ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ СПУСКОМ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ КОЛОНН

Текущее состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что большая часть запасов нефти и газа сосредоточены в продуктивных объектах на поздней стадии эксплуатации, характеризующейся снижением продуктивности скважин, повышением преждевременной обводненности, к примеру на Самотлорском месторождении. Существующие методы по восстановлению продуктивности скважин и ограничению водопритоков часто оказываются малоэффективными, при этом успешность работ составляет не более 60 %, что связано со сложностью решения задач и несоответствием выбора скважин и технологий работ [1, 2]. Большой опыт работ по ограничению водопритоков в частности по проведению ремонтно-изоляционных работ (РИР) имеет компания ООО «Черногорнефтесервис». Она выполнено на месторождениях, в том числе и на Самотлорском месторождении, более 1600 операций РИР под давлением с применением пакеров, в том числе 150 операций с применением неизвлекаемых разбуриваемых пакеров-ретейнеров и по технологии спуска дополнительных безмуфтовых колонн [3]. Технология «ретейнерная» применяется для ликвидации заколонных перетоков, отсечения и изоляции обводнившихся нижележащих пластов при эксплуатации нескольких пластов в скважине, изоляции пластов при возврате на вышележащий пласт с ГРП, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, находящейся ниже существующего интервала перфорации. Преимущества технологии ‒ возможность проведения многоэтапных цементных заливок для достижения запланированного результата РИР. Конструкция пакера-ретейнера и установочного устройства исключают преждевременную посадку при спуске, сокращение времени ремонта за счет исключения ОЗЦ, так как после расстыковки «стингера» происходит закрытие отсекающего клапана в пакереретейнере, универсальность при доставке и установке пакера-ретейнера в скважине (НКТ, гибкая труба, каротажный кабель). Принципиальные схемы пакеров-ретейнеров на скважинах на рисунке 1.

Рисунок 1. Принципиальные схемы пакеров-ретейнеров на скважинах

Имеются и новые технологии ЛНЭК ООО «Черногорнефтесервис» при малой приемистости скважин, это использование составов Brine Block-7. Этот состав разработан специально для  обеспечения низковязкой  структуры до его сшивания и для  проведения легкой закачки. Его закачка в незначительные полости, такие как поры породы или микроканалы за колонной, приводит к полной  изоляции. Brine  Block-7 – это прозрачная жидкость,  образующая резиноподобную гелевую структуру, которая работает при  попадании  в коллектор и снижая проницаемость и не просто перекрывая перфорации, как при работах с портландцементом. Продукт используется для работы по закачке под высоким давлением с целью эффективной изоляции воды или газа. Испытания показали эффективность проведения работ с применением вышеуказанных составов. Общий эффект по дополнительно добытой нефти составил 118,9 т в сутки. По результату испытаний планируется заключение договоров на промышленное применение данных тампонирующих составов. Показатели работы скважин Самотлорского месторождения по ограничению водопритока тампонажным составом показаны в таблице 1.

Таблица 1.

Результаты по скважинам после ограничения водопритока

Разработана и реализована ООО «Черногорнефтесервис» технология по спуску и цементированию дополнительных колонн и хвостовиков для ликвидации негерметичностей колонн. Большое количество скважин на месторождении имеют негерметичность эксплуатационных колонн, на которых практически нет результатов от физико-химических методов. Основным решением этой проблемы является ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК) спуском и цементированием дополнительной безмуфтовой колонны или хвостовика меньшего диаметра. Спуск дополнительной безмуфтовойколонны является первым этапом КРС при ЛНЭК. Второй этап, завершающий и самый ответственный – это цементирование дополнительной колонны или хвостовика, от которого зависит в дальнейшем эксплуатация скважины. Цементирование производится после предварительного лабораторного тестирования цементных растворов, согласно стандартам АНИ. Имеем в наличии цемент марки «G» и импортные химические добавки для улучшения свойств цементного раствора. За 5-летний период выполнено 636 операций по спуску безмуфтовых колонн (хвостовиков) на месторождениях БЕ «Самотлор» и БЕ «Оренбург». Успешность составляет 100%. Производится инженерно-технологическое сопровождение по спуску безмуфтовых колонн (хвостовиков). Технологические схемы по спуску и цементированию безмуфтовых колонн (хвостовиков) показаны на рисунках 2 -4.

Рисунок 2. Первая схема по спуску безмуфтовых колонн (хвостовиков)

Рисунок 3. Вторая схема по спуску безмуфтовых колонн (хвостовиков)

Рисунок 4. Схема по спуску безмуфтовых колонн (хвостовиков)

За 2011 г. из бездействующего фонда выведено в работу 51 скважина со спуском дополнительных колонн и хвостовиков. В результате получено более 50000 тонн дополнительно добытой нефти. Средний прирост на скважину составил 7 т/сут по нефти. В целом метод, как показывает проведенный анализ, имеет 100% успешность, но есть и недостатки, это ‒ высокая стоимость, ограничение диаметра эксплуатационной колонны, невозможность спустить серийное оборудование УЭЦН, недостаточно качественное крепление цемента в межколонном пространстве. После наличия повторного водопритока нет возможности проведения повторного РИР, нет альтернативной технологии.

Хотя этот метод единственный, который имеет высокую успешность и эффективность, и только после применения этой технологии можно уверенно проводить на этих скважинах гироразрыв пласта.

В настоящее время имеются еще лучшие решения разработчиков; для изоляции водопритока можно применять установку дополнительной колонны в ЭК 146 мм диаметром 114 мм и внутренним проходным диаметром 98 мм без крепления цементом, рисунок 5.