10.2. Опытно-промысловые работы по испытанию технологии изоляции водо- и газопритоков в скважинах

В период 1998-1999 гг. на месторождениях АО "Татнефть" были проведены опытно-промысловые работы по ог­раничению притока воды в добывающие скважины химиче­скими реагентами с использованием виброволнового воздей­ствия. Изоляционные работы проводились на скважинах Ново-Елховской площади, эксплуатирующих пласт Д] (пропластки а_ь б_ь б₂, бц-з, 62+3, г2, гЗ).

Отобранные для закачки в ПЗП добывающих скважин хи­мические реагенты прошли в АО "Татнефть" опытно-про­мышленные испытания и рекомендовались в качестве эффек­тивных водоизолирующих материалов [1]. Закачку реагентов осуществляли через гидродинамический генератор колебаний давления типа ГЖ, спущенный на колонне НКТ в интервал залегания обводненного пропластка.

Геолого-техническая характеристика скважин изменялась в следующих пределах: пластовое давление 12,6- 18,9 МПа; обводненность продукции 94-99 %; плотность воды 1010-1160 кг/м ; удельная приемистость по воде 25-80 м³/(сут-МПа); ис­кусственный забой 1738-1829 м; вскрытая толщина пласта 2,6-7 м; вскрытая толщина нижнего пропластка 1,6—4,4 м; рас­стояние между пропластками 0-6,8 м.

Основной водоизолирующий состав был представлен сле­дующими оторочками: смесь N\ состоит из раствора на пре­сной воде жидкого стекла, ПАВ типа АФ9-12, полиакриламида (ПАА) и хлористого кальция; пена N\ (трехфазная пена) пред­ставляет собой аэрированную смесь N\. В смеси N\ ПАВ вы­полняет функцию замедлителя химической реакции между жидким стеклом и хлористым кальцием, а в пене N\ ПАА и ПАВ дополнительно ограничивают синерезис пены.

Расход реагентов по скважинам лежит в пределах: жидкое стекло 500-1200 кг; хлористый кальций 250-500 кг; ПАВ 12-50 кг; ПАА 5-25 кг. Расходы жидкостей на обработку скважин составили: рабочей жидкости (техническая вода) 25-35 м³; пресной воды 5-18 м³.

Обвязку наземного оборудования и технических средств производили согласно схеме, представленной в гл. 9 (см. рис. 9.2.1). Такая схема обвязки позволяет одновременно двумя на­сосными агрегатами раздельно закачивать в колонну НКТ через

326

аэратор компоненты осадкообразующих растворов и водонеф-тяных эмульсий, а также по изменению давления закачки кон­тролировать ход процесса водоизоляции, при необходимости вносить корректировки.

Такие корректировки были проведены. Дополнительно к основному составу в скв. 791 были закачаны оторочки водо-изолирующих материалов - водный раствор ПАВ и ПАА, аэрированный водный раствор ПАВ и ПАА, водонефтяная эмульсия с водой, загущенной ПАА, и стабилизированная реа­гентом Нефтехим-Б.

Закачки оторочек в ПЗП были проведены во всех скважи­нах без посадки пакера. По истечении времени выдержки 12-40 ч пласты всех скважин не принимали воду при давлении 10-18 МПа.

Скважины контролировали после их пуска в работу по де­биту жидкости <2_Ж, м³/сут, дебиту нефти Q_s, т/сут, и обводнен­ности Р, %.

Данные, характеризующие эффективность воздействия проведенных водоизолирующих обработок, приведены в табл. 10.2.1.

В результате проведенных мероприятий длительность уменьшения отборов попутной воды на скв. 2046 превысила, а на скв. 2103 сопоставима с подобным показателем лучших во­доизолирующих обработок химическими реагентами без при­менения воздействия на ПЗП упругими колебаниями. На скв. 2103 эффект водоизоляции сопровождается дополнительной добычей нефти.

После обработки скв. 791 эффект ограничения притока во­ды в ней оказался слабовыраженным. Однако проведенный

Таблица 10.2.1

Результаты работ по изоляции водопритоков на добывающих скважи­нах АО "Татнефть"

				Допол-
	Дата	Время	Сокра-	нитель-		Режим QJOJn
Номер	пуска	работы	щение	ная до-
сква-	скважи-	сква-	отбора	быча
жин	ны в	жины,	воды,	нефти,!	до изоля-	после	на 01.01.99	на 25.07.99
	работу	мес	м^/мес		ции	изоляции	г.	г.
2046	09.98 г.	9,70	3450	0	118/5,1/	4/3,2/7	3,3/2,3/21	1,5/0,4/66
					95
2103	11.98 г.	7,36	209	751	7/0,3/94	63/5,5/0	4Дв,6Д)	6/3,4/34
791	01.99 г.	3,63	0	142	16/0,2/	5/0,6/85	—	17,3/1,5/
					98			90

327

анализ геолого-промысловой обстановки позволил установить следующее.

Скв. 791 вскрывает монолитный пласт Д] (а, бц.₃) мощно­стью 6 м, обводненный на 2/3 - 3/4 по нижней части. Здесь работы по гидроизоляции с воздействием упругими колеба­ниями проводились с определенной степенью риска, так как согласно опыту нецелесообразны попытки изолировать обвод­ненную часть монолитного продуктивного пласта. На данной скважине ранее уже осуществлялась по традиционной техно­логии (без эффекта) закачка водоизолирующего состава СНПХ-9633 марки В в объеме 24 м³. До проведения водоизо-ляционной обработки с воздействием упругими колебаниями скважина сильно поглощала (приемистость более 150 м³/сут при нулевом давлении закачки). В результате работ скважина перестала принимать ирир_зак= 10 МПа. Если учитывать также факт дополнительной добычи нефти, то обработку следует считать достаточно успешной.

Проведенные обработки характеризуются уменьшением расхода рабочей жидкости, пресной воды и реагентов по срав­нению с традиционными технологиями водоизоляции ПЗП с применением реагентов: по жидкому стеклу и хлористому кальцию более чем в 2 раза; по ПАВ - в 2-8 раз; по ПАА - в 1,5-7 раз. Очевидная зависимость между удельной приемисто­стью ПЗП по воде и расходом реагентов на обработку скважи­ны не просматривается.

На месторождении Жанажол АО "Актобемунайгаз" в ян­варе 2000 г. были проведены опытно-промысловые работы по изоляции газопритока на скв. 549 и водопритока на скв. 131 с использованием предложенного авторами изолирующего реа­гента БК-1.

Скв. 549, вскрывающая пласт С™ в интервале перфорации 2839-2868 м, фонтанировала со средним дебитом 8 т/сут при повышенном содержании газа, который прорывался из газовой шапки по интервалу 2839-2849 м. В результате прове­денных газоизоляционных работ прорывы газа прекратились, и скважина была сдана в эксплуатацию с дебитом, достигаю­щим 30 т/сут.

На скв. 131, эксплуатирующей пласт С™ в интервале пер­форации 2853-2866 м, продукция практически полностью об­воднил ась из-за прорыва подошвенной воды. Перед проведе­нием закачки водоизолирующей композиции скважина погло-

328

щала воду. После пуска скважины в работу обводненность продукции снизилась до нуля.

Проведенные опытно-промысловые испытания показали, что технология с применением виброволнового воздействия позволяет эффективно осуществлять изоляционные работы по ограничению притока воды в скважины при значительном снижении расходов реагентов, при этом процесс закачки реа­гентов в скважины осуществляется с значительно меньшим числом технических ограничений, т.е. обладает повышенной "гибкостью".

В настоящее время технология изоляции водо- и газопри­токов успешно внедряется в ряде нефтегазодобывающих предприятий на различных месторождениях России и СНГ.