Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

441

8.6 Основные причины обводнения добывающих скважин

Обводнение добывающих скважин является основной причиной

снижения добычи нефти. В свою очередь это приводит к повышению

обводненности скважинной продукции и к увеличению добычи попутной

воды. Эти параметры существенно влияют на показатели разработки

месторождения.

Все причины появления воды на забоях добывающих скважин

можно разделить на две группы:

 обводнение скважин, связанное с нарушением целостности

эксплуатационной колонны и цементного кольца, за колонной,

(негерметичность эксплуатационной колонны, цементного моста,

заколоннные перетоки);

 обводнение скважин, связанное с изменениями, произошедшими

в пласте в процессе разработки, (трещинно-образование, естественное

обводнение, конусообразование, обводнение нижней части пласта

(подошвы), обводнение нижнего пропластка, эксплуатационного пласта,

разделенного не проницаемой перегородкой, зоны с повышенной и

пониженной проницаемостью).

Рассмотрим каждую причину в отдельности.

Негерметичность эксплуатационных колонн

а) поступление воды в скважину с вышележащего

неперфорированного пласта (горизонта), из-за негерметичность

эксплуатационной колонны, рисунок 8.22а.

б) поступление воды в скважину с нижележащего

неперфорированного пласта (горизонта), из-за негерметичности

эксплуатационной колонны, рисунок 8.22б.

Причины появления:

 коррозионный износ колонны (воздействие кислот, добываемых

вод, мехпримесей), при этом цементное кольцо за колонной или

отсутствует или нарушено, в результате физического воздействия,

(перфорации, опрессовки);

 физическое нарушение колонны, при ТКРС, (райбирование,

работа долота, скрепирование), при этом цементное кольцо за колонной

или отсутствует или нарушено, в результате физического воздействия,

(перфорации, опрессовки);

 физическое нарушение колонны, при ТКРС на соседней

скважине, (бурение второго ствола).

в) негерметичность цементного моста, установленного для

изоляции нижележащего перфорированного горизонта (пласта), рисунок

8.22в.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

442

(поступление воды из изолированных ранее, вышележащих пластов

(горизонтов), мест негерметичности эксплуатационной колонны)

Причины появления:

 некачественная изоляция пластов (горизонтов);

 некачественная ликвидация негерметичности колонны;

 физическое воздействие на колонну в изолированных ранее

местах, (воздействие кислот, добываемых вод, мехпримесей,

райбирование, работа долота, скрепирование).

а) с вышележащего

пласта

б) с нижележащего

пласта

в) негерметичность

цементного моста

Рисунок 8.22 – Поступление воды в скважину с мест

негерметичности эксплуатационных колонн

1 – эксплуатационная колонна; 2 – вышележащий неперфорированный

пласт; 3 – поступление воды в скважину; 4 – интервал перфорации работающего

пласта; 5 – работающий пласт; 6 – цементный камень, за эксплуатационной

колонной; 7 – нижележащий неперфорированный пласт; 8 – места нарушения

эксплуатационной колоны и цементного камня (цементного моста).

Методы определения:

 опрессовка эксплуатационной колонны;

 геофизические исследования скважин.

Методы устранения:

 негерметичность эксплуатационных колонн ликвидируется

силами КРС, (установка цементных мостов, заливка негерметичности под

давлением, установка пакеров, дорна, спуск обсадной колонны меньшего

диаметра).

Примечание: Вышележащий пласт, может быть и как нефтяной,

так и водоносный. Нарушение эксплуатационной колонны всегда

связанно с нарушением цементного кольца за колонной.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

443

Заколонные перетоки

Заколонный переток всегда связан только с нарушением

цементного кольца за колонной.

а) поступление воды в скважину с вышележащего

неперфорированного пласта (горизонта), из-за нарушения целостности

цементного кольца, рисунок 8.23а.

а) заколонный переток с

вышележащего пласта

б) заколонный переток с нижележащего

пласта

Рисунок 8.23 – Поступление воды в скважину за счет

заколонного перетока

1 – эксплуатационная колонна; 2 – вышележащий неперфорированный пласт; 3 –

поступление воды в скважину; 4 – интервал перфорации работающего пласта; 5 –

работающий пласт; 6 – цементный камень, за эксплуатационной колонной; 7 –

нижележащий неперфорированный пласт; 8 – места нарушения цементного

кольца.

б) поступление воды в скважину с нижележащего

неперфорированного пласта (горизонта), из-за нарушения целостности

цементного кольца, рисунок 8.23б.

Причины появления:

 физическое воздействие на эксплуатационную колонну и

цементное кольцо за колонной, путем перфорации, (приводит к

образованию трещин в цементном камне, а в результате воздействия

перепада давления и температуры приводит к движению жидкости по

трещинам);

 некачественное цементирование скважины при бурении, т.е.

отсутствие цементного кольца или части цементного кольца за колонной,

(в результате воздействия давления и температуры, приводит к появлению

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

444

циркуляции за колонной).

Методы определения:

 геофизические исследования скважин.

Методы устранения:

 ликвидация заколонной циркуляции проводится силами КРС,

(перфорация спецотверстий, закачка цементного раствора под давлением;

закачка различных химических составов).

Примечание: Вышележащий пласт, может быть и как нефтяной,

так и водоносный.

Образование трещин между пластами (рисунок 8.24)

а) трещина с

вышележащего пласта

б) трещина с

нижележащего пласта

в) трещина с

нижележащего и

вышележащего пласта

Рисунок 8.24 –

Поступление воды в скважину за счет

образования трещин

1 – эксплуатационная колонна; 2 – вышележащий неперфорированный пласт; 3 –

поступление воды в работающий пласт; 4 – интервал перфорации работающего

пласта; 5 – работающий пласт; 6 – цементный камень, за эксплуатационной

колонной; 7 – нижележащий неперфорированный пласт; 8 – трещина.

Примечание: Трещина, показанная на рисунке условна, связь

между объектами может происходить, через систему трещин. Возможна

трещина, или система трещин, соединяющая 3 и более пласта.

Причины появления:

 длительное воздействие перепада давления, между пластами;

 тектонические нарушения, (природные);

 тектонические нарушения, связанные с проведением

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

445

гидроразрыва.

Методы определения:

 гидродинамические исследования скважин (ИК, закачка

трассеров).

Методы устранения:

 устранить трещину в пласте практически невозможно, потому что

невозможно определить её местоположение, (исключение тектонический

разлом). Можно попробовать использовать химические методы изоляции

трещин, (трещины от ГРП). Самым действенным методом, может быть

только снижение отбора жидкости в добывающей скважине и снижение

закачки в нагнетательной скважине другого объекта, т.е. необходимо

уравновесить давление между объектами, на продолжительный

промежуток времени, (исключение трещины от ГРП и тектонический

разлом).

Образование трещины в пласте (рисунок 8.25)

Рисунок 8.25 – Поступление воды в скважину за счет

образования трещины в одном пласте

1 – работающий пласт; 2 – эксплуатационная колонна; 3 – поступление воды по

трещине; 4 – цементный камень; 5 – интервал перфорации нагнетательной

скважины; 6 – интервал перфорации добывающей скважины; 7 – трещина в пласте;

8 – добывающая скважина; 9 – нагнетательная скважина.

Причины появления:

 длительное воздействие повышенного давления нагнетания

(больше давления разрыва), в нагнетательной скважине;

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

446

Методы определения:

 гидродинамические исследования скважин (ИК, закачка

трассеров).

Методы устранения:

 снижение закачки в нагнетательной скважине, до оптимального

давления нагнетания.

Примечание: Следствием образования трещины является,

снижения эффективности вытеснения нефти, водой и соответственно

снижение коэффициента охвата.

Образование трещин в горизонтальных скважинах происходит

аналогичным образом, соответственно, определяется и устраняется, как

сказано выше.

Естественное обводнение скважины (рисунок 8.26)

Причины появления:

 равномерный подъем ВНК по

всему пласту, (площадь велика, а скорость

подъема низка);

 постепенный рост обводненности

продукции.

Методы определения:

 промысловые исследования,

(обводнение, дебит, динамический

уровень);

 геофизические исследования

скважины (профиль притока и т.д.).

Методы устранения:

 изоляция нижней части

перфорированного пласта, (цементный

мост, заливка под давлением, и.т.д.);

 ввод или увеличение закачки в

верхнюю часть пласта;

 в горизонтальной скважине

методов устранения нет.

Рисунок 8.26 – Подъем

ВНК

1 – работающий пласт; 2 –

эксплуатационная колонна; 3 –

поступление воды в скважину

после подъема ВНК; 4 -

цементный камень; 5 –

непроницаемые границы пласта;

6 – интервал перфорации

пласта; 7 – подъем ВНК.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

447

Конусообразование (рисунок 8.27)

Причины появления:

 влияние повышенной депрессии на

пласт, (интенсивный отбор жидкости со

скважины), следствием является подтягивание

воды по подошве пласта.

Методы определения:

 промысловые исследования

скважины, (обводнение, дебит, динамический

уровень);

 геофизические исследования

скважины, (профиль притока и т.д.).

Методы устранения:

 снижение отборов скважинной

жидкости;

 увеличение закачки (если возможно) в

верхнюю часть пласта;

 изоляция нижней части

перфорированного пласта, (цементный мост,

заливка под давлением, и.т.д.);

 возможно применение всех методов

вместе (более эффективно);

 в горизонтальной скважине методов

устранения нет.

Рисунок 8.27 –

Конусообразование

1 – работающий пласт; 2 –

эксплуатационная колонна;

3 – поступление воды в

скважину по конусу

обводнения; 4 - цементный

камень; 5 – непроницаемые

границы пласта; 6 –

интервал перфорации

пласта; 7 – конус

обводнения.

Зоны одного эксплуатационного пласта с повышенной и

пониженной проницаемостью

Пласт состоит из нескольких пропластков с разной

проницаемостью, не изолированных друг от друга какими-либо

непроницаемыми перемычками.

Причины появления:

 влияние повышенной депрессии на пласт, (интенсивный отбор

жидкости со скважины), следствием является подтягивание воды по

высокопроницаемому пропластку. При длительной эксплуатации

скважины с данным видом обводнение происходит ситуация аналогичная

образованию трещины по пласту, т.е. высокопроницаемый пропласток

«размывается», и образуется прямой канал поступления воды в скважину,

(может быть от нагнетательной скважины, может с подошвы пласта), при

этом менее проницаемые пропластки, как правило менее обводненные и

нефтяные, перестают работать.

Методы определения:

 промысловые исследования скважины, (обводнение, дебит,

динамический уровень).

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

448

 геофизические исследования скважины (профиль притока и т.д.);

Методы устранения:

 химические методы воздействия.

Обводнение нижнего пропластка, эксплуатационного пласта,

разделенного непроницаемой перегородкой (рисунок 8.28)

Причины появления:

 влияние нагнетательных скважин,

работающих на данный пропласток, при

условии, что вытеснение нефти по

пропластку идет равномерным фронтом;

 влияние нагнетательных скважин,

работающих на весь пласт, при условии, что

проницаемость нижнего пропластка больше

и вытеснение нефти по нижнему пропластку

идет равномерным фронтом, как следствие,

вытеснение нефти по верхнему пласту

снижается.

Методы определения:

 промысловые исследования

скважины, (обводнение, дебит,

динамический уровень);

 геофизические исследования

скважины (профиль притока).

Методы устранения:

 изоляция нижнего пропластка

перфорированного пласта, (цементный мост,

заливка под давлением, и.т.д.);

 на нагнетательной скважине

аналогично, при условии, что нет

необходимости закачки воды в нижний

пропласток.

Рисунок 8.28 –

Обводнение нижнего

пропластка

1 – работающий пласт; 2 –

эксплуатационная колонна; 3

– поступление воды в

скважину по обводненному

пропластку; 4 - цементный

камень; 5 – непроницаемые

границы пласта; 6 – интервал

перфорации пласта; 7 –

обводненный интервал.

Примечание: Во всех вышеперечисленных случаях, можно сделать

возврат на другой горизонт. В горизонтальных скважинах возможно

бурение второго ствола.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

449

8.7 Оборудование для изоляции и разобщения пластов

(горизонтов)

Взрывной пакер (ВП)

Взрывной пакер – это полый алюминиевый цилиндр с пороховым

зарядом, слабой мощности.

Спускается в скважину на кабеле, детонация заряда происходит за

счет электрического сигнала с устья.

Принцип действия – под действием взрыва, пакер расширяется и

этим самым фиксируется в нужном интервале.

Геофизический кабель снимается автоматически.

Предназначен для установки разобщающих мостов в обсаженных

интервалах, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных

скважинах, используется при ТКРС, как опорный мост.

На рисунке 8.29 представлен внешний вид пакера.

Технические характеристики

Таблица 8.23

Наименование

параметра

ВП 88

ВП 92

ВП 102

ВП 110

ВП 118

ВП 135

Наружный диаметр, мм 88 92 102 110

118 135

Минимальный внутренний

диаметр обсадной

колонны, мм

96 100

109 117

125 144

Максимальный

внутренний диаметр

обсадной колонны, мм

98 102

115 124

133 152

Максимально допустимое

гидростатическое

давление, МПа

60

Максимально допустимая

температура, °С

120

Длина, мм 475 490

535 570

605 605

Масса, кг 5,2 6,3

7,9 9,6

11,6 15,0

Рисунок 8.29 –

Внешний вид

пакера

Примечание: разбуриванию поддается плохо.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

450

Взрывной пакер (ВПШ)

Спускается в скважину на кабеле и на

трубах.

Принцип действия пакера аналогичен

пакеру типа ВП.

Предназначен для установки

разобщающих мостов в обсаженных

интервалах, разведочных, эксплуатационных

и нагнетательных скважинах, используется

при ТКРС, как опорный мост.

Ликвидируется разбуриванием.

Рисунок 8.30 –

Внешний вид пакера

Технические характеристики

Таблица 8.24

Наименование параметра

ВПШ 82

ВПШ 102

ВПШ 110

ВПШ 118

ВПШ 135

ВПШ 146

ВПШ 160

ВПШ 180

ВПШ 203

Наружный диаметр, мм 82 102 110

118

135

146

160

180

203

Минимальный внутренний

диа

метр обсадной колонны,

мм

88 109 117

125

144

156

170

195

220

Максимальный внутренний

диаметр обсадной колонны,

мм

98 122 124

133

152

164

180

205

228

Максимально допустимое

гидростатическое давление,

МПа

150

150 150

150

Максимально до

пустимая

температура, °С

150

150 150

150

Максимальная разность

гидростатического давления

в частях скважины,

разделенных пакером, МПа

50 50 50 50 40 40 35 35 30

Длина, мм 375

400 560

560

575

500

600

700

800

Масса, кг 9,6 15,56

22 24 31 30 40 45 50

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.