Scientific journal
Modern high technologies
ISSN 1812-7320
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,899

Zhivaeva V.V.
Общеизвестно, что обводнение скважин происходит задолго до выработки запасов нефти вследствие образования водопроводящих каналов за эксплуатационной колонной.

При обводнении скважин не только часть нефти остается в пласте, но и значительно возрастает себестоимость тонны добываемой нефти. В этой связи борьба с обводнением скважин одна из самых актуальных, ибо в настоящее время в целом в нефтяной отрасли обводненность продукции скважин составляет величину порядка 70% и эта цифра имеет тенденцию к увеличению.

Наиболее распространенным методом снижения обводненности добываемой продукции являются водоизоляционные работы, среди которых главенствующую роль занимает тампонирование.

Суть изоляционных работ с применением тампонирующих материалов сводится к полному или частичному закрытию путей поступления воды в скважину.

Тампонажный материал должен быть высокоподвижным, т.е. иметь минимально возможную вязкость, и одновременно стабильным к седиментационному расслоению, а, значит, имеющим низкую степень фильтрации. Такие физические характеристики тампонажной суспензии могут обеспечить надежную изоляцию открытых флюидопроявляющих горизонтов.

Каждый вид работ по ограничению водопритоков выдвигает свои требования к водоизолирующим материалам, не может быть найден один состав или раствор, одинаково эффективный для всех видов обработок.

Исследования проводились на месторождениях ОАО «Татнефть».

Для анализа привлечены: конструкция добывающей и нагнетательной скважин, зоны перфорации, характеристики пластов, состав обводненной нефти и составы верхних и нижних вод, геологический профиль месторождения и другие материалы, позволяющие с максимальной достоверностью определить причину обводненности. Другая проблема правильно определить причину обводнения продукции скважины, что имеет немаловажное значение в успешности проведения изоляционных работ.

Учитывая разные характеры и причины обводненности на выбранных скважинах, можно сделать вывод, что необходима разработка особой технологии изоляции притока вод и для каждой конкретной скважины с применением высокоподвижных тампонажных цементных суспензий и изолирующих материалов на полимерной основе. Установлено, что основной причиной водопритока является некачественное разобщение пластов, а именно неправильный подбор тампонажного материала. В связи с неверно установленной причиной притока воды, капитальный ремонт по ликвидации этого осложнения практически на 100% безуспешен.

Исследования были направлены на создание тампонажных растворов с высокой проникающей способностью в проницаемые пласты, которые способны надежно герметизировать водопроявляющие горизонты. Наиболее эффективным и перспективным считается метод введения различных добавок, структурирующих свободную воду затворения в «покое» и отдающих эту воду в процессе продавки.

Для ликвидации притока пластовых вод были разработаны специальные тампонажные составы с высокой подвижностью, с низкой водоотдачей на базе портландцементов, и одновременно стабильным к седиментационному расслоению, а, значит, имеющим низкую степень фильтрации. Такие физические характеристики тампонажной суспензии могут обеспечить надежную изоляцию открытых флюидопроявляющих горизонтов.

Для снижения степени фильтрации и повышения подвижности тампонажных суспензий воду затворения подвергали обработке реагентами-стабилизаторами и реагентами-пластификаторами одновременно, учитывая их химическую совместимость друг с другом, и с составляющими цементного порошка.

Для восстановления герметичности заколонного пространства при заколонных перетоках необходимо применять тампонажные смеси на основе полимеров с высокой вязкостью. Предлагается использовать растворы полиакриламида и гипана (гидролизованного полиакрилнитрила).

С целью сокращения сроков схватывания рекомендуется применять не традиционные ускорители сроков схватывания типа хлористого кальция, а отвердители для рекомендуемых полимеров: формалин технический, раствор уротропина (гексаметилентетрамин) технического в виде 20-25%-ного водного раствора.

В воде затворения растворяется гипан или полиакриламид, для регулирования сроков образования структурированной массы вводится формалин или уротропин.

Разработанные составы для решения поставленных задач на кафедре «Бурения нефтяных и газовых скважин» СамГТУ успешно опробованы на месторождениях ОАО «Татнефть».


Работа представлена на Международную научную конференцию «Приоритетные направления развития науки, технологий и техники», Египет (Шарм-эль-Шейх), 15-22 сентября 2009 г. Поступила в редакцию 14.07.2009.