Ізоляція припливу пластових вод у свердловини

Для успішного проведення ізоляційних робіт насамперед необхідно знати характер, причини та закономірність надходження води у свердловини, її належність до певного горизонту та інтервал його залягання. По відношенню до продуктивних нафтогазоносних горизонтів пластові води прийнято поділяти на: верхні, нижні, контурні, підошовні, тектонічні та змішані. Всі чинники, які викликають передчасне обводнення свердловин та пластів, умовно поділяють на дві групи: геолого-фізичні та техніко-технологічні.

До першої групи відносять літологічну неоднорідність колекторів, наявність "літологічних вікон", вертикальних та горизонтальних тріщин, проявлення капілярних процесів, співвідношення в'язкості пластової води та нафти, характер води. До техніко-тех-нологічних причин відносять: інтенсивність та тиск нагнітання води в пласт, режим експлуатації або темп відбору рідини зі свердловин, неякісне відокремлення пластів при цементуванні обсадних колон, наявність тріщин у цементному камені, дефекти експлуатаційної колони внаслідок корозії, пошкоджень у процесі експлуатації, ступінь розкриття пласта перфорацією, відстань від нижніх отворів перфорованого інтервалу до рівня водонафтового або водогазового контакту, необгрунтоване проведення робіт з інтенсифікації припливу нафти та газу (гідравлічний розрив пласта, солянокислотна обробка та ін.).

Сукупність дії перелічених чинників зумовлює неминучість обводнення пластів та свердловин за рахунок: просування поверхні водонафтового контакту в зону експлуатаційного фільтра, підходу нагнітальних або контурних вод до фільтра експлуатаційних свердловин по підошовній частині колектора або по найбільш проникних прошарках і тріщинах, локального підтягування нижньої (підошовної) води і утворення конуса обводнення, приплив води з верхніх горизонтів через негерметичність експлуатаційної колони, а також по простору між породами та цементним каменем або колоною.

Шляхи проникнення води у свердловини визначають як за результатами геофізичних досліджень (нейтронні та імпульсні методи), так і використовуючи побічну інформацію: хімічний склад води, її мінералізацію (за хімічним аналізом) тощо.

Всі методи обмеження припливу пластових вод у свердловини за характером дії ізоляційного матеріалу умовно поділяються на селективні та неселективш.

До селективних відносять методи, які забезпечують зниження проникності лише водо-насичених інтервалів при проникненні ізоляційного матеріалу в пласт по всій його товщині. Методи даної групи основані на використанні селективних властивостей самих ізоляційних реагентів та характеру насиченості породи нафтою, газом або водою.

Частина з них передбачає використання речовин, які закупорюють лише водонасиче-ний поровий простір, завдяки їх розчинності у нафті і нерозчинності у воді (селективні матеріали). Більшість таких матеріалів складаються з твердих вуглеводнів - нафталін, парафін, стеаринова кислота, відходи виробництва поліетилену, смоляні полімери.

Друга частина методів цієї групи основана на використанні ізоляційних реагентів, які нерозчинні у нафті, але утворюють закупорюючі породу осади лише у водонасичених інтервалах пласта (матеріали селективної дії). До них відносять гідроксиди полівалентних та лужних металів (Mg(OH)₂, NaOH), гранульований магній, натуральні та синтетичні ла-текси, гіпан, метас, реагенти К-4, К-9, "Комета", суспензії глин, желатину та ін. Дія цих реагентів грунтується на проходженні обмінних реакцій з солями пластових вод, реакцій гідролізу, процесів коагуляції та флокуляції при змішуванні з пластовою водою, висолюванні полімерів, набуханні та зниженні розчинності.

Неселективні методи грунтуються на закачуванні в пласт декількох реагентів, здатних внаслідок хімічної взаємодії між собою або їх фізико-хімічних перетворень утворювати міцні та нерозчинні ізоляційні структури. Застосовуються різні модифікації цементних заливок, створення "мостів" та водоізоляційних екранів для запобігання прориву в свердловину конуса підошовної води. Крім цементних суспензій, для реалізації цих методів використовують також різні смоли ТСД-9, ТС-10, МФС, гіпаноформалінові суміші, суспензії, глини та ін.

З технологічної точки зору всі ізоляційні матеріали поділяються на фільтруючі і нефільтруючі. Вважається, що при діаметрі порового каналу, меншого від трьох діаметрів дисперсної частинки ізолюючого матеріалу, остання не проникає в породу.

Якщо діаметр пори буде у 10 разів більший від діаметра частинки, то вона буде вільно пересуватись по порових каналах. До нефільтруючих ізоляційних матеріалів відносять: цементні розчини, суспензії глин.гранульований магній. Якщо вода надходить у свердловину по верхніх прошарках, то нижні перекривають тимчасовими "пробками" (піщані, глинисті, соляні), а потім під тиском по насосно-компресорних трубах закачують цементні розчини або смоли у верхні обводнені інтервали.

В разі обводнення нижніх прошарків на вибої встановлюють непроникний міст (пробку), який повністю перекриває з боку свердловини обводнений інтервал. Для цього в основному використовують цементні розчини і смоли. Об'єм ізолюючого матеріалу визначається об'ємом стовбура свердловини від штучного вибою до покрівлі непроникного шару порід, розташованих над обводненим інтервалом пласта.

У Івано-Франківському державному технічному університеті нафти і газу розроблена технологія створення такого моста на основі гранульованого магнію (діаметр гранул 0,5-1,6 мм). Магній, реагуючи як з мінералізованою, так і з прісною водою, утворює закупорюючий осад гідроксиду. Залишаючись інертним до вуглеводнів, він забезпечує селективність дії на водонасичені інтервали. На вибій свердловини гранули магнію доставляють у рідині-носії (нафта, вода, водний розчин поліакриламіду, поверхнево-активних речовин) по насосно-компресорних трубах або затрубному простору. Після двох діб, потрібних для реакції гідролізу і утворення міцної, непроникної ізолюючої структури, свердловину пускають в роботу. В разі необхідності цей термін можна скорочувати або подовжувати, заповнюючи по-ровий простір між гранулами магнію прискорювачами (водний розчин ортофосфорної кислоти, квасців, аміачної селітри) або сповільнювачами (водний розчин перманганату калію) реакції гідролізу.

Позитивною особливістю технології є можливість проведення робіт без зупинки та глушіння свердловини, без проведення спуско-підіймальних операцій. На рис. 15.1 показана технологічна схема створення такого мосту у свердловині, що експлуатується установкою штангового насоса. Технологія не має альтернативи для низькодебітних свердловин з пластовим тиском, меншим від гідростатичного, її використання запобігає забрудненню нафтогазонасичених інтервалів ізоляційним матеріалом та його насиченню робочими рідинами. Це досягається тим, що в процесі доставки гранул магнію по затрубному простору на вибій свердловини режим роботи свердловинного насоса встановлюється таким, щоб відбирати на поверхню рідину-носій гранул магнію і пластову рідину. Швидкість висхідного потоку нижче прийому насоса повинна бути при цьому менша критичної швидкості псев-дозрідження:

де — прискорення вільного падіння, м/с²; — мінімальний діаметр гранул магнію, м; — відповідно густина гранул магнію (1740 кг/м³) і пластової рідини, кг/м³; — кінематична в'язкість пластової рідини, м²/с.

При створенні пробок (мостів) товщиною більш як 10 м з метою раціонального використання магнію рекомендується його змішувати з кварцевим піском. Частка магнію в суміші повинна становити не менше 0,15. Загальна кількість гранульованого магнію, необхідна для створення ізолюючого моста, визначається за рівнянням:

Рис.15.1. Схема створення водоізоляційного мосту з використанням гранульованого магнію

де — площа перетину експлуатаційної колони по внутрішньому діаметру в інтервалі установки моста, м²; — відповідно товщина інтервалу пласта, що відсікається, і товщина зумпфа, м; п — частка магнію за масою його суміші з піском; - відповідно насипна (уявна) густина гранул магнію (960 кг/м³) та кварцевого піску (1650 кг/м³).

Для ущільнення пробки та зменшення П проникності доцільно перед пуском свердловини в роботу створити протитиск на пласт закачуванням рідини у свердловину.

У випадках, коли в продуктивному пласті відсутні розділюючі непроникні прошарки і невідомі інтервали припливу води, для ізоляційних робіт необхідно використовувати переважно селективні матеріали, що забезпечують вибіркове закупорювання лише водонасиче-них (обводнених) інтервалів, каналів пласта. Найбільш поширеними серед них є водні розчини полімерів (латекс, гідролізований поліакриламід, гіпан) і різноманітні тампонуючі суміші на їх основі. Селективність їх дії базується також на властивості високопроникних інтервалів обводнюватися в першу чергу. Спрямованість введення ізолюючих матеріалів в обводнені інтервали досягається також шляхом дії на реологічні властивості пластових флюїдів. Так, при охолодженні пласта суттєво зростає в'язкість нафти і проявляється нень-ютонівський характер її течії, тоді як реологічні характеристики води майже не змінюються. Враховуючи, що основні сили опору потоку проявляються біля стовбура свердловини, достатньо охолодити привибійну зону пласта і закачуваний ізоляційний матеріал буде переважно проникати саме у водонасичені інтервали. Охолодження досягається попереднім перед закачуванням ізоляційного матеріалу проведенням у свердловині ендотермічної реакції розчинення у воді нітрату амонію (аміачної селітри) або його суміші з сечовиною. Обидва продукти виробляються промисловістю у гранульованому вигляді і мають досить високий тепловий ефект і добру розчинність. Для охолодження пласта, що забезпечує ефективність процесу, залежно від діаметра експлуатаційної колони (146 або 168мм) і пластової температури (від 40 до 70°С) маса аміачної селітри становить 20-30 кг на 1 м товщини пласта. Оптимальний радіус обробки водонасиченої частини пласта повинен становити 5-10 м, що відповідає витраті 30-50 м³ полімеру на 1 м водонасиченої товщини пласта.

У свердловинах, де має місце підтягування конуса підошовної води, доцільно створювати водоізоляційні екрани на межі контакту нафта-вода або газ-вода. У ролі ізоляційного матеріалу для одержання екрана використовують цементні та глинисті суспензії, гранульований магній, в'язкі нафти, синтетичні смоли, поліакриламід, гіпан, гіпано-формалінові суміші та ін.

Для поліпшення системи розробки родовищ в цілому ізоляційні роботи доцільно проводити не лише у видобувних свердловинах, але і в нагнітальних, вирівнюючи таким чином фронт витіснення нафти по пласту.

Розглянуті методи можуть бути ефективними і надійними, якщо забезпечено системний підхід до організації, а саме: вибір об'єктів або свердловин повинен грунтуватися на детальному розгляді ретроспективної інформації щодо її будівництва, експлуатації, ефективності проведення попередніх PIP, на даних результатів промислових і геофізичних досліджень, які підтверджують інтервали обводнення та повноту їх відпрацювання, на знанні технічного стану свердловини.

Вибір методу необхідно здійснювати, враховуючи також відповідні можливості: наявність відповідної техніки, обладнання та матеріалів, певного досвіду обслуговуючого персоналу. До і після ізоляційних робіт обов'язкове проведення досліджень свердловини, включаючи заміри дебітів, відмітки вибою, зняття профілю припливу або поглинання. В кожному випадку необхідна також техніко-економічна оцінка ефективності заходу.

Перехід на інші горизонти

Перехід на експлуатацію вище- або нижчезалягаючих пластів здійснюють на багатоп-ластових нафтогазових родовищах з метою повнішого охоплення розробкою всіх покладів і раціональнішого використання фонду діючих свердловин. Такий перехід здійснюють у випадках, коли експлуатований пласт став малодебітним або виснажився зовсім, повністю обводнився контурною водою, його газовий фактор став перевищувати допустимі норми, а також з технічних причин, які перешкоджають нормальній експлуатації свердловини, а саме: якщо немає можливості здійснити ізоляційні роботи щодо припинення припливу сторонніх вод; коли подальша експлуатація свердловини утруднена через наявність дефектів в об-садній колоні і їх неможливо усунути; якщо в свердловині сталися складні аварії, ліквідація яких неможлива або економічно недоцільна.

Рішення про недоцільність дальшої експлуатації свердловиною даного пласта внаслідок його малодебітності приймають лише після застосування всіх відомих методів підвищення продуктивності свердловини.

Перехід на вищезалягаючий горизонт здійснюють у випадках, коли необхідно припинити експлуатацію даного горизонту або з технічних причин. Для цього в колоні над експлуатованим горизонтом встановлюють монолітний цементний міст, надійно ізолюючи горизонт від проникнення сторонньої води шляхом цементування під тиском через отвори фільтра. Якщо від експлуатованого до нового горизонту є значна відстань, міст можна встановлювати цементуванням без тиску.

Якщо немає небезпеки проникнення сторонньої води в новий горизонт, можна затрамбувати вибій піском чи глиною, а потім встановити цементний стакан необхідної висоти.

При небезпеці прориву нижньої води в новий горизонт в свердловинах, які сильно поглинають рідину, практикується введення в пласт піску до часткового відновлення циркуляції і лише після цього - цементування під тиском.

Для зменшення поглинання пласта застосовують одну чи дві заливки гельцементом з додаванням в цементний розчин алюмінієвого порошку або попередню глинізацію пласта.

Деколи на практиці при двоколонній конструкції цементного кільця в заколонному просторі може не виявитись, що створює загрозу проникнення сторонньої води в новий горизонт через цей простір. Тоді рекомендується вирізати і витягти внутрішню колону на 15-20м нижче цього горизонту, а потім зацементувати під тиском з таким розрахунком, щоб новий штучний вибій був вище обрізу витягнутої колони на 8-10 м. Якщо колону витягнути неможливо з технічних причин, її прострілюють на 10-15 м нижче нового горизонту і цементують під тиском з розрахунку протискування цементного розчину в міжтрубний простір і створення в колоні цементного стакана необхідної висоти. До початку цементування колону необхідно обстежити печаткою.

Після встановлення цементного стакана на заданій глибині при переході на інший горизонт свердловину обов'язково випробовують на герметичність обпресовуванням чи зниженням рівня рідини.

Перехід на нижчезалягаючий горизонт здійснюють порівняно рідко, переважно у випадках, коли сусідні свердловини, що мали видобути з нього нафту, вибули з експлуатації з тих чи інших геолого-технічних причин. Для цього стовбур свердловини і вибій обстежують конусною свинцевою печаткою для визначення справності колони і чистоти вибою. Після цього експлуатований горизонт цементують під тиском через отвори фільтра, розбурюють цементний міст до необхідної глибини і випробовують колону на герметичність.