ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ВОДЫ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ И ПАКЕРНО-ЯКОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

WATER SHUTOFF IN PRODUCING WELLS AT LATE STAGE OF DEVELOPMENT USING CEMENT PLUGS AND PACKER-ANCHOR EQUIPMENT

Ahmed Abdulrahman Mohammed Ahmed

Student, Kazan (Volga Region) Federal University,

Russia, Republic of Tatarstan, Kazan

Alkadim Hassan Kadim Mohammed

Student, Kazan (Volga Region) Federal University,

Russia, Republic of Tatarstan, Kazan

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрен комплексный подход к ограничению притока пластовой воды в добывающих скважинах на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Описаны основные причины заколонных перетоков и методы их диагностики. Обоснован выбор технологии ремонтно-изоляционных работ (РИР) с установкой цементного моста под давлением с применением пакерно-якорного оборудования. Приведены критерии подбора скважин-кандидатов, выполнен расчет параметров цементирования и дана оценка технологической эффективности мероприятия. Показано, что реализация данной технологии позволяет снизить обводненность продукции на 18 % и обеспечить дополнительную добычу нефти порядка 1387 тонн в год.

ABSTRACT

The article considers an integrated approach to water shutoff in producing wells at a late stage of oil field development. The main causes of behind-casing crossflows and methods of their diagnostics are described. The selection of a water shutoff technology using a cement plug set under pressure with packer-anchor equipment is substantiated. Criteria for selecting candidate wells are given, cementing parameters are calculated, and the technological efficiency of the operation is estimated. It is shown that the implementation of this technology makes it possible to reduce the water cut by 18% and provide incremental oil production of about 1,387 tons per year.

Ключевые слова: ограничение водопритока, ремонтно-изоляционные работы, цементный мост, заколонный переток, пакерно-якорное оборудование, обводненность, поздняя стадия разработки.

Keywords: water shutoff, repair and isolation work, cement plug, behind-casing crossflow, packer-anchor equipment, water cut, mature field.

Введение

На поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений значительная часть добывающих скважин характеризуется высокой обводненностью продукции, достигающей 90 % и более. Одной из основных причин преждевременного обводнения является возникновение заколонных перетоков – гидравлической связи между водоносными горизонтами и интервалом перфорации. Такие перетоки образуются вследствие некачественного цементирования обсадной колонны, разрушения цементного камня под воздействием коррозионно-активных флюидов, а также механических нагрузок при перфорации и спуско-подъемных операциях [1, 2]. Поступление посторонней воды приводит к росту затрат на подъем, транспортировку и подготовку жидкости, снижению дебита нефти и ускоренному износу скважинного оборудования. Цель настоящей работы – обоснование технологии изоляции обводненного интервала путем установки цементного моста с применением пакерно-якорного оборудования и оценка ее технологической эффективности на примере одной из добывающих скважин, эксплуатирующей карбонатные отложения.

Причины обводнения и методы диагностики

Заколонная циркуляция может проявляться как переток жидкости из одного пласта в другой без выхода в ствол, так и поступление воды в скважину из выше- или нижележащих пластов через дефекты цементного кольца [1]. Основными признаками наличия заколонного перетока, выявляемыми геофизическими методами, являются: нарушение геотермического распределения температуры в зумпфе скважины (термометрия); интенсивная работа подошвенной части нижнего перфорированного пласта (расходометрия); увеличение естественной радиоактивности цементного кольца в интервале перетока (радиогеохимический эффект) [2, 3].

Применение комплекса ГИС – термометрии, механической и термокондуктивной расходометрии, резистивиметрии – позволяет достоверно определить интервал негерметичности и источник обводнения [3].

Критерии выбора скважин-кандидатов

Для проведения РИР методом установки цементного моста отбираются скважины, удовлетворяющие следующим условиям: обводненность продукции более 70 %; подтвержденный заколонный переток или прорыв пластовой воды из нижнего обводненного пласта; наличие остаточных извлекаемых запасов в кровельной части продуктивного пласта; удовлетворительное техническое состояние эксплуатационной колонны (герметичность, отсутствие смятий) и интервал изоляции допускает установку пакера без риска повреждения колонны.

Рассматриваемая в работе скважина (условный номер – скв. 1) вскрывает карбонатные отложения башкирского яруса. Текущий забой – 1378 м, нижний пласт А4-3 имеет характер насыщения «нефть+вода» и является источником обводнения. До мероприятия скважина работала с дебитом жидкости 23,1 м³/сут, дебитом нефти 4,8 т/сут и обводненностью 75,5 %.

Технология ограничения водопритока

Наиболее эффективным методом изоляции нижних и подошвенных вод в условиях карбонатного коллектора с высокой приемистостью является установка цементного моста под давлением с последующим разбуриванием и вскрытием кровельной части пласта [1, 4].

Для выполнения работ может быть использована колтюбинговая установка, позволяющая сократить время спуско-подъемных операций и снизить риск повреждения колонны [4].

Расчет параметров цементирования

Расчет выполнен по методике И.И. Клещенко [1]. Исходные данные: глубина скважины 1378 м, диаметр эксплуатационной колонны 168 мм, приемистость 0,3 м³/мин, температура на забое 36,4 °С. Выбран тампонажный цемент для «горячих» скважин (ГЦ) с началом схватывания 105 мин.

• Допустимое время цементирования – 79 мин.
• Объем колонны заливочных труб (комбинированная колонна ∅73×89 мм) – 3,3 м³.
• Время заполнения труб и продавки – 3 мин, вымыв излишков – 5 мин, подготовительные работы – 7 мин.
• Время, оставшееся на закачку тампонажного раствора в пласт – 63 мин.
• Объем тампонажного раствора, закачиваемого за это время – 18,9 м³; с учетом закачки в несколько приемов принят объем 9,5 м³.
• Плотность раствора при водоцементном отношении 0,5 – 1,83 т/м³.
• Необходимая масса сухого цемента – 11,6 т, с учетом потерь – 11,7 т.
• Объем жидкости затворения – 6,1 м³.

Оценка технологической эффективности

После установки цементного моста и перфорации кровельной части пласта ожидается отсечение обводненного нижнего пропластка. По результатам интерпретации профиля притока, дебит жидкости остается на прежнем уровне (23,1 м³/сут), дебит нефти возрастает до 8,8 т/сут, обводненность снижается до 57,5 %. Среднесуточный прирост дебита нефти составляет 4,0 т/сут. При коэффициенте эксплуатации 0,95 дополнительная добыча нефти за год составит:

ΔQн​=4,0×365×0,95≈1387 т.

Теперь можно сказать, что технологический эффект мероприятия выражается в снижении доли попутно добываемой воды на 18 % и получении дополнительной нефти без роста отбора жидкости, что прямо снижает эксплуатационные затраты на подъем и подготовку продукции [4, 5].

Заключение

Основной причиной преждевременного обводнения добывающих скважин на поздней стадии являются заколонные перетоки и прорыв пластовой воды из нижних интервалов, что подтверждается комплексом ГИС. Технология изоляции обводненного интервала цементным мостом с применением пакерно-якорного оборудования обеспечивает надежное отсечение источника воды и позволяет вновь ввести в разработку нефтенасыщенную часть пласта. Расчет параметров цементирования показал возможность закачки 9,5 м³ тампонажного раствора с массой цемента 11,7 т в условиях рассматриваемой скважины. Прогнозная технологическая эффективность мероприятия – снижение обводненности на 18 % и дополнительная добыча 1387 т нефти в год, что подтверждает целесообразность тиражирования технологии на других скважинах с аналогичными проблемами.

Список литературы:

1. Клещенко И.И., Зозуля Г.П., Ягафаров А.К. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – 344 с.
2. Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Мухаметшин В.Г., Новоселов М.М. Проблемы негерметичности эксплуатационных колонн скважин и предложения по их решению // Успехи современного естествознания. – 2017. – № 1. – С. 45–51.
3. Уметбаев В.Г., Котенев Ю.А., Султанов Ш.Х. Обобщение методов промыслово-геофизических исследований пластов и скважин в процессе подготовки и проведения ремонтно-изоляционных работ // Нефтегазовое дело. – 2018. – № 4. – С. 44–57.
4. Каушанский Д.А., Демьяновский В.Б. Инновационная технология ограничения водопритока в добывающих скважинах «Темпоскрин-плюс» // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2018. – Вып. 1(20).
5. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных скважин. – М.: Недра, 1981. – 232 с.