Сегодня в мире на добычу тонны нефти приходится от 3 до 10 т попутно добываемой воды (ПДВ). На ее подготовку и утилизацию ежегодно тратится более $40 млрд. Обводненность скважин повсеместно растет, среднероссийский показатель уже достиг 86%, а на отдельных месторождениях уровень обводненности продукции скважин доходит до 98%. В ряде случаях расходы на переработку ПДВ становятся сопоставимы со стоимостью добываемой нефти, что делает эксплуатацию скважин нерентабельной. Как минимум половина российского фонда добывающих скважин сегодня требует проведения РИР.

В соответствии с руководящим документом РД15339.0-088-01, принятым и введенным в действие с 01.11.2001 Приказом Минэнерго РФ №297 от 22.10.2001 года , РИР объединены в группу работ с шифром КР-1. Она включает в себя четыре подгруппы:

• отключение отдельных обводненных интервалов пласта; снижение обводненности продукции (КР1-1);
• отключение отдельных пластов при отсутствии приемистости или притока (КР1-2);
• исправление негерметичности цементного кольца (КР1-3);
• наращивание цементного кольца за эксплуатационной и промежуточной колоннами, кондуктором (КР1-4).

ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

Обводнение скважин вызывают такие факторы, как подъем водонефтяного контакта, поступление нагнетаемой и контурной воды по пласту, потеря герметичности ЭК, подтягивание конуса подошвенной воды и ЗКЦ.

Содержание ПДВ в скважинной продукции часто увеличивается из-за остановки и глушения скважин для ремонтов. Накопившаяся на забое вода во время простоев поступает в ПЗП, причем радиус ее проникновения может достигать нескольких метров. В зимнее время глушение скважины холодной жидкостью существенно снижает температуру в ПЗП и ухудшает фильтрационные свойства пласта вследствие отложения высокомолекулярных углеводородных соединений. Кроме того, скважины нередко простаивают из-

за отключения электричества, ремонта станков-качалок, устьевого оборудования и нефтепроводов. Более того, высокообводненные скважины могут подвергаться самоглушению «собственной» водой с такими же отрицательными последствиями. Все это приводит к увеличению времени освоения скважин и снижению их дебитов.

Обводненность продукции может увеличиваться изза плохого качества первичного цементирования скважин. В этом случае на стенках скважины образуется толстая глинистая корка, которая мешает хорошему сцеплению цемента с породой, а пластовые флюиды проникают в цемент в процессе его схватывания. В период критической гидратации обычный цементный раствор теряет способность передавать гидростатическое давление на пласт. Когда это происходит, пластовые флюиды свободно мигрируют в цемент и образуют каналы для дальнейшего поступления пластовых флюидов.

При некачественном цементировании в процессе схватывания образуются водные и газовые языки, нарушается сцепление цемента с ЭК при циклическом нагружении, наблюдается неконтролируемая потеря циркуляции, а в пласте при продавке цемента за колонну под действием избыточного давления образуются трещины. Отсутствие цементного кольца за ЭК приводит к возникновению заколонных перетоков соленых вод и рассолов, которые агрессивно воздействуют на металл и становятся причиной сквозных коррозионных отверстий в ЭК.

Поступление воды по стволу скважины вызывает ЗКЦ по цементному камню, по контакту обсадных труб с цементным камнем и по контакту цементного камня со стенкой скважины. Кроме того, вода по стволу скважины может поступать из-за нарушения его герметичности в результате разрушения цементных мостов и из-за нарушения герметичности ЭК.

Целостность цементного камня после схватывания обычно нарушается в результате механических воздействий при СПО, расширения обсадной колонны и сжатия цемента при опрессовках, расширения и сжатия труб из-за циклических изменений давления и температуры при эксплуатации скважины. Кроме того, нарушить целостность цементного камня способны перфорации, создающие ударные нагрузки на ЭК.

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ВОДОПРИТОКАМИ

Борьба с водопритоками включает в себя как профилактические методы, направленные на предупреждение водопритоков, так и технологии их ликвидации.

Профилактика водопритоков может проводиться как на стадии бурения, так и при эксплуатации скважин.

Методы предупреждения водопритока подразделяются на химические и технологические. Химические методы предполагают соответствие используемого тампонажного раствора минералогическому составу пород для надежного сцепления раствора с породой, а также обязательное использование буферных составов перед закачиванием тампонажного раствора.

Технологические методы при бурении включают предупреждение кавернообразования, опережающую изоляцию водопритока и установку центрирующих фонарей. К технологическим методам при эксплуатации скважин относятся выбор оптимальной депрессии, соответствие скорости вытеснения скорости пропитки и методы выравнивания профиля приемистости.

Методы ликвидации водопритока также делятся на технические и физико-химические. К первым относятся спуск дополнительной ЭК, установка гофрированных, извлекаемых и полимерных пластырей, использование двухпакерной системы. Среди физико-химических методов можно выделить закачивание селективных и неселективных материалов. Существуют и более подробные классификации методов ограничения водопритока (рис. 1, 2).

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СЕЛЕКТИВНЫХ СОСТАВОВ

Принцип действия селективных методов ликвидации водопритока основан на использовании селективных свойств самих изоляционных реагентов, технологии проведения работ и характере насыщенности коллектора. Изоляция воды при использовании этого метода достигается посредством охлаждения прискважинной зоны пласта, осаждения перенасыщенных растворов твердых углеводородов, гидрофобизации породы и образования в ней эмульсий, взаимодействия химических соединений с солями пластовой воды.

К плюсам селективных методов можно отнести отсутствие необходимости дополнительной перфорации объекта: фазовая проницаемость для нефти в данном случае увеличивается в отличие от неселективной изоляции, когда она может быть равна нулю.

Селективные материалы могут использоваться в виде водонабухающих полимеров, эмульсий, кремнийорганических составов, осадкообразующих композиций и безводных тампонажных растворов. Водонабухающие полимеры закачиваются как суспензия в инертной жидкости, при контакте с водой они набухают, увеличиваясь в объеме в 100–300 раз, тем самым замещают воду и увеличивают сопротивление на пути ее движения. Эмульсии используются при освоении скважин в нефтенасыщенном интервале, в результате их применения снижается вязкость блокирующего экрана. Кремнийорганические составы взаимодействуют с водой, в результате чего образуется прочный гель. Осадкообразующие композиции при смешении с пластовой водой образуют осадок (10–50% объема), закупоривающий обводненный интервал.

Наконец, безводные тампонажные растворы на углеводородной основе при контакте в пласте с водой образуют высокопрочный непроницаемый камень, тогда как в нефтяной зоне камень не образуется.

По химической природе реагенты для изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков делятся на три группы. Первую группу составляют составы на основе органических материалов: ВУС и сшитые полимерные составы на основе ПАА; водонабухающие полимеры; полимеры «Гипан» и «Гивпан»; оксиэтили карбоксиметилцеллюлоза; составы на основе органических формальдегидных смол.

Во вторую группу входят составы на основе элементоорганических соединений: кремнийорганические (АКОР, АКОР-2, АКОР-4, АКОР-БН, продукт 119-204, ГКЖ-11); алюмоорганические; титанорганические и т.д. Третья группа представлена реагентами на основе неорганических материалов и включает в себя цементы, силикаты (жидкое стекло — соляная кислота, силикатно-щелочные растворы, силином) и алюмосиликаты (нефелин, цеолитсодержащий компонент, соли

алюминия (хлорид, сульфат алюминия, алюмокалиевые квасцы с щелочами), реагенты «Галка», «Термогель», ВИС-1.

По типу действия выделяют отверждающиеся, гелеобразующие, осадкообразующие селективные реагенты, а также гидрофобизаторы и пенные системы.

ОТВЕРЖДАЮЩИЕСЯ И ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕ РЕАГЕНТЫ

Отверждающиеся реагенты (табл. 1) после попадания в пласт образуют водоизолирующую массу, растворимую в нефти и нерастворимую в воде. Сегодня наиболее востребованы синтетические отверждающие реагенты — их расход на скважину минимален, а применение не требует специального оборудования.

Гелеобразующие реагенты (табл. 2) используются для образования пространственных гелеобразных систем с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности с водной или неводной дисперсионной средой. На сегодняшний день эти реагенты наиболее широко применяются для ОВП. Кроме того, они могут использоваться для выравнивания профиля приемистости.

Гелеобразующие реагенты обладают различными свойствами в зависимости от химического состава, обуславливающими сферу их применения. Так, гели на основе полиакриламида (ПАА) со сшивателем позволяют создавать большие гелевые экраны и производить изоляцию трещиноватых пластов.

Скорость сшивания ПАА зависит от концентрации сшивателя и температуры (рис. 3). Для полимер-дисперсных составов характерны повышенные прочностные свойства за счет стабилизации структуры геля дисперсными частицами. При применении дисперсных систем размер частиц должен обеспечивать формирование фильтрационной корки, с тем чтобы в низкопроницаемый пласт попадало минимальное количество геланта.

В высокопроницаемом интервале (в трещине) частицы способствуют существенному упрочнению геля (рис. 4).

Кремнийорганические составы образуют высокопрочный гель, но их высокая стоимость ограничивает масштабы их применения. Для жидкого стекла характерна высокая проникающая способность состава в пласты, низкая стоимость реагентов и низкая устойчивость геля в трещинах. Минеральным гелям на основе соляной кислоты присущи такие свойства, как высокая проникающая способность, высокая устойчивость в трещинах и высокая коррозионная активность.

ПРИМЕНЕНИЕ ВТС

Опыт проведения РИР показывает, что наиболее перспективные методы изоляции водопритока основаны на комбинации двух или нескольких тампонажных материалов. Технология применения водопоглощающих тампонажных составов (ВТС) предполагает установку гидроэкрана в интервале негерметичности обсадной колонны для снижения фильтрационных характеристик интервала или ликвидации зоны интенсивного поглощения с последующим закреплением твердеющим тампонажным составом — цементом. Закачка изолирующего состава может производиться как через существующий интервал негерметичности, так и через специальное технологическое отверстие.

РИР с применением технологии на базе ВТС могут выполняться в добывающих и нагнетательных скважинах. В качестве технологических жидкостей обычно используются составы на основе водонабухающих полимеров на углеводородной основе. Изолирующие свойства ВТС сопряжены с их способностью поглощать воду или водные растворы и удерживать их в своей структуре даже при определенных градиентах давлений. При этом происходит увеличение объема частиц полимера, за счет чего последние удерживаются в объеме пор и блокируют их. Соответственно при попадании ВТС в водонасыщенную часть пласта происходит замещение углеводородной основы водой и интенсивное набухание полимерных частиц.

Выбор носителя водонабухающего полимера — углеводородной основы — обусловлен ее физической и химической инертностью по отношению к водонабухающему полимеру с высокой коагулирующей способностью. Также в качестве носителя могут применяться маловязкая, средневязкая дегазированная безводная нефть, дизельное топливо, керосин или многоатомные спирты. Оптимальным вариантом жидкости-носителя для полимера служит дизельное топливо, где частицы полимера равномерно распределены в объеме жидкости, но самым распространенным остается нефть. Степень набухания сшитых полимеров в воде в первую очередь определяется минерализацией растворителя: при увеличении минерализации водопоглощающая способность снижается.

В технологии на базе ВТС могут применяться фенолрезорциноформальдегидные, гипаноформальдегидные, ацетоноформальдегидные, карбамидоформальдегидные, полиуретановые и гидрофобные смолы.

ОСАДКООБРАЗУЮЩИЕ РЕАГЕНТЫ, ГИДРОФОБИЗАТОРЫ, ПЕННЫЕ СИСТЕМЫ И ЦЕМЕНТНЫЕ РАСТВОРЫ

Применение осадкообразующих реагентов в пластовых условиях приводит к выпадению нерастворимого осадка в водонасыщенных зонах. Эти реагенты образуются в результате взаимодействия между собой, с солями пластовой воды или непосредственно с пластовой водой.

Гидрофобизаторы представляют собой ПАВ, аэрированные жидкости, полиорганосилоксаны и другие химические гидрофобные продукты. Их действие основано на гидрофобизации поверхностных пород ПЗП, что ведет к снижению фазовой проницаемости пород для воды и, следовательно, к повышению фильтрационного сопротивления для ее движения.

Пенные системы образуются в результате взаимодействия химических реагентов и позволяют блокировать пути продвижения воды за счет прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений. Наибольший эффект от применения пенных систем достигается в газовых скважинах.

Несмотря на появление новых материалов, основным для изоляции водопритока остается тампонажный цемент. По типу вяжущего компонента выделяют портландцемент и микроцемент. По типу жидкости затворения цементный раствор может быть на водной или углеводородной основе. Типы и концентрации добавок для регулирования свойств цементного раствора подбираются исходя из геологических условий интервала РИР и типа жидкости затворения.

ТЕСТИРОВАНИЕ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ОВП

Каждый материал для ОВП проходит проверку по определенным параметрам. Так, отверждающие составы тестируются на эффективную вязкость, время схватывания (период прокачиваемости), прочность при сжатии на изгиб, адгезионную прочность, коэффициент расширения/усадки. Для гелеобразующих составов важна проверка на такие параметры, как эффективная вязкость, время гелеобразования (сшивания), предельное/статическое напряжение сдвига, остаточный фактор сопротивления, объем геля относительно объема геланта.

Полученные в ходе тестирования свойства материалов позволяют максимально точно подобрать их для проведения РИР на той или иной скважине (табл. 3).

СПОСОБЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Сегодня из-за некачественного цементирования на многих скважинах Западной Сибири обсадные колонны перфорированы коррозией, из-за чего через эти интервалы невозможно вести закачку. Для исправления ситуации технологи разработали три способа восстановления герметичности обсадных колонн.

Первый предполагает восстановление без изменения проходного сечения колонн довинчиванием колонны с устья скважины. В этом случае цементируется заколонное пространство, свободная часть колонны меняется на новую, а профильные перекрыватели устанавливаются с предварительным расширением внутреннего диаметра колонны. Второй способ, без существенного изменения проходного сечения колонн, включает цементирование через внутритрубное пространство, установку металлических накладок (пласты-рей) и профильных перекрывателей. В третьем случае уменьшается проходное сечение колонн, осуществляется спуск НКТ с отсекающими пакерами, устанавливаются хвостовики и спускается дополнительная ЭК.

ИЗОЛЯЦИЯ ВОДОПРИТОКА С ПРИМЕНЕНИЕМ ДВУХПАКЕРНОЙ КОМПОНОВКИ

В технологиях изоляции водопритока используется пакерное оборудование, в частности, хорошие результаты дает применение двухпакерных систем. Есть опыт внедрения такой системы для ликвидации негерметичности боковых стволов ЭК диаметром 102 (114, 120) мм, негерметичности адаптера хвостовика (в переходе ЭК 146 мм в ЭК 102 мм или 114 мм), и негерметичности самих хвостовиков (102 мм). Для решения этих проблем в ЭК 146 мм был установлен гидравлический пакер, а в хвостовике ниже негерметичности — механический пакер. Проходной диаметр верхнего пакера составил 90 мм, нижнего пакера — 34 мм, использовалась межпакерная труба — НКТ 60 мм.

В настоящее время в разработке находится двухпакерная компоновка для ЭК 102, 114, 120 мм с внутренним диаметром нижнего пакера 50 мм. Равнопроходный диаметр двухпакерной компоновки позволит проводить геофизические исследования, перфорацию, промывки забоя с помощью колтюбинга, ОПЗ и другие операции без извлечения компоновки.

В другом случае для ликвидации негерметичности диаметром 146 (168) мм применялась двухпакерная компоновка с проходными диаметрами пакеров 60 мм (межпакерная труба НКТ-73) или 95 мм (межпакерная труба НКТ-102, 114 или 120). Были установлены верхний гидравлический пакер (проходной диаметр для ЭК 146 мм и ЭК 168 мм составил 90 мм) и нижний механический пакер (проходной диаметр — 58 мм для ЭК 146 мм и 60 мм — для ЭК 168 мм). Вся конструкция устанавливается за одну СПО. Протяженность отключаемого участка составляет до 1300 м.

Благодаря тому, что верхний бесплашечный пакер не прикипает к ЭК даже после пяти лет нахождения в скважине, достигается стопроцентная извлекаемость оборудования. Среди преимуществ технологии также можно отметить ее высокую эффективность (90–95%). Продолжительность подготовки скважины и установки двухпакерой компоновки составляет 140–180 часов. Немаловажно, что технологию с использованием двухпакерной компоновки можно применять для РИР сеноманских пластов: в ЭК 146 мм межпакерная безмуфтовая труба 120 мм позволяет спустить ЭЦН 103-го габарита. Депрессия на двухпакерную компоновку составляет 20,0 МПа.

УСТАНОВКА ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Для изоляции водопритока можно применять установку дополнительной колонны в ЭК 146 мм диаметром 114 мм и внутренним проходным диаметром 98 мм без крепления цементом (рис. 5). Технология включает спуск безмуфтовой ЭК 114 мм, подвешивание ее на специальный устьевой фланец, гидравлическую установку нижнего пакера с проходным диаметром 95 мм. Спуск безмуфтовой трубы 114х6,88 мм марки Е возможен до глубины до 2900 м с учетом полуторакратного запаса на страгивающие и растягивающие нагрузки для НКТ по ГОСТ 633–80.

Плюсом данной технологии следует считать отсутствие необходимости крепления колонны цементом. В случае необходимости либо обнаружения негерметичности в каком-либо интервале колонна извлекается из скважины и ревизируется, после чего вновь может быть спущена в скважину.

ИЗВЛЕКАЕМЫЙ МЕТАЛЛИЧЕСКИЙ ПЛАСТЫРЬ

Технология извлекаемого металлического пластыря разработана компанией «Навигатор» и в настоящее время широко применяется на скважинах «Роснефти». Пластырь предназначен для отключения пластов и герметизации обсадной колонны в добывающих и нагнетательных скважинах и представляет собой стальной патрубок с приваренными на концах суженными наконечниками, на которые надеты резиновые уплотнители (рис. 6). После спуска пластыря в заданный интервал лифтовых труб закачивается жидкость под давлением 18–25 МПа, за счет чего гидропривод тянет шток. Последний перемещает конус и протягивает его сначала через нижний, затем верхний наконечник. При этом верхний наконечник через центратор упирается в гидравлический привод, благодаря чему данный механизм может срабатывать независимо от обсадной колонны. Центратор обеспечивает соосность наконечника и гидропривода. После прохождения конусов через наконечники посадочный инструмент освобождается и его извлекают из скважины. При необходимости пластырь может быть сорван с места и извлечен из скважины специальным инструментом.

Пластырь изготавливается для обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм, имеет проходной диаметр 104 и 123 мм и длину до 18 м. Он выдерживает депрессию до 15 МПа для ЭК 146 мм и 13 МПа для ЭК 168 мм.

Данная технология позволяет сократить сроки ремонта на двое-трое суток по сравнению с использованием цемента. Средняя продолжительность установки пластыря составляет 90–120 часов. Эффективность применения технологии находится на уровне 90%. Оборудование устанавливается и извлекается за одну СПО. Ориентировочная стоимость одного извлекаемого металлического пластыря с доставкой до базы КРС и техническим сопровождением составляет 400 тыс. руб. (без НДС).

Вместе с тем данный метод не лишен недостатков. В частности, он дает уменьшение внутреннего диаметра до 104 мм для ЭК 146 мм и 123 мм для ЭК 168 мм. Максимальная депрессия на пластырь составляет 15 (13) МПа, а протяженность ремонтируемого участка ограничивается 14 м.

Среди других технологических методов ОВП следует отметить применение профильных перекрывателей (рис. 7) и расширяющих труб для КРС (рис. 8).

МЕТОДОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РИР

Для повышения эффективности РИР необходимо обеспечить как минимум три условия. Во-первых, при проведении работ следует четко знать, что именно нужно изолировать, а также иметь представление о текущих запасах в пласте. Вторым условием выступает возможность выбора технологии проведения РИР, а третьим — наличие современной специальной техники и разнообразных современных тампонажных материалов.

Организация РИР включает такие этапы, как рассмотрение входных данных и выбор технологии, непосредственно проведение работ, анализ результатов и корректирующие мероприятия по улучшению и доработке материалов и технологий (рис. 9).

При выборе технологии РИР учитывается ряд геолого-технологических условий: приемистость объекта (пласта) изоляции, депрессия на продуктивный пласт, расстояние от верхних отверстий перфорации до водоили газоносного пласта и направление движения перетоков. Для наглядности строится график обводненности скважины (рис. 10), на котором любое одновременное изменение угла наклона кривых, отражающее увеличение темпа добычи воды и снижение темпа добычи нефти, свидетельствует о поступлении в скважину избыточной воды или возникновении другого осложнения.

Также при проведении РИР важно учитывать типы вод месторождения по отношению к продуктивным коллекторам. Это позволяет установить источник поступления воды в скважину. Выделяют чуждые (верхние/нижние относительно данного горизонта), подошвенные, краевые или контурные, промежуточные и тектонические воды.

Основным критерием выбора реагентов для водоизоляционных работ выступает показатель приемистости. Так, при приемистости менее 0,6 м³/ч×МПа следует осуществить операции по ее увеличению — например, кислотным воздействием. При приемистости скважины 0,6–1,6 м³/ч×МПа проводится обработка фильтрующимися осадкогелеобразующими составами (ОГС) типа ВУС, ГОС, АКОР, гипан+жидкое стекло, силикагель, кремнийорганическая эмульсия. При приемистости 1,6–2,1 м³/ч×МПа используют в качестве последнего цикла закачки ОГС состав «Эском» или системы типа АКОР, силикат-гель, продукт 119–20 ВТС. При приемистости более 2,1 м³/ч×МПа предусматривается докрепление фильтрующегося материала цементным раствором на углеводородной или водной основе или составом «Эском» (гипан «Комета» + смола ТЭГ, ДЭГ).

ТЕХНОЛОГИЯ РИР С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАКЕРОВ

На скважинах месторождений поздней стадии эксплуатации повысить эффективность РИР можно посредством использования различного типа пакеров. Наиболее распространена технология с использованием механического пакера (рис. 11). Последний устанавливается над интервалом закачки, изолирует от него ЭК и обеспечивает более высокое давление закачки.

Более новая технология предусматривает использование при проведении РИР пакера-ретейнера (рис. 12). Компактные размеры пакера, устанавливаемого на кабеле или НКТ, обеспечивают быстрое разбуривание. Пакер-ретейнер дает возможность оценить приемистость скважины, уменьшить загрязнение цементного раствора, а также снизить гидростатическое давление при его закачке. При использовании данной технологии сначала делаются спецотверстия, затем спускается сборка НКТ со стингером на конце компоновки, в пакер-ретейнер устанавливается стингер, затем определяется приемистость скважины. После этого из пакера-ретейнера необходимо выдернуть стингер продавить цемент до стингера, вновь установить стингер в пакер-ретейнер, произвести закачку цементного раствора, выдернуть стингер и вымыть остатки цементного раствора обратной промывкой.

Также разработаны технологии РИР с применением разбуриваемого пакера-пробки (рис. 13) и извлекаемого пакера и мостовой пробки.

РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ МУФТ, НЕГИБКИХ ГЕЛЕЙ И ДРУГИХ НОВЫХ РАЗРАБОТОК

Среди новых разработок для проведения РИР можно отметить муфту PatchFlex производства Schlumberger. Она представляет собой гибкий композитный цилиндр, изготовленный из углеродного волокна, термостойкой смолы и резиновой оболочки, расположенный на специальном устройстве для надува, которое крепится к кабелю. Когда муфта опускается на необходимую глубину, насос, расположенный внутри механизма надува, наполняет муфту скважинной жидкостью. После этого происходит нагрев смолы до ее полной полимеризации. После установки устройства установочный элемент вынимается, оставляя в скважине облегающую, устойчивую к перепадам давления муфту.

Также для проведения РИР могут применяться технологии колтюбинга. В частности, известна такая разработка Schlumberger, как совместная закачка с использованием гибких НКТ (рис. 14).

Еще одна технология РИР, разработанная этой же компанией, предусматривает применение неупругих гелей с использованием ГНКТ (рис. 15). Закачка неупругого геля в обводненный пласт при отсутствии внутрипластовых перетоков предотвращает приток воды в скважину. Надувной пакер изолирует нефтяной пласт от обводненного пласта.

Кроме того, для борьбы с обводнением может применяться технология ОРЭ. В этом случае для решения проблемы конусообразования проводится дострел обводнившейся части пласта и одновременная добыча из обеих зон. Несмотря на то что подобное решение может привести к увеличению обводненности продукции, оно улучшает охват по вертикали и повышает КИН. Альтернативным решением при таком шаге также может быть ОРЭ двух зон через НКТ и затрубное пространство.

Наконец, в качестве средства борьбы с обводнением следует отметить внутрискважинный сепаратор (рис. 16). При его применении сепарация воды в скважине уменьшает затраты на подъем избыточной жидкости, а избыточная вода закачивается в соседний пласт. КПД такого сепаратора составляет 50%.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ АНАЛИЗА ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ И ЦЕМЕНТИРОВОЧНЫЕ АГРЕГАТЫ

Для анализа тампонажных растворов сегодня используются такие виды оборудования, как миксер, атмосферный консистометр, прибор измерения водоотдачи, консистометр высокого давления и температуры и ультразвуковой анализатор цемента. Все оборудование для проведения лабораторных анализов сертифицировано по стандартам API.

Для закачки цемента может применяться, например, цементировочный агрегат на шасси Kenworth K-500. Установленное цементировочное оборудование обеспечивает закачку до 600 л/с при высоком давлении. Для одновременного смешивания и закачки тампонажного раствора устройство оборудовано одним трехплунжерным насосом. Имеются две мерные емкости со шнеками, по 3 м³ каждая.

Желательно, чтобы цементировочный агрегат был оборудован датчиками расхода, плотности, давления и объемов закачки. Это даст возможность отслеживать эти параметры в процессе цементирования в режиме реального времени.

ПОДБОР ТЕХНОЛОГИЙ ОВП К СКВАЖИННЫМ УСЛОВИЯМ

Для скважин Западной Сибири типично наличие обводненных пластов или интервалов пластов, отделенных перемычками от продуктивных пропластков. При таких условиях целесообразна закачка тампонажных материалов в обводненный интервал с использованием пакерных систем, а также селективная изоляция обводненного интервала (рис. 17).

При наличии каналов в цементном кольце за колонной, связывающих интервал перфорации с водоносным пластом, следует применять технологию ликвидации ЗКЦ (рис. 18). При низкой приемистости объекта изоляции закачиваются смолы, при высокой — производится изоляция цементными или полимер-цементными составами с предварительным снижением приемистости.

При наличии высокопроводящих трещин, связывающих скважину с водоносным пластом, обычно применяется отключение пластов в условиях наличия системы трещин (рис. 19). Трещины изолируются с использованием полимерных гелей. Крепление геля производится цементами или смолами для предотвращения его выноса.

При наличии отверстий в обсадной колонне, через которые вода из водоносного пласта поступает в скважину, следует устранить негерметичность ЭК (рис. 20). Эта технология включает применение пластырей и закачку тампонажных материалов в интервал негерметичности.

При наличии тонких перемычек применяется специальная технология ЗКЦ (рис. 21). Она включает временную изоляцию нефтяного пласта путем закачивания обратной водонефтяной эмульсии, перфорирование водоносного пласта, установку пакера-ретейнера для разобщения пластов, закачку гелеобразующего тампонажного материала для изоляции обводненного пласта и закачку смолы или цемента в заколонное пространство для ликвидации перетока и закрепления геля.

ВЫБОР СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОВП

Выбор скважин-кандидатов для проведения РИР необходимо делать на основе анализа следующих данных:

• геолого-технические характеристики нагнетательных скважин (данные геофизических исследований, индикаторные исследования);
• динамика дебита нефти, обводненности с момента начала эксплуатации скважины;
• описание проведенных работ на скважине и их результаты;
• наличие в разрезе скважин водоносных пластов и их расположение по отношению к продуктивному пласту;
• расположение скважины-кандидата в залежи по отношению к внешнему и внутреннему контурам нефтеносности, нагнетательным скважинам;
• начальное и текущее положение ВНК;
• степень выработанности запасов нефти;
• физико-химические свойства ПДВ;
• особенности конструкции скважины;
• характеристика насыщенности продуктивного пласта по толщине, его литологическая характеристика и строение.

Для подбора скважин для РИР по устранению ЗКЦ, расчета потенциала скважины, выбора технологии ликвидации ЗКЦ и устранению негерметичности ЭК в нефтяных компаниях разрабатываются специальные алгоритмы (рис. 22–25). В качестве примера рассмотрим процесс выбора технологии РИР по УНЭК c двумя или более нарушениями ЭК, находящимися в интервале менее 20 м, в одной из добывающих компаний.

Сначала производится временное отключение нижнего интервала нарушения ЭК и тампонажный материал закачивается в верхний интервал нарушения ЭК. Технология и материалы выбираются в соответствии с матрицей для случая одного нарушения. Далее разбуривается цементный мост, пакер или песчаная пробка, установленная против нижнего интервала нарушения. Тампонажный материал закачивается в нижний интервал негерметичности через пакер.

Для отключения интервала негерметичности применяются пакер или дополнительная колонна-летучка. При эксплуатации скважин с помощью СШН, если насос находится ниже интервала негерметичности, пакер устанавливается над насосом, в обратном случае используется сдвоенный пакер. При эксплуатации скважин ЭЦН сдвоенный пакер устанавливается выше интервала герметичности. Установка пакера возможна при приемистости нарушения более 500 м³/сут (более 50 м³/сут×МПа) и при отсутствии ЗКЦ.

Дополнительная колонна-летучка ставится при обнаружении смещения колонны, повреждения колонны в процессе бурения из-за технических ошибок или при обнаружении нескольких нарушений в большом интервале.

При подборе технологий ОВП также важно учитывать имеющийся мировой опыт (табл. 4).

С точки зрения дальнейшего развития технологий ОВП весьма перспективен комплексный подход. Он, в частности, подразумевает:

• выбор участка месторождения с наиболее выгодными остаточными запасами нефти на основании изучения степени выработки запасов нефти и характеристики насыщения продуктивного пласта и другой геологической информации;
• селективную изоляцию по пласту, РИР по устранению ЗКЦ и УНЭК в добывающих скважинах с использованием эффективных методов;
• проведение РИР ЗКЦ и УНЭК в нагнетательных скважинах;
• работы в нагнетательных скважинах по выравниванию профиля приемистости с целью включения в работу непромытых насыщенных нефтью участков залежи;
• проведение экономической оценки через квартал, полугодие и год с момента завершения РИР;
• предпочтение одного подрядчика при проведении работ.