОР или какого-то другого) не является основным эффектоопределяющим фактором при условии получения дополнительной нефти, если сам реагент соответствует всем требованиям, предъявляемым к водо-изолирующим составам, в том числе обеспечивает сохранение эксплуатационных свойств нефтенасыщенной части пласта при закачке через существующий интервал перфорации. В данном случае составы на основе АКОР–Б100 являются таковыми, и их применение интенсифицирует добычу нефти с одновременным решением вопросов ликвидации водопритоков или ограничения поступления воды в скважину.

Приведем некоторые результаты применения АКОР–Б 100 в нефтяных и газовых скважинах, в которых наряду с уменьшением поступления воды происходит интенсификация добычи нефти или газа, причем в количестве, достаточном для обеспечения высокого уровня рентабельности работ.

При разработке залежей с подошвенной водой характерен быстрый рост обводненности добываемой продукции, не соответствующий степени выработки пласта. Вода продвигается в основном по подошвенной его части, характеризующейся более высокой проницаемостью и меньшим содержанием глинистых частиц. В таких условиях ограничение притока вод в некоторых скважинах осуществлялось только составом АКОР или с последующей закачкой цемента.

В табл. 1 приведены результаты РИР по ликвидации прорывов подошвенных вод в скважинах Покачевского месторождения ОАО "Лангепаснефтегаз". Средняя продолжительность эффекта превысила 12 мес, дополнительная добыча нефти составила более 6 тыс. т на скважину.

Таблица 1

Номер скважины Материал Обводненность, % Дебит нефти, т/с

до РИР после РИР до РИР после РИР

123 АКОР 92 33 2 32

127 АКОР + цемент 96 39 1 22

128 АКОР 82 0 1 9

133 АКОР 97 82 1 11

134 АКОР (повтор через 6 мес) 98 76 1 12

134 АКОР 98 85 1 9

Таблица 2

Номер скважины Дебит, м3/cyт Обводнен-
ность, % Восстанов-
ленная добыча нефти, т Продолжи-
тельность эффекта, мес.

жидкости нефти

1009 96,7/24,6 0,1/7,0 99,9/60,2 7 695 37

1119 172,3/56,9 1 ,3/28,7 99,2/49,5 22 676 28

2805 110,6/21,6 0,1/5,1 99,9/76,3 2 483 17

6285 31,9/23,7 0,1/4,9 99,4/79,3 2 026 14

Примечания.
1. В числителе даны показатели до РИР, в знаменателе –после РИР.
2. В скв. 1009, 1119 и 2805 на момент сбора данных эффект продолжался.

В табл. 2 даны результаты работ по ограничению притока воды по отдельным интервалам пласта с применением состава АКОР–Б100 в скважинах Усинского месторождения, вскрывающих пермокарбоно–вую залежь (коллектор трещиновато–кавернозный).

При ликвидации заколонных перетоков по негерметичному цементному кольцу в большинстве случаев возникает необходимость кроме восстановления герметичности крепи скважины отключить водопроявля–ющий пласт. Этого можно достичь только предварительной закачкой фильтрующегося в пористую среду состава. При сочетании закачки сначала фильтрующегося состава, затем тампонирования заколонного канала дисперсным составом (цементом) успешность и надежность работ намного повышаются, так как в большинстве скважин в интервале перфорации и ниже его крепь разрушена. Даже если при повторной персрорации произойдет растрескивание цемента, то это не приведет к прорыву воды. Маловязкий, хорошо фильтрующийся состав АКОР, проникая в мельчайшие трещины и поры пласта, увеличивет полноту охвата изолируемой зоны и глубину тампонирования.

В табл. 3 приведены результаты работ как с закачкой только состава АКОР, так и с последующим докреплением канала перетока цементом. В последнем случае эффективность работ выше. Если при этом виде водопритока после РИР достигается незначительное снижение обводненности, то существует несколько источников поступления воды: по заколонному кольцу, пласту или подошве пласта. Возможен также недостаточный объем закачанного реагента. В таких скважинах рекомендуются повторные обработки, которые приводят к тампонированию по новым линиям тока и ликвидации неохваченных при первой закачке источников поступления воды.

Скв. 221 Восточно–Перевального месторождения НГДУ “РИТЭКнефтъ” (см. табл. 3) после бурения имела практически нулевую приемистость, а данные геофизических исследований однозначно показывали заколонный переток из нижележащих водоносных пластов. Была предложена и реализована технологическая схема изоляционных работ с использованием специальных отверстий, установкой пакера между интервалом перфорации и специальными отверстиями и закачкой АКОР–БЮО в водоносный пласт. Затем были проведены докрепление цементом и установка цементного моста выше специальных отверстий. После разбуривания моста и перфорации скважину отработали. После выхода ее на режим дебит жидкости составил 12 м /сут, нефти –12,5 м /сут, обводненность – 4 %, т.е. приток воды был ликвидирован и дополнительная добыча нефти равнялась около 12 м /сут.

В скв. 1668 Тарасовского месторождения ОАО "Пурнефтегаз" (см. табл. У) приток воды отмечался как по негерметичному цементному кольцу (снизу), так и по пласту из нижней части продуктивного интервала. Проведены селективная изоляция пласта и устранение заколонного перетока закачкой двумя порциями состава АКОР–БЮО, до–крепление цементом не выполнялось. После выхода скважины на режим дебит жидкости снизился с 17,8 до 12 м /сут, дебит нефти увеличился от 2 до 8,4 м /сут, обводненность уменьшилась с 89 до 30 % (см. табл. У). Полностью приток воды не был ликвидирован, так как кроме заколон–ной циркуляции фильтрация воды происходила одновременно с нефтью по пласту.

С использованием состава АКОР–БЮО проведены работы по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах ОАО "Лангепаснефтегаз", "Коми–нефтъ" и др. Успешность их подтверждена результатами геофизических исследований.

Применение составов АКОР эффективно не только на высокодебитных месторождениях, где такие работы быстро окупаются, но и на низкодебитных, вступивших в позднюю стадию разработки. Первые модификации состава АКОР были впервые применены еще в 80–х годах в малоде–битных скважинах Краснодарского края. Успешность работ по 32 высокообводненным скважинам составила 85 %, дебит нефти увеличился в 2,5–3 раза, обводненность снизилась на 15–20%. Успешными в таких скважинах считались обработки, в результате которых обводненность снижалась не менее чем на 10 % при добыче дополнительной нефти.

Материал АКОР–БЮО может служить базовым для состава АКОР–5 при кислотно–изоляционном воздействии на пласт. Всем известны осложнения, которые могут вызвать кислотные обработки пласта с целью интенсификации добычи нефти. В первую очередь это разрушение призабойной зоны и прорывы воды. Промысловый анализ результатов проведения кислотных обработок показывает, что главной причиной недостаточной эффективности осуществления соляно–кислотных обработок является поглощение кислоты наиболее проницаемыми интервалами пласта. Неравномерное дренирование продуктивного пласта значительно снижает эффективность работ по интенсификации добычи нефти. Кроме того, в процессе эксплуатации скважины обводнение ее происходит по наиболее проницаемым интервалам, и проведение кислотных обработок вызывает преждевременное обводнение скважин, увеличивает приток воды в малообводненные скважины или приводит к их полному обводнению.

Поскольку указанные работы с применением солянокислотных обработок осуществляются в скважинах с падающим дебитом или в низкодебитных, которые, как правило, уже обводнены, был испытан метод кислотно–изоляционного воздействия на пласт с использованием кремнийорганического состава АКОР–5 и закачиваемой за ним кислоты. Цель метода – увеличение зоны охвата нефтеносного пласта кислотой для повышения продуктивности скважин, в том числе высокообводненных, при одновременном ограничении притока воды.

Таблица 3: посмотреть >>

Действие состава АКОР–5 основано :

1) на образовании на поверхности частиц породы полисилоксановой пленки, предохраняющей породу от растворения кислотой, что обеспечивает более глубокую закачку кислоты в пласт;

2) на ограничении притока воды в скважину за счет гидрофобизации и частичного тампонирования водоносного интервала, что улучшает условия закачки кислоты в нефтеносный пласт и глубокого его дренирования.

Таким образом, данный метод помогает решить проблемы равномерной выработки продуктивного пласта за счет направленного кислотного воздействия; защиты породы, особенно карбонатсодержащей, в приствольной части пласта от разрушающего действия кислоты; сохранения реакционной активности кислоты более длительное время для подключения в эксплуатацию наиболее удаленных участков пласта.

Данный материал был применен в необводненных и высокообводненных низко–дебитных скважинах Краснодарского края. По 14 скважинам после закачки состава АКОР–5, а затем кислоты успешность работ составила 80 % при увеличении дебитов нефти в 3–4 раза и снижении обводненности в среднем на 15 %, т.е. применение метода позволяет селективно воздействовать на низкопроницаемые прослои неоднородного по проницаемости коллектора с одновременным тампонированием высокопроницаемых (поглощающих или водопроявляющих) интервалов, способствует увеличению охвата дренированием низкопроницаемых продуктивных пластов и уменьшению объемов работ по ограничению водопритоков. Необходимость проведения большого числа таких работ существует на всех месторождениях страны, особенно находящихся на завершающем этапе разработки или с трудноизвлекаемыми запасами.

Работы по адаптации метода кислотно–изоляционного воздействия могут быть проведены на любом нефтяном месторождении.

Технология с использованием материала АКОР–Б100 была испытана также в газовых скважинах месторождения Медвежье в АО "Надымгазпром". Проведены изоляционные работы, связанные с изменением интервала перфорации, отключением части фильтра, приобщением части фильтра, отключением части фильтра с приобщением, креплением призабойной зоны и др. Были использованы различные технологии, в том числе комбинированные с применением цемента. В результате этих работ обводненность добываемой продукции снизилась при сохранении или увеличении дебитов газа в 1,3 – 2 раза. По успешным обработкам дополнительная добыча газа составила в среднем 430 тыс. м /сут. Количество дополнительно добытого газа равно 25 млн.м /т материала АКОР–Б100. По всем скважинам отмечен эффект крепления призабойной зоны. Некоторые газовые скважины, в которых были проведены работы, находились в бездействии в основном из-за образования песчано–гли–нистой пробки, а также обводненности. После ремонтных работ содержание пластовой воды и песка в добываемой продукции было значительно снижено или отмечалось их отсутствие.

Таким образом, опробование технологии водоизоляционных работ с использованием составов АКОР показало возможность их применения для решения различных проблем в газовой промышленности: ограничения притока воды и интенсификации добычи газа и газового конденсата, сохранения коллекторских свойств призабойной зоны, повышения успешности выполняемых работ, увеличения межремонтного периода и вывода скважин из простоя. Материал может быть применен для ликвидации рапопро–явлений при строительстве скважин, временной блокировки пласта при проведении различных ремонтных работ с последующим разрушением блокирующего экрана химическими методами и восстановлением проницаемости пласта.

Высокие технологические свойства составов АКОР позволяют использовать их в сочетании с другими тампонажнь!ми материалами, создавать новые комбинированные технологические схемы. Так, при подошвенном обводнении после закачки в пласт фильтрующегося состава АКОР применение дисперсного материала обеспечивает более длительный эффект и повышает успешность работ. В трещиноватых коллекторах хорошие результаты дает предварительная закачка вязкоупругих составов, предотвращающих уход состава АКОР из зоны изоляции. Такая технология была применена в карбонатных пластах в скважинах Республики Коми.

Технология с использованием составов АКОР является селективной, но это обусловливается не только свойствами применяемого материала, но и геологическим строением пласта. Несмотря на то, что технология является гибкой, т.е. не привязана к определенным условиям, провести ремонтные работы рентабельно и получить максимальный эффект по всем показателям можно при условии ее грамотной адаптации к конкретным геологическим условиям.

Статья опубликована в: "Нефтяное хозяйство" №2, 1999 г.

Версия для печати Послать коллеге Добавить в избранное