Опыт применения новых технологий ремонтно-изоляционных работ на месторождениях компании ОАО «Газпром нефть» Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.76

р. н. хасаншин, к.т.н., главный специалист Отдела технологии и КРС, ООО «Газпромнефть НТЦ», e-mail: [email protected]

Опыт применения новых технологий ремонтноизоляционных работ на месторождениях компании оао «газпром нефть»

Современное состояние большинства нефтяных месторождений на территории Российской Федерации характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции и снижением добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений. Ограничение объемов попутно добываемой воды, снижение затрат на ее добычу и утилизацию являются одним из направлений повышения эффективности работы нефтедобывающих компаний.

Количество скважин, на которых возникает необходимость проведения работ по устранению интервалов водопри-тока из-за роста обводненности продукции, возрастает с каждым годом. В связи с этим ремонтно-изоляционные работы являются одним из наиболее приоритетных направлений геологотехнических мероприятий.

На месторождениях ОАО «Газпром нефть» основной объем ремонтноизоляционных работ проводится с целью отключения отдельно обводненных пластов, ликвидации заколонной циркуляции, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны. Базовой технологией устранения водопритоков является закачка растворов на основе тампонажных портландцементов марки G. В цементный раствор добавляют специальные химические реагенты, которые позволяют регулировать сроки схватывания, водоотдачу и реологические параметры. Данная технология имеет свою область эффективного применения и не позволяет в полной мере решать все проблемы по устранению интервалов водопритока. Поэтому с целью повышения успешности работ был испытан ряд новых технологий, ранее не применявшихся на месторождениях ОАО «Газпром нефть».

1. устранение интервалов обводнения скважин с применением растворов на основе микроцементов

Основная область эффективного применения растворов на основе микроцементов - устранение интервалов водопритока с низкой приемистостью интервала изоляции (до 150 м3/сут.). Технология была опробована на скважинах с различными источниками обводнения.

1.1. устранение негерметичности головы подвески хвостовика

Работы проводились с целью устранения негерметичности головы хвостовика, обнаруженной при проведении промыслово-геофизических исследований снижением уровня.

рис. 1. схема закачки тампонажных материалов по устранению негерметичности головы хвостовика

На рисунке 1 представлена схема закачки тампонажных материалов с целью устранения интервала водопритока. Для устранения интервала водопритока была спущена специальная муфта на колонне СБТ. Приемистость интервала нарушения была определена на нескольких режимах и составила: 14 м3/ сут. при давлении 8,0 МПа; 30 м3/сут.

- 10,0 МПа; 73 м3/сут. -13,0 МПа.

В интервал изоляции последовательно закачано 1,0 м3 микроцементного раствора и 1,0 м3 цементного раствора марки G с добавлением специальных добавок.

По результатам промысловогеофизических исследований после проведения водоизоляционных работ было установлено: негерметичность головы хвостовика устранена.

1.2. устранение

мЕжплдстовой циркуляции за эксплуатационной колонной

На следующей скважине работы проводились с целью устранения заколонной циркуляции сверху. На рисунке 2 представлена каротажная диаграмма скважины. По результатам промысловогеофизических исследований перед проведением ремонтно-изоляционных работ было установлено: перфориро-

- Бс,Очч 100 11)

МК.иГчн 10 100

ГК.'ІЙРч

6 ІїиЙТ

:*32,о л ■'(і.«

їііь.о

-:і!ііі.ї

2Н0.НІ

:я*,о

-2152,#

о:оол

:мо.о

-:з(н,м

і

ІІКЮ

■ І КфіІСІОСТЬц

В 8,8Гі 20 ЗА)

І ГІр< ІІІІІВСЧОСТІц рад М І іХКІ

! НрА гсн*с-стьг !4 ЗО 100

2*64,0

^2ЙК,Н

ШУ\

2»ї,0

1172,0

■2216,5

ЇІТй.О

.22204

їїво.о

-іп-м

■

і

і

І

ІГ 11.

ВР-

■ І ■

ванный пласт БС1 работает слабо в интервале 2563,7-2565 и 2568,2-2577 м. Основной приток воды получен перетоком сверху с глубины 2520 м.

На этапе подготовки скважины к закачке тампонажных материалов была проведена отсыпка интервала перфорации до глубины 2566 м с целью сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. Спущено пакерное оборудование и произведена посадка на глубине 2470 м с целью защиты обсадной колонны от избыточных давлений.

Определена приемистость интервала изоляции - 180 м3/сут. при устьевом давлении 10,0 МПа. В интервал изоляции было последовательно закачаны 1,0 м3 микроцементного раствора удельной плотностью 1,44 г/см3 и 2,0 м3 цементного раствора удельной плотностью 1,89 г/см3. Конечное давление закачки составило 8,5 МПа. После про-давки тампонажных материалов плановым объемом жидкостью глушения в интервал изоляции был произведен срыв пакерного оборудования и вымыв излишков цементного раствора обратной промывкой. Колонна насоснокомпрессорных труб на время ожидания затвердевания цементного раствора была поднята на безопасную зону. После разбуривания цементного стакана в интервале изоляции эксплуатационная колонна была опрессована на давление 10,0 МПа. Результат - колонна герметична.

Произведена реперфорация интервала 2563,5-2566,5 м.

По результатам промысловогеофизических исследований после водоизоляционных работ установлено: пласт БС1 работает нефтью в интервале 2575,2-2576,8 м. Интервалы 2563,8-2565,4 м и 2568,2-2573,8 м работают слабо, состав пластового флюида неясен. Переток сверху не отмечается.

В результате проведения мероприятий дополнительная добыча нефти составила 1,0 тыс. т.

1.3. УСТРАНЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ

эксплуатационной колонны

Добывающая скважина была остановлена из-за резкого роста обводненности продукции. По результатам промыслово-геофизических исследо-

Рис. 2. Каротажная диаграмма скважины

ваний установлено: основной приток воды получен через негерметичность обсадной колонны на глубине 1647,21649,8 м. Расчетный дебит составил 41,2 м3/сут. при среднем динамическом уровне 661 м. Дебит по барометрии составил 118 м3/сут.

На этапе подготовки скважины к проведению ремонтно-изоляционных работ была установлена мостовая пробка ниже интервала негерметичности на глубине 1670 м. Пакерное оборудо-

вание спущено на колонне насоснокомпрессорных труб (НКТ) и посажено на глубине 1565 м. В интервал изоляции последовательно закачано 1,0 м3 микроцементного раствора удельной плотностью 1,44 г/см3 и 2,5 м3 - цементного раствора на основе марки G. Конечное давление закачки составило

8,0 МПа. После продавки тампонажных составов в интервал изоляции был произведен срыв пакерного оборудования и вымыв излишков цементного раствора

Рис. 3. Карта накопленных отборов в районе скважины № 1270

- ■ ц;4^/« ; У ■ * і ■# ■ * ■'

Т ‘ ' . ь 1 * '.V. ,

Лг > ' г / X 'г +■ м» V \ ■'

• і і

т ' -* * ’ї’-»:,

Б В-8

.

1905-1097 м - принимает 35% от общего расхода

2257-2258,4 ы принимает 45% от об щи и расхода

2297,5-2299,4 м принимает 20% от нбщеш расхода

2360 ы - интервал установки мостовой пробки

Проіпведена отсыпка пласта

Рис. 4. Схема расположения интервалов негерметичности на скважине № 1270

обратной промывкой. Колонна насоснокомпрессорных труб на время ожидания затвердевания цемента была поднята на безопасную зону. Затем интервал изоляции был разбурен. Эксплуатационная колонна опрессована избыточным давлением. Результат - колонна герметична.

По результатам промысловогеофизических исследований было установлено: приток из интервала не-герметичности отсутствует.

В результате устранения негерметичности эксплуатационной колонны дополнительно добыто 3,6 тыс. т нефти.

2. устранение множественных

ИнТЕРВАЛоВ нЕГЕРМЕТИЧноСТИ

эксплуатационной колонны с применением составов на основе Акриловых полимеров

Устранение негерметичности колонны в нескольких интервалах с применением стандартной технологии (изоляция каждого интервала закачкой под давлением) является продолжительным по времени и дорогим мероприятием. С целью снижения продолжительности ремонта и затрат на устранение нескольких интервалов негерметичности эксплуатационной колонны была

опробована закачка тампонажного состава на основе акриловых полимеров (ТСА). Данный состав был разработан для водоизоляционных работ в зонах катастрофического поглощения жидкости при бурении скважин, а также для снижения приемистости интервалов нарушений. Он состоит из двух компонентов: первый - на основе полимеров акрилового ряда, второй - из бентонитового глинопорошка. Из компонентов состава готовятся растворы, которые при смешивании за счет химической реакции образуют материал с высокой начальной вязкостью, но прокачиваемый насосным оборудованием. Испытание технологии проводилось на скважине № 1270. Перед остановкой скважина работала со следующими параметрами: дебит жидкости - 198 м3/ сут.; дебит нефти - 0,6 т/сут., обводненность продукции - 99,6 %. На рисунке 3 представлена карта суммарных отборов в районе скважины № 1270. Накопленный отбор нефти на момент остановки составил 8,0 тыс. т, что значительно ниже по сравнению с соседними скважинами.

На рисунке 4 представлена схема расположения интервалов негерметичности эксплуатационной колонны по результатам промыслово-геофизических исследований.

По результатам промысловогеофизических исследований было установлено: приемистость скважины составила 319 м3/сут., из них:

• 35% от общего объема уходит через негерметичность колонны в интервале 1905-1907 м,

• 45% - в интервал 2257-2258,4 м,

• 20% - в интервал 2297,8-2299,4 м. Ухода в забой нет.

На этапе подготовки скважины к закачке тампонажной композиции была произведена установка мостовой пробки на глубине 2360 м и скрепирование эксплуатационной колонны интервалах 1680-1720, 1860-1900, 1920-1940 м. Было спущено пакерное оборудование и определена приемистость всех интервалов негерметичности.

На первом этапе была произведена посадка пакера на глубине 2270 м. Определена приемистость интервала негерметичности 2297,8-2299,4 м - 180 м3/ сут. при давлении 11,0 МПа. Было приготовлено и закачано в интервал изо-

ляции 5,0 м3 тампонажного состава ТСА. Конечное давление закачки составило

13,0 МПа. Произведен срыв пакерного оборудования и обратная промывка скважины в 1,5 объеме НКТ.

На втором этапе произведены подъем пакера и посадка на глубине 2230 м. Определена приемистость интервала негерметичности 2257-2258,4 м -240 м3/сут. при давлении 10,0 МПа. Было приготовлено и закачано в интервал изоляции двумя порциями 10,0 м3 состава ТСА. Конечное давление закачки составило 13,0 МПа. Произведен срыв пакерного оборудования и обратная промывка скважины в 1,5 объеме НКТ. На третьем этапе произведены подъем пакера и посадка на глубине 1880 м. Определена приемистость интервала негерметичности 1905-1907 м - 110 м3/ сут. при давлении 10,0 МПа. Было приготовлено и закачано в интервал изоляции 5,0 м3 состава ТСА. Конечное давление закачки составило 13,0 МПа. Произведен срыв пакерного оборудования и обратная промывка скважины в 1,5 объеме НКТ.

После изоляции была произведена опрессовка эксплуатационной колонны

- приемистость интервалов негерметичности отсутствует. На завершающем этапе были проведены реперфорация и гидроразрыв продуктивного пласта. В результате комплексного мероприятия был получен эффект 10,7 тыс. т нефти. Эффект продолжается.

з. селективная изоляция водопритокА составами на углеводородной основе

С целью снижения объемов попутно добываемой воды работы были проведены на четырех скважинах. Каротажная диаграмма одной из скважин представлена на рисунке 5. Обводнение на данном месторождении происходит по отдельным интервалам с лучшими фильтрационными свойствами.

Для устранения интервалов водопри-тока применялся безводный тампо-нажный раствор на углеводородной основе. Раствор представляет собой суспензию цемента в углеводородной среде с комплексом поверхностноактивных веществ, который регулирует вязкость, фильтрационные потери, седиментационную устойчивость, сроки загустевания. В качестве углеводо-

рис. 5. каротажная диаграмма (разрез)

родной составляющей использовалась нефть продуктивного пласта данного месторождения. При нагнетании композиционного раствора в обводненный коллектор углеводородная составляющая замещается пластовой водой, и раствор превращается в прочный и малопроницаемый цементный камень. В нефтенасыщенных зонах продуктивного пласта без контакта с водой раствор не схватывается, что обеспечивает

селективную изоляцию водонасыщенных интервалов.

Физико-химические характеристики безводных тампонажных составов на углеводородной основе различных марок приведены в таблице.

В результате проведения работ сокращение попутно добываемой воды составило 115 тыс. м3. Дополнительная добыча нефти получена в объеме 1,5 тыс. т. Успешность работ составила 75%.

Таблица. Физико-химические характеристики безводных тампонажных растворов на углеводородной основе

наименование Микро Медиум Стандарт

Плотность, кг/м3 1300-1450 1850 1850-2050

Растекаемость, см, не менее 25 25 25

Фильтрация, мл/30 мин., не более 75 75 90

Пластическая вязкость, сП 40-55 40-55 60-110

Стабильность, кг/м3 10-15 10-15 20

Динамическое напряжение сдвига, дПа 25-30 25-30 5-10

Прочность на изгиб, не менее МПа 5,0-8,0 8,0-10,0 6,5

рис. 7. График набора вязкости состава DSGA при температуре 80 °с

4. превентивная изоляция водопрИТокА

При эксплуатации добывающих скважин пласта БС6 Средне-Итурского месторождения обводнение происходит водой, расположенной в подошвенной части пласта. Для добывающих скважин, эксплуатируемых на данном объекте, характерна высокая начальная обводненность и ее темп роста. Каротажная диаграмма пласта БС6 Средне-Итурского месторождения представлена на рисунке 6.

С целью создания барьера на пути движения воды к интервалу перфорации и снижения темпа обводнения скважинной продукции была произведена превентивная изоляция водопритока закачкой гелеобразующего состава DSGA через интервал специальных отверстий в интервале 2488-2490 м. Синтетический полимер DSGA применяется совместно со сшивающим агентом. На рисунке 7 представлен график набора вязкости раствора полимера йБСА при пластовой температуре 83 °С. Время образования структуры (геля) регулируется концентрацией исходных компонентов. Начальная вязкость состава очень мала, что позволяет закачивать в по-ровое пространство продуктивного пласта значительные объемы.

Для закачки водоизолирующих композиций было спущено пакерное оборудование на колонне насосно-компрессорных труб. Определена приемистость - 600 м3/сут. при давлении 10,0 МПа. В интервал изоляции было закачано 30 м3 полимерного состава DSGA с последующим докреплением цементным раствором в объеме 2,5 м3. Конечное давление закачки составило 12,0 МПа. Скважина была запущена в работу со следующими параметрами: дебит жидкости - 16,6 м3/ сут.; дебит нефти - 14,4 т/сут.; обводненность - 13,3%.

5. отключение обводненного пласта

Отмечается низкая успешность работ при отключении обводненных пластов БС1, БС5, БС7 Суторминского месторождения.

На рисунке 8 приведена каротажная диаграмма в интервале пласта БС7 одной из скважин. Протяженность интервала пласта БС7, вскрытого перфорацией, -

6 м, пористость - 21%, проницаемость (по ГИС) - 120 мД.

С целью повышения успешности работ была применена закачка гелеобразующего состава с последующим докреплением цементным раствором. Время гелеобразования и вязкость состава регулировались изменением концентрации исходных компонентов и подбирались исходя из конкретных горно-геологических условий скважин. Реологические свойства гелеобразующего состава представлены на рисунке 9. Конечная вязкость состава через 4 часа превышала значения 1000 сП.

Закачка производилась с применением пакерного оборудования. Средний объем закачки полимерных композиций составил 10 м3. После закачки полимерного состава производилось докрепле-ние цементным раствором с реологическими добавками в объеме 4,5 м3. После окончания закачки состава в интервал изоляции производились подъем пакера и срезка излишков цементного раствора обратной промывкой.

Работы были проведены на 13 скважинах. Технологическая успешность работ составила 92%. В результате проведе-

Рис. 8. Каротажная диаграмма в интервале пласта БС7 Суторминского месторождения

630024, г. Новосибирск, ул. Сибиряков-Гвардейцев, 50 тел.:+7(ЗТЗ) 217-40-09, 217-40-10, 217-40-11, 217-40-12

е-таіі: [email protected] www.elsi.ru

21 год Еа ры нке

на правах рекламы

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1600

Рис. 9. Реологические свойства гелеобразующего состава

Рис. 10. Схема проведения водоизоляционных работ на скважинах с горизонтальным окончанием

ния мероприятий было дополнительно добыто 10,5 тыс. т нефти. Среднесуточный прирост дебита нефти - 6,7 т/сут.

6. ТЕХНОЛОГИЯ УСТРАНЕНИЯ ВОДОПРИТОКА НА СКВАЖИНАХ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

Опыт мировой практики эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием показал, что основной приток жидкости поступает из первой трети перфорированного участка. Таким образом, невозможность создания необходимой депрессии для дальней части горизонтального ствола приводит к неравномерной выработке запасов и преждевременному обводнению скважинной продукции. Основные этапы проведения водоизоляционных работ представлены на рисунке 10. На первом этапе производилась закачка композиции «жидкий пакер» для отключения дальней и средней частей горизонтального участка. На втором этапе закачивался водоизолирующий состав на основе полимеров с целью отключения обводненной части пласта. На третьем этапе проводилась закачка деструктора с целью очистки ствола скважины.

Опытно-промышленные работы были проведены на двух скважинах. В результате проведения мероприятий сокращение попутно добываемой воды составило 95,8 тыс. м3 жидкости, дополнительно добыто 1,3 тыс. т нефти.

ВЫВОДЫ

1) За последние несколько лет на месторождениях компании ОАО «Газпром нефть» испытан ряд новых технологий по устранению водопритока в добывающих скважинах.

2) Высокую успешность показали технологии с применением микроцементных растворов для устранения интервалов водопритока с малой приемистостью интервала изоляции, а также закачка водоизолирующих полимерных композиций с целью создания блокирующих экранов на пути водопритока.

3) Необходимо внедрение специальных методов промыслово-геофизических исследований для определения интервалов поступления водопритока в горизонтальных скважинах, что позволит повысить успешность изоляционных работ.

4) В результате применения новых технологий было дополнительно добыто более 27 тыс. т нефти, сокращение попутно добываемой воды составило более 250 тыс. м3.

Ключевые слова: ремонтноизоляционные работы, устранение водопритока.