В. А. БЛАЖЕВИЧ, Е. Н. УМРИХИНА,
В. Г. УМЕТБАЕВ
РЕМОНТНО-
ИЗОЛЯЦИОННЫЕ
РАБОТЫ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Нефтяных
месторождений
МОСКВА
«НЕДРА»
1981
УДК 622.276.7:622.245,43+622.245.67
Блажевич В.А., Умрихина Е.Н.. Уметбаев BJ. Ремонтно-изоляционные ра-
боты при эксплуатации нефтяных месторождений. М., "Недра', 1981 с.
Показаны значение ремонтно-изоляционных работ (РИР) в процессе раз-
работки нефтяных месторождений, основные положения и вопросы их планиро-
вания. Сформулированы и обоснованы первоочередные задачи РИР и направле-
ние их решения. Показаны результаты теоретических и промыслово-экспери-
ментальных исследований. Предложены новые способы РИР и рецептура новых
материалов. Описаны опыт проведения ремонтных работ с использованием
синтетических смол и пути повышения их эффективности, а также методы вы-
явления перетока закачиваемой в нагнетательные скважины воды в непродук-
тивные пласты. Особое внимание уделено селективной изоляции обводненных
и выработанных интервалов и пластов.
Рассчитана на инженерно-технических работников нефтяной и газовой про-
мышленности.
Табл. 36, ил. 58, список лит. — 95 назв.
Рецензент канд. техн, наук Ф.С.Абдулин
I Инг	—I
I Библии «с Ad У НМ !
ЗО8О2- 474
Б 03(01)-.81	176“80
2504030300 ©Издательство 'Недра*, 1981
ПРЕДИСЛОВИЕ
Среди мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти и
газового конденсата, немаловажная роль отводится ремонтно- изоля-
ционным работам (РИР) в скважинах.
Объемы проводимых РИР постоянно увеличиваются, что обусловле-
но особенностями разработки нефтяных месторождений в нашей стране.
1.	Основной метод разработки нефтяных пластов - это заводнение.
Применение его предопределяет закономерное и неизбежное обводне-
ние пластов по мере их выработки.
2.	Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом
пласты различаются между собой по коллекторским свойствам и при
совместной их разработке - по времени их выработки и обводнения,
что обусловливает необходимость разновременного отключения уже вы-
работанных пластов.
3.	Большинство нефтяных месторождений разрабатывают при трех-
рядном размещении добывающих скважин, площадном, очаговом завод-
нении, повышении давления нагнетания, форсировании отборов жидкос-
ти.
4.	Разработка многих нефтяных месторождений вступила или всту-
пает на позднюю стадию, ,характеризующуюся' Массовым’ обводнением
пластов и скважин. !.	____ '	•
В указанных условиях, с одной стороны, повышается степень не-
равномерности в выработке и обводнедин i вфАРФ р>й!с’другой, -
быстрее проявляются все недостатки»» чаыщн-^н-канатрук1*"" скважин.
Большинство РИР связано с ликвидацией путей поступления воды
в скважины: "чужой" - аварийно-восстановительные, "своей" - техно-
логические. Поэтому иногда решение проблемы РИР подменяется ог-
раничением объема добываемой вместе с нефтью воды. Чаще всего
решается задача поиска реагентов для селективного закупоривания
обводненных интервалов пласта.
Именно этим и обусловлено существование таких понятий,
как "выбор скважин для проведения изоляционных работ" и "выбор
скважип для применения метода изоляции". Поэтому под методом
изоляции очень часто подразумевается изоляционный материал, разоб-
щающее устройство и т.д. Для испытания и применения методов, реа-
гентов и т.д., естественно, подбирают объекты (скважины), в макси-
мальной степени приближающиеся к построенной модели.
Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти во-
дой сопровождается отбором значительных объемов попутной воды.
Для достижения запланированных уровней отбора запасов эксплуата-
ция залежей продолжается до обводненности продукции 98% и более,
В этих условиях целесообразность проведения РИР с целью ограни-
чения притока воды в ряде случаев не может быть обоснована.
1-2	3
затронутый вопрос не является новыкА . В настоящее время зна-
чительно пополнился и обогатился опыт разработки нефтяных пластов
с применением заводнения и опыт проведения ремонтно-изоляционных
работ в скважинах Это позволяет более четко сформулировать основ-
ные положения проблемы РИР и более строго подойти к решению от-
дельных ее задач.
Проблема РИР включает большой перечень задач, связанных с
планированием и финансированием, организацией и технологией, техни-
кой, исследованием и т.д.
Особое место в проблеме занимают задачи планирования РИР,
обоснования условий и технологии проведения РИР, оценки их эффек-
тивности,
В настоящей монографии приведено обобщение результатов исследо-
ваний по проблеме РИР, выполненных в БашНИПИнефти. При этом
прежде всего внимание уделялось решению перечисленных задач. Та-
кие исследования - обшие для многих месторождений Советского Союза.
Именно этим и обусловлено существование таких понятий,
при решении проблемы РИР во многих нефтяных районах нашей страны.
Изложенные в предлагаемой монографии исследования выполнены в
БашНИПИнефти под руководством и при непосредственном участии ав-
торов и совместно с В.А.Стрижневым, Е.И.Рубиновым, Э.М.Тимашевым
и Р.З.Сайфутдиновой, Б. Я.Зарецким, Г.И.Третьяковой и К.Н.Сопомеш.
В проведении лабораторных исследований по изысканию и разработ-
ке рецептуры изоляционных материалов принимал участие коллектив
сектора капитального и текущего ремонта скважин БашНИПИнефти:
Л.В.Торбеева, Н.С.Зеленчук, А.Б.Логинов, А.А.Галиева.
Исследования по изучению условий проведения ремонтно-изоля-
ционных работ в скважинах, разработке и совершенствованию мето-
дов и технологии ремонтных работ и внедрение их в скважинах мес-
торождений Башкирии проводили при активном участии инженерно-тех-
нических работников НГДУ Ю жарланнефть: В.С.Асмоловского, Ф.Я,Ис-
ламова, М.И.Шупындина, Р .К.Шарафутдинова, Ф,И. Мухаметшина,
К.Х-Гайнуллина, И.Ф.Мазитова, А.В.Годованного, И.А.Корепанова,
А.Г-Габдрахманова; НГДУ Туймазанефть: В.А.Кобелевой, П.И.Лоторе-
ва, Н.Ф.Разгоняева, Н.А.Хайдаровой, В.А.Сургучева, В.И.Ионова,
З.С.Газиэова, Ф.М.Якупова, Р.Я,Ахтямовой.
Исходными материалами для обобщения опыта проведения РИР с
использованием смол ТСД-9 и ТС-10 явились данные Главтюменнеф-
тегаза, объединений, НГДУ, УПНП и КРС, ЦНИИ и НИИ, любезно
предоставленные авторам по их просьбе. В сборе и подготовке ука-
занных данных принимали участие следующие товарищи; Ю.Д.Попович,
В.А.Шумилов, А.С.Калимуллин, А.ШГаэизов (объединение Татнефть);
Ю.Д.Качмар, Ф.Н.Бурмич, А.М.Гопвденберг (объединение Укрнефть);
Б.А.Нурбаев и Ю.П.Скворцов (Главтюменнефтегаз).
Всем перечисленным товарищам авторы выражают свою признатель-
ность и благодарность.
^^Сургучев М. Л. О методах изоляции пластовых вод в эксплу-
атационных скважинах. - Нефтяное хозяйство, 1962, № 11, с.36—40.
4
Глава I
КЛАССИФИКАЦИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
В СКВАЖИНАХ
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ
Основное назначение РИР - обеспечение оптимальных усло-
вий работы продуктивного пласта (или нескольких пластов) для до-
стижения запланированного ( максимального) извлечения запасов нефти.
По номенклатуре РИР относятся к работам по капитальному ре-
монту скважин (КРС) и, как все ремонтные работы, проводимые в
скважинах, являются одним из основных средств реализации проектов
разработки нефтяных месторождений.
В зависимости от цели все РИР делятся на следующие виды.
1.	Отключение отдельных обводненных (выработанных) интервалов
пласта в нефтяных скважинах, независимо от их местоположения по
толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, зака-
чиваемая). Регулирование закачки воды по толщине заводняемых плао-
тов в нагнетательных скважинах.
Необходимость проведения работ этого вида обусловливается неод-
нородным строением и неравномерными выработкой и обводнением
продуктивных пластов по толщине. Работы проводят в слоистых плао-
тах для обеспечения нормальных условий их выработки по всей тол-
щине.
2.	Исправление негерметичного цементного кольца (в том числе
ликвидация межпластовых перетоков).
Необходимость проведения этого вида РИР обусловлена несоот-
ветствием качества цементирования обсадной колонны условиям
эксплуатации скважины и является как следствием получения негер-
метичного цементного кольца и разрушения его в процессе эксплуа-
тации скважины.
3.	Отключение отдельных пластов. Необходимость проведения дан-
ного вида РИР возникает в нефтяных и нагнетательных скважинах,
одновременно эксплуатирующих несколько пластов. Различие в геоло-
гическом строении пластов (толщина, коллекторские свойства) обус-
ловливает разновременность их выработки (обводнения) и, следова-
тельно, необходимость отключения каждого выработанного (обводнен-
ного) пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки
остальных.
4.	Ликвидация нарушений обсадных колонн. Необходимость в про-
ведении этих работ обусловлена нарушением герметичности обсадной
колонны вследствие несоответствия конструкции скважины условиям
5
ее эксплуатации: цементирование обсадной колонны не по всей длине,
использование для заводнения сточных вод, повышение давления нагне
тания и пластового давления и т.д.
5.	Наращивание (доподъем) цементного кольца за обсадной колон-
ной и кондуктором.
Необходимость проведения работ в первую очередь диктуется тре-
бованиями охраны недр и окружающей среды: предотвращение перетокг
пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их
на поверхность.
Иногда эти работы проводят одновременно с ликвидацией наруше-
ний обсадной колонны, которые в основном являются следствием от-
сутствия цементного кольца за колонной или плохого его качества.
6,	Перевод скважин на другие пласты и горизонты, временная
консервация и ликвидация скважин. Эти работы осуществляются в
соответствии с действующими положениями о порядке перевода сква-
жин на другие горизонты, временной консервации и ликвидации сква-
жин [ 67].
Ликвидация скважин к РИР отнесена условно, поскольку в ряде
случаев прямого отношения к разработке основного пласта в данной
скважине она не имеет. Включение этих работ в основной перечень
РИР обусловлено выполнением этих работ бригадами капитального
ремонта и использованием методов РИР.
К основным методам относятся: установка моста, летучки, паке-
ра; перекрытие интервала перфорации взрывным пакером; создание
непроницаемого экрана в призабойной зоне пласта; перекрытие нару-
шений в цементном кольце и обсадной колонне с помощью тампонаж-
ных материалов и т.д.
Учитывая принципиальные различия в механизме закупоривания
пористой среды, методы создания непроницаемого экрана делятся
на селективные и неселективные[ 10 ].
Каждый метод изоляции, равно как и каждый изоляционный реа-
гент или конструкция разобщающего устройства, имеет свои облас-
ти более эффективного применения при проведении определенного вида
РИР. Вместе с тем каждый из них с успехом может быть применен
и при ведении нескольких видов РИР. Так, установкой пакера отклю-
чают обводненный пласт, а также интервалы нарушения обсадной ко-
лонны. Цементные растворы используют для установки мостов при
отключении нижних пластов и их нижних интервалов, для исправле-
ния некачественного цементного кольца, ликвидации нарушений обсад-
ной колонны и т.д.
Наконец, каждую операцию РИР, осуществляемую с помощью дан-
ного метода, выполняют по определенной технологии. Перечень меро-
приятий и строгий порядок их проведения обеспечивают достижение
поставленной цепи.
Метод РИР, изоляционный реагент, конструкция разобщающего
устройства и технология РИР взаимно обусловливают и определяют
ДРУГ друга. В каждом отдельном случае их выбирают с учетом боль-
шого комплекса показателей: геолого-физических особенностей про-
дуктивного пласта или пласта-обводнителя, конструкции скважины,
6
гидродинамических условий, существующего опыта проведения РИР на
данном месторождении, оснащенности техникой, материалами и т.д.
Технологическая схема РИР может быть разработана применитель-
но к условиям каждой конкретной скважины.
РЕ МОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
В ОБЪЕДИНЕНИИ БАШНЕФТЬ
НГДУ Южарланнефть. Основными объектами разработки в
НГДУ Южарланнефть являются продуктивные пласты нижнего карбона
Новохазинской площади Арианского месторождения, залегающие на
глубине 1250-1350 м. Разработку ведут с поддержанием пластово-
го давления заводнением. При этом, как правило, одной скважиной
совместно эксплуатируется несколько пластов.
В 1972-19 75 гг. работы по КРС выполняли 11 бригадами, в
1976 г. - 12, в 1979 г. - 13.
Наибольший объем работ, проводимых бригадами КРС, составляют
работы по освоению и восстановлению приемистости нагнетательных
скважин, ликвидации аварий, обработке гипсующихся скважин и под-
земному ремонту.
Объем проводимых РИР в общем объеме работ по КРС составляет
незначительную часть, причем по сравнению с 1972 г. объем РИР
постепенно уменьшается. После работ по регулированию закачки воды
в нагнетательных скважинах наибольшее количество РИР за анализи-
руемый период выполнено по исправлению негерметичного цементного
кольца и ликвидации нарушений обсадных колонн. Потребность в ремон-
тах этого вида непрерывно увеличивается и намного превышает объемы
проводимых работ.
Исправление негерметичного цементного кольца, ликвидация нару-
шений обсадных колонн, а также отключение верхних пластов относят-
ся к наиболее актуальным задачам и с точки зрения охраны недр и
окружающей среды.
При проводимых работах изучают принципиальную возможность и
экономическую целесообразность отключения обводненных интервалов
по схеме селективной изоляции, одновременно разрабатывают техноло-
гию этих РИР для условий скважин Новохазинской площади Арланского
месторождения.
НГДУ Туймаэанефть. Основными объектами разработки в Туй-
маэанефть являются девонские пласты Д [ и /Ij[ Туймазинского место-
рождения, залегающие на глубине 1700-1800 м. Каждый объект
разрабатывается отдельно с поддержанием пластового давления завод-
нением. Оба пласта находятся на поздней стадии разработки.
В 1972 г. работы по КРС выполняли 17 основными и-1 резервной
бригадами, в 1973-1976 гг. - 19 основными и 1 резервной, в
1979 г. - 20 бригадами.
Структура выполняемых работ по КРС в Туймаэанефть несколько
отличается от структуры этих работ в Южарланнефть. Это обуслов-
лено различием геолого-физических особенностей и принятой системой
разработки.	_
Общим для обоих является исключительное разнообразие проводи-
мых работ по КРС. Вместе с тем в обоих НГДУ на протяжении всего
анализируемого периода выполняется большой объем работ по регули-
рованию (осуществлению) процесса заводнения пластов (освоение
нагнетательных скважин, поддержание и увеличение их приемистости и
т.д.).
Работы по интенсификации притока в нефтяных скважинах в условиях
разработки пластов с применением заводнения составляют незначи-
тельный объем. В этих условиях эффективность их проведения по срав-
нению с эффективностью обработки призабойной зоны (ОПЗ) в нагне-
тательных скважинах несоизмеримо мала. Кроме того, работы по СПЗ
в обводненных скважинах, как правило, приводят к увеличению прито-
ка воды.
Рост объемов работ по ОПЗ в нефтяных скважинах Новохазинской
площади Арианского месторождения с применением метода ТГХВ
обусловлен физико-химическими свойствами нефти продуктивных плас-
тов нижнего карбона и простотой осуществления метода.
Порядок планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) по
СПЗ и РИР прежде всего должен определяться их назначением; необ-
ходимость проведения РИР должна обосновываться требованиями про-
цесса разработки нефтяного месторождения. Их объемы и последова-
тельность проведения должны определяться в проектах и анализах
разработки, в настоящее время в наибольшей степени удовлетворяю-
щих потребностям перспективного и текущего планирования и опера-
тивного управления разработкой нефтяных месторождений.
Глава II
ОТКЛЮЧЕНИЕ ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА
РАЗВИТИЕ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ
ПО РАЗРАБОТКЕ МЕТОДОВ ОТКЛЮЧЕНИЯ
ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА
Первым месторождением в СССР, разрабатываемым с поддержанием
пластового давления методами заводнения, было Туймаэинское. Еще
до начала применения этих методов на этом месторождении обводне-
ние пластов и скважин представлялось процессом закономерным и не-
избежным. Однако отсутствие четких представлений о геологическом
строении пластов определило необходимость построения гипотетичес-
ких моделей пластов. В основу теоретических и экспериментальных
исследований механизма обводнения был заложен ряд допущений, мак-
симально идеализирующих процесс. Представления о геологическом
строении пластов и механизме их обводнения непрерывно уточнялись,
в том числе и результатами работ по ограничению водопритоков, имею-
щих своей целью изоляцию обводненных пластов и их интервалов,
ликвидацию нарушений в цементном кольце и обсадной колонне. Посте-
пенно уточнялась и роль этих работ в сложном процессе разработки
месторождения.
Учитывая наличие громадных водоплавающих частей и примене-
ние законтурного заводнения, ожидалось активное проявление подош-
венных вод. В связи с этим уже в 1947 г. в УфНИИ, а затем и в
МИНХиГП началась разработка методов изоляции подошвенных вод,
исходя из механизма поступления воды в скважину, заключающегося
в образовании конусов обводнения. При этом с самого начала поисков
предпочтение отдается селективным изоляционным реагентам и мето-
дам, основанным на создании искусственных водонепроницаемых экра-
нов-пропластков ('линз') вокруг ствола скважины в зоне водонефтя-
ного контакта (ВНК)[60].
Поиски методов селективной изоляции в то время обосновывались
отсутствием эффективных методов определения местоположения по-
дошвенной воды (ВИК) в действующих скважинах, а также техничес-
кими трудностями закачки изоляционных реагентов в выбранный ин-
тервал пласта. Уместно отметить, что задача изоляции притока воды,
поступающей по самому продуктивному пласту, независимо от того,
подошвенная она или закачиваемая, до настоящего времени наиболее
сложная!).
Вопросы обводнения по негерметичному цементному кольцу в
Данной главе не рассматриваются.
9
2-1
новое разрабатываемых методов изоляции притока подошвенной
воды явились теоретические исследования М.Д.Миллионшикова, пока-
завшие возможность увеличения безводного периода эксплуатации
скважин установкой водоизолируюших экранов выше ВНК.
При этом все работы строили исходя из создания водоизолирую-
ших экранов возможно больших размеров.
Было разработано несколько методов селективной изоляции, часть
из которых была испытана в скважинах. Так, начиная с 1952 г. ис-
пытываются методы селективной изоляции, основанные на использо-
вании: мылонафта [60], собственной девонской нефти, высоковязкой
нефти и нефтемазутных смесей, растворов парафина в бензоле, гидро-
фобизирующих ПАВ [84] и тщ.
Общей особенностью для всех проводимых работ явилось практи-
чески полное отсутствие поглощения изоляционных реагентов пласта-
ми при давлении ниже давления разрыва последних. Причем, лишь
после образования трещин начиналось поглощение пластами даже таких
реагентов, как водные растворы ПАВ, обладающих малой вязкостью
и хорошей фильтруемостью [ 84].
Наблюденное явление, причины которого не установлены до сих
пор, поставило под сомнение практическую возможность создания
водоизолирующих экранов-пропластков большой протяженности и яви-
лось толчком к разработке методов, основанных на создании водо-
изолируюших экранов-трещин. Последнему в значительной мере спо-
собствовало широкое применение в то время (1955 г.) метода гид-
равлического разрыва пласта для увеличения производительности
скважин.
Таким образом, результаты проведенных опытно-промышленных ра-
бот поставили под сомнение практическую возможность применения
методов селективной изоляции обводненных частей девонских пластов
на Туймазинском месторождении.
В УфНИИ, ВНИИ и других организациях исследуют реагенты для
изоляции подошвенных вод методами, основанными на создании ис-
кусственных водоизолирующих экранов-трещин. Эти методы являются
неселективными, хотя для осуществления некоторых из них было
предложено использовать селективные материалы: нефти, нефтемазут-
ные смеси [84], цементные суспензии на углеводородной основе и
др.
Сущность методов заключается в образовании в пласте выше
ВНК экрана-трещины, сдерживающего подтягивание конуса обводне-
ния. Методы, основанные на создании экранов-трещин, разрабатыва-
ли в отсутствии строгого обоснования необходимых размеров экранов.
Во всех случаях стремились к созданию экранов возможно большей
протяженности.
Начиная с 1955 г. изоляционные работы с применением методов
создания изкусственных водоизолируюших экранов-трещин проведены
более чем в 200 скважинах Туймазинского и других месторождений
Башкирии [84].
Эффективность создания экранов-трещин с использованием всех ма-
териалов примерно одинакова, не зависит от объемов задавленного
10
за колонну изоляционного материала и редко превышает 50%. При
этом успешными оказались почти все работы по установке экранов-
трещин в расчлененных пластах, когда экран-трещина создавалась не-
посредственно под непроницаемым прослоем или над ним. В этих услог
виях проведенные работы, по сути дела, сводились к исправлению
негерметичного цементного кольца.
С точки же зрения оценки эффективности методов создания экра-
цов-трещин для сдерживания, подтягивания конуса обводнения прове-
денные работы ставят под сомнение сам факт образования конусов
обводнения при разработке пластов Д1 и Дц Туймазинского место-
рождения, хотя по данным геофизических исследований они характери-
зовались как монолитные.
В действительности последующими исследованиями было показано,
что механизм обводнения пластов и скважин значительно сложнее
представляющегося первоначально и во многих случаях ничего обще-
го не имеет с конусообразованием. В скважинах ряда месторождений,
в том числе и Туймазинского, инструментально была установлена
значительная неоднородность геологического строения продуктивных
пластов, обусловливающая опережающую их выработку по отдельным
наиболее проницаемым интервалам с полным обводнением скважин, в
то время когда значительная часть пласта в них остается еще нефте-
насыщенной [71] .
Результаты многочисленных теоретических и экспериментальных
исследований, в условиях разработки пластов Д[ и Д[[ Туймазинс-
кого месторождения, подтвердили принципиальную возможность огра-
ничения притока подошвенной воды в монолитных изотропных пластах
созданием водонепроницаемых экранов-пропластков или экранов-тре-
щин.
Это возможно лишь для исключительно низких темпов выработки
пластов и при создании водоизолируюших экранов большей протяжен-
ности. В действительности особенности геологического строения
пластов (проницаемое тная неоднородность по толщине и простиранию)
и высокие темпы их разработки исключают образование конусов об-
воднения. Таким образом, в условиях разработки пластов /11 и Дп
Туймазинского месторождения на сегодня не подтверждены ни воз-
можность образования конусов обводнения, ни практическая возмож-
ность ограничения притока подошвенной воды установкой водоизо-
лирующих экранов.
СЕЛЕКТИВНАЯ ИЗОЛЯЦИЯ
ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА
Принципиальная возможность ограничения и ликвидации притока
воды в скважину со слоистыми пластами (чередование проницаемых
и непроницаемых прослоев) сомнений не вызывает.
Создание водонепроницаемого экрана-пропластка в обводнявшихся
прослоях, несомненно, изолирует приток воды по ним в скважину. Од-
нако для достижения изоляции притока водонепроницаемая оторочка
2-2	11
должна быть создана по всей толщине обводненных прослоев. Протя-
женность такой оторочки может быть ограничена несколькими санти-
метрами. Важно, чтобы она была создана по всему периметру скважи-
ны. В условиях же качественного цементного кольца для изоляции об-
водненного прослоя достаточно надежного перекрытия отверстий перфо-
рации также в пределах всей толщины прослоя.
Задача выявления обводненного пропластка в продуктивных пластах
с четко выраженными непроницаемыми прослоями на сегодня решается
более или менее уверенно. Задача по отключению такого пропластка
сводится к выбору изоляционного реагента и технологии изоляционных
работ, исходя из конкретных условий данной скважины.
Иногда в пластах существуют непроницаемые прослои незначитель-
ной толщины, которые известными методами не выделяются, но созда-
ют условия для надежной изоляции уже выработанных и обводненных
пропластков. В большинстве случаев ответ на вопрос о существова-
нии непроницаемых прослоев и принципиальной возможности ограниче-
ния притока воды изоляцией обводненных интервалов может быть по-
лучен лишь опытным путем, на основании результатов самих изоля-
ционных работ.
Совершенно очевидно, что для указанных цепей должны применять-
ся методы селективной изоляции, т.е. методы, обеспечивающие изби-
рательное закупоривание водонасышенных (обводненных) интервалов
пласта и сохранение проницаемости нефтенасыщенных интервалов при
закачке изолирующих реагентов по всей толщине пласта.
В зависимости от механизма закупоривания пористой среды ме-
тоды селективной изоляции [10] делятся на:
1) методы, основанные на использовании селективных изолирую-
щих реагентов, образующих закупоривающий поровое пространство ма-
териал (осадок), растворимый в нефти и нерастворимый в воде;
2) методы, основанные на использовании изолирующих реагентов
селективного действия, образующих закупоривающий поровое простран-
ство материал только при смешении с пластовой водой и не образую-
щих - при смешении с пластовой нефтью.
В свою очередь, методы этих обеих групп в зависимости от харак-
тера закупоривания пористой среды делятся на методы, предусмат-
ривающие:
полное закупоривание во всем объеме закачанного реагента;
полное закупоривание в объеме закачанного реагента, не подвер-
гшегося дополнительному разбавлению пластовой нефтью;
частичное закупоривание во всем объеме закачанного реагента;
частичное закупоривание в зоне смешения закачанного реагента
с пластовыми водами.
Практически по всем перечисленным направлениям было предло-
жено и предлагается ряд изолирующих реагентов. Некоторые из пред-
ложенных реагентов прошли промышленные испытания в скважинах де-
вонских пластов /If и Туймазинского месторождения в основном
при проведении работ по созданию водозакрывающих экранов-пропласт-
ков.
Методы, предусматривающие восстановление прони-
12
цаемости нефтенасыщенных интервалов, полностю за-
купоренных нефтерастворимыми материалами (например,
расплавы парафина, синтетические смолы, образующие нефтераствори-
мый полимер) бесперспективны априори. Растворение этих материа-
лов определяется диффузионными процессами, характеризующимися
исключительно малыми скоростями.
Селективность методов, предусматривающих использование селек-
тивных изолирующих реагентов с частичным закупориванием пористой
среды во всем объеме, предусматривает сохранение движения жидкос-
ти в ней. В процессе эксплуатации скважины проницаемость нефтена-
сышенных интервалов пласта восстанавливается за счет растворения
закупоривающего материала в пластовой нефти. Проницаемость же
водонасыщенных (обводненных) интервалов при этом не восстанав-
ливается.
Принципиальная возможность восстановления проницаемости породы
даже при незначительном движении жидкости, растворяющей закупори-
вающий материал, была подтверждена многими исследованиями, на-
пример комплексов предельных углеводородов на основе мочевины при
фильтрации воды [25], парафина - при фильтрации керосина и нефти
[84].
С целью изучения влияния количества (объема) закупоривающего
осадка на изменение проницаемости пористой среды при различном
характере ее насыщенности нами были поставлены специальные рпыты
с использованием в качестве изоляционного материала парафина^ ко-
торый фильтровали через водо- и керосинонасыщенные образцы искус-
ственного песчаника в виде расплавов и пересыщенных растворов его
в керосине. Изменение проницаемости образцов в зависимости от ха-
рактера их насыщенности и количества выпавшего в них осадка да-
но в табл.1.
В зависимости от характера насыщенности определяли величину
проницаемости Ki образцов по воде или керосину при комнатной тем-
пературе (20-25°C). Затем через образцы фильтровали расплавы па-
рафина или его растворы в керосине^-) при температуре 60-65°C
в объеме 700 мкм^, т.е. более 30 поровых объемов образцов. После
охлаждения образцов до комнатной температуры фильтровали воду или
керосин до достижения постоянной скорости фильтрации. При этом
определяли величину проницаемости К2 (см.табл.1).
В условиях проведенных опытов при неполном закупоривании об-
разцов парафином их проницаемость по керосину восстанавливается
практически до первоначальной. Степень снижения проницаемости об-
разцов по воде зависит от величины их первоначальной проницаемости
и объема выпавшего осадка. В проведенных исследованиях для полно-
го прекращения движения воды через образцы объем выпавшего в них
осадка должен быть не менее 38% объема пор.
Проведенными исследованиями подтверждена принципиальная воз-
можность селективной изоляции обводненных пластов и их интервалов
с использованием пересыщенных растворов твердых углеводородов.
^Температура плавления парафина 49°С.
13
Таблица 1
Насыщаю- щая жид- кость	«1. мкм3	Объ- ем пор. мкм^	Содержание пара- фина, мкг, в изо- лирующем раство- ре	Количество вы- павшего пара- фина, % от объема пор	мкм
Вода	1,23	21,0	Расплав	100	0
Керосин	0,32	13,3	Г	100	0
Вода	2,32	19,7	32,5	30,3	0,37
Керосин	3,30	16,4	32,5	30,3	3,30
Вода	0,51	15,0	40,0	35,3	7-10-6
Вода	10,45	27,2	40,0	35,3	6-10“3
Вода	0,24	11,2	50,0	38,1	0
Керосин	0,84	18,3	50,0	38,1	0,52
Керосин	2,44	17,2	65	43,2	2,00
Вода	0,18	12,5	100	51,5	0
Керосин	2,83	17,0	100	51,5	2,50
Керосин	0,35	13,1	100	51,5	0,35
Примечание. Содержание керосина составляло 50 мкм3
В качестве таких реагентов были исследованы синтетические смо-
лы, полученные на основе суммарных алкилированных фенолов. Смолы
являются термопластичными и маслорастворимыми, их растворы при
разбавлении керосином или нефтью более 1:0,5 теряют способность к
отверждению [9]. Растворы смолы фильтровали через пористую среду
(трубки, заполненные кварцевым песком). Пс окончании фильтрации
трубки помещали в вертикальном положении в воздушный термостат.
Одновременно для контроля в термостат помещали пробы раствора
смолы, отобранные до и после фильтрации. Изменение проницаемости
образцов после закупоривания их селективнораст-оримой синтетичес-
кой смолой, показано в табл.2.
Приведенные в табл.2 данные еще раз свидетельствуют об огра-
ниченности зоны смешения в пористой среде двух жидкостей при
вытеснении одной жидкости другой (как взаиморастворимых, так и
несмешиваюшихся). В условиях опыта фильтрация раствора смолы
даже в количестве, равном одному объему порового пространства об-
разца, приводит к полному закупориванию его. Фильтрация же раство-
ра смолы в количестве, равном половине объема порового простран-
ства, приводит лишь к частичному закупориванию как нефтенасыщен-
ных, так и водонасыщенных образцов. Это обусловлено наличием пор
различного диаметра; неравномерным продвижением фронта закачивае-
мой жидкости по ним и разбавлением первых порций фильтруемого
раствора смолы, насыщающей образец, жидкостью с потерей способ-
ности его к отверждению.
Полученные результаты со всей очевидностью еще раз подтверждав
14
ют бесперспективность разработки методов селективной изоляции об-
водненных интервалов пласта, основанных на использовании эффекта
взаимного смешения двух или нескольких жидкостей в пористой среде
[4, 10, Ц].
Таблица 2
Проницаемость К1, мкм^			Время выдержки под давлением пос- ле отверждения смо^ лы, ч	Проницаемость К%, мкм^	
по воде	по керо- сину	^пор		по воде	по керо- сину
19,3 19,4 10,7	11,7 14,2 25,5 24,5 17,5 21,0	3,7 1,0 0,6 6,2 0,9 1,0 1,0 0,5 0,5	125 384 96 208 295 400 263 1412 270 560 576	0 0 0 0,4	0 0 0 0 11,0 0 0,013
Методы основаны на закупоривании водонасыщенных
интервалов осадками, образующимися в результате сме-
шения изолирующего реагента с пластовой водой. Это
наиболее распространенное направление в разработке методов селек-
тивной изоляции. К настоящему времени для указанных целей предло-
жены, пожалуй, все известные химические реакции, обеспечивающие
образование осадка при смешении изоляционного реагента с солями
пластовой воды [10].
Вместе с тем сам механизм, используемый в этих методах, вы-
зывает сомнение в возможности надежной изоляции: осадок образуется
лишь в зоне смешения реагента с пластовой водой* объем получае-
мого осадка недостаточен для закупоривания водонасыщенных интер-
валов [11] .
Последнее наглядно иллюстрируется результатами расчета химичес-.
ких реакций, используемых в некоторых предложенных методах се-
лективной изоляции. Для примера приведем результаты таких расче-
тов для типичных изолирующих реагентов, образующих с солями плас-
товой воды нерастворимые в воде осадки: натриевые соли нафтеновых
кислот - мылонафт [60], азотнокислый свинец РЬ(М0д)2 и углекис-
лый натрий - Na-jCOg [10] . Указанные реагенты применяли на прак-
тике.
15
Определим объем осадка, получаемого в условиях полного реаги-
рования перечисленных реагентов в растаорах предельной концентрации
(при 20°С) с водой девонских пластов Туймазинского месторождения,
содержащей хлориды Са , Mg и Na в количестве соответственно
65,5; 16,0 и 71,3 г/л.
Для полной реакции всего количества мылонафта, PdCNO.^Ij и
Na2CO,3 их водные растворы должны быть смешаны с пластовой водой
в соотношениях: 1:0, 445; 1:1,08; 1:2,42. При этом будет получен
нерастворимый в воде осадок, объем которого составит соответствен-
но 8,3; 3,7 и 2,0% объема смеси.
Вычисленные объемы получаемого осадка являются максимальными,
так как они рассчитаны для условий полного перемешивания и реаги-
рования предлагаемых изолирующих реагентов с пластовой водой, со-
держащей максимальное количество хлоридов Са , Mg и Na . В дей-
ствительности при вытеснении пластовой воды закачиваемым изоли-
рующим реагентом в пористой среде указанные условия никогда не
будут достигнуты и объем получаемого осадка будет значительно
меньше. Поскольку обменные реакции происходят мгновенно, образую-
щийся на контакте растворов осадок затрудняет дальнейшее их пе-
ремешивание. Изоляция (закупоривание) обводненных интервалов не
может быть достигнута.
Такие же результаты получены при использовании некоторых реа-
гентов ( мылонафт, латекс и т.д.).
Таким образом, на сегодня является установленным, что известные
традиционные направления в разработке методов селективной изоля-
ции обводненных интервалов пласта, предусматривающие использова-
ние селективных изолирующих реагентов и реагентов селективного
действия, в условиях реальных пластов не могут обеспечить достиже-
ния указанной цели.
Вместе с тем на сегодня является установленным, что пласты в
большинстве случаев неоднородны и имеют слоистое строение. Эта
особенность обусловливает характер выработки и обводнения продук-
тивных пластов - в первую очередь вырабатываются, а следователь-
но, и обводняются, наиболее проницаемые их интервалы.
Это влияет на характер поглощения закачиваемой в пласт жидкости
при проведении любых работ, в том числе и изоляционных. При за-
качке жидкости в пласт величина приемистости каждого его интерва-
ла будет пропорциональна проницаемости, т.е. прежде всего закачи-
ваемая жидкость должна поглощаться наиболее проницаемыми уже вы-
работанными и обводненными интервалами и в меньшей мере - мало-
проницаемыми интервалами, еще содержащими нефть.
Такому распределению закачиваемой жидкости способствует и раз-
личие в величине порогового значения градиента давления, при кото-
ром порода с высокой проницаемостью начинает пропускать через се-
бя жидкость при меньшем перепаде давления, а с низкой проницае-
мостью - при большем. Именно на этом основан разработанный ме-
тод отключения обводненных интервалов пласта по схеме селективной
изоляции, предусматривающий закачку изоляционного реагента по всей
±6
4; .	‘
толшине продуктивного пласта и в случае необходимости - последую-
щее вскрытие его в прежних интервалах [4].
Применение селективных методов изоляции вадонасыщенных (об-
водненных) интервалов продуктивного пласта обеспечивает проведение
изоляционных работ без обязательного определения местоположения
водонасыщенных интервалов пласта в каждой скважине^-).
Поскольку описанный характер поглощения является самопроизволь-
ным и общим для всех жидкостей, то для осуществления селектив-
ной изоляции обводненных интервалов пласта могут быть использова-
ны реагенты как селективные, так и несепективные. Эффективность
применения многих из испытывавшихся ранее изоляционных материа-
лов, закачивающихся по всей толщине пласта, обусловливалась про-
явлением именно такого характера и распределением между отдель-
ными интервалами.
Не менее важной особенностью геологического строения продуктив-
ных пластов, обусловливающей как характер их обводнения, так и
направления в разработке методов изоляции притока воды, является
трещиноватость пластов. При наличии трещин закачиваемые в пласт
изоляционные реагенты в первую очередь поглощаются трещинами.
Эффективность проводимых в этих условиях изоляционных работ
будет определяться местоположением и ориентацией трещин, их раз-
мерами и изменением параметров трещин в процессе закачки изоля-
ционных реагентов и эксплуатации скважин, а также свойствами реа-
гентов. Именно существованием трещин обусловлено извлечение из
пласта в процессе последующей эксплуатации скважин многих изоля-
ционных реагентов, превращающихся в гель (например, полиакриламид,
гипан и др.), который не мог быть вытеснен из пористой средь>2).
Основные требования к изоляционным реагентам для изоляции про-
ницаемых пластов вообще и их обводненных интервалов, в частности,
следующие.
1.	Малая вязкость и хорошая фильтруемость в пористую породу
для создания непроницаемых оторочек заданных размеров.
2.	Гомогенность, обеспечивающая превращение в нетекучее состоя-
ние реагентов во всем объеме.
3.	Получаемый закупоривающий материал должен обладать опреде-
ленной прочностью и адгезией с поверхностью породы для преду-
преждения выдавливания его из трещин.
Таким образом, разработку методов селективной изоляции притока
воды следует вести с учетом особенностей геологического строения
*-)при этом, естественно, имеется в виду, что в данной скважине
поступление воды по продуктивному пласту является бесспорным.
Кроме того, обводнение скважины за счет других источников (негер-
метичное цементное кольцо, нарушение обсадной колонны и тл.) ис-
ключается.
“^Существование трещин в пластах при проведении изоляционных
работ подтверждается и закачкой за обсадную колонну больших объе-
мов изоляционных реагентов, не фильтрующихся через пористую среду
вообще, например суспензий цемента, глинистых растворов и т.д.
—------ ----------.--—	17
Ин», .ч z к 5 р в |
Библиотека УНИ I
Продуктивных пластов и их проявления (неоднородность, трещинова-
тость) . При этом первоочередной задачей является изучение этих
особенностей в условиях разработки каждого конкретного пласта.
При массовом обводнении нефтяных скважин и добыче больших ко-
личеств воды эффективным может оказаться лишь массовое проведе-
ние работ по ограничению водопритока. Для этого должны быть раз-
работаны методы массового применения, отличающиеся простотой осу-
ществления и минимальной стоимостью. По нашему мнению, предло-
женная схема [41 является реальной основой для разработки мето-
дов, удовлетворяющих этим требованиям. Последнее уже подтвержде-
но в условиях разработки многих нефтяных месторождений [75,85.
91].
Простота осуществления позволяет уже сегодня предложенную схе-
му рекомендовать к применению в условиях многих месторождений.
В качестве одного из материалов для изоляции пластов могут быть
использованы синтетические смолы на основе сланцевых фенолов
ТС Д-19 и ТС-1О, полностью отвечающие сформулированным требо-
ваниям.
ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ ОТКЛЮЧЕНИЯ
ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА
Существующие методики определения эффективности работ по огра-
ничению притока воды в нефтяные скважины оценивают ее условно,
исходя из состояния разработки месторождения (пласта) на каком-то
коротком отрезке времени, равном продолжительности эффекта от их
проведения. При этом экономически эффективными считаются работы,
обеспечившие снижение себестоимости добываемой нефти за счет из-
менения дебита нефти и воды ремонтируемой скважины [31] . К дан-
ной категории обработки могут быть отнесены работы, приводящие
к снижению дебита нефти.
Но при этом недостаточно обоснованным является сам подход к
оценке эффективности РИР по отключению обводненных интервалов
пласта по изменению дебита нефти и воды в единичной скважине. В
условиях разработки продуктивных пластов с применением заводнения,
т.е. в условиях взаимодействия скважин, изменение дебита одной
скважины неизбежно приводит к изменению дебита многих скважин,
представляющих единую гидродинамическую систему. Однако коли-
чественно учесть взаимодействие скважин при оценке эффективности
изоляционных работ в единичной скважине весьма затруднительно.
Эффект взаимосвязей скважин определяется большим перечнем факто-
ров, влияние многих из которых в условиях реальных пластов не мо-
жет быть оценено вообще.
При массовом проведении работ по ограничению притока воды
выявление влияния факторов на основные показатели разработки неф-
тяных месторождений и оценка целесообразности проведения работ
значительно упрощаются, при ограниченных масштабах - затруднено.
Именно это является одной из причин, ограничивающих масштабы РИР
18
вообще и работ по отключению обводненных интервалов пласта, в частч-
ности.
Исходя из изложенного , эффективность и целесообразность прове-
дения указанного вида Р№ в условиях разработки монолитного плас-
та наиболее объективно могут быть оценены проведением специаль-
ных исследований на отдельных опытных участках каждого конкретно-
го месторождения. Ниже в качестве примера описано проведение по-
добных исследований в условиях разработки девонского пласта
Туймаэинского месторождения^) [50].
Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранекого яру-
са. Породы-коллекторы пласта представлены мономинеральными, квар-
цевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевроли-
тами, которые характеризуются частыми взаимными переходами. Поре*
ды-коллекторы переслаиваются и замешаются плотными глинистыми
алевролитами и аргиллитами.
Для проведения исследований было выбрано два опытных участках,
на которых изоляционные работы осуществлены одновременно в не-
скольких скважинах, расположенных в центре участков. Наблюдения
за изменением величины отборов жидкости и содержания нефти прове-
дены как по исследуемым скважинам, так и по окружающим.
Опытные участки расположены в различных частях залежи пласта
Д1 в пределах ЦДНГ-3 и ЦФНГ—4. При этом для убедительности полуь
ченных результатов в качестве опытных были выбраны скважины с
высокопродуктивными монолитными пластами (по геофизическим дан-
ным) при высоком содержании воды в добываемой продукции. Работы
по отключению обводненных интервалов пласта Д1 проводили по схе-
ме селективной изоляции, используя растворы смолы ТСД-9 с корот-
кими сроками отверждения с приготовлением их непосредственно на
забое скважины [7,71] .
Опытный участок ЦДНГ—4 включает четыре опытные скважины и
12 окружающих (рис.1).
Изменение величины месячных отборов жидкости и нефти по опыт-
ным и окружающим скважинам, а также по участку в цепом дано на
рис.2, из которого видно, что сокращение величины отборов жидкости
из опытных скважин обусловлено их остановкой на время РИР, что
сопровождается сокращением добычи нефти из них. Содержание же
нефти в добываемой жидкости изменилось незначительно. Так, если
за три месяца перед проведением РИР величины среднемесячного от-
бора жидкости и содержания нефти составляют соответственно
16 519 м3 и 4,82%,то во время РИР первая снизилась до 8200 м3,
а вторая - всего до 4,7%.
С увеличением величины отбора жидкости по опытным скважинам
наблюдается рост добычи нефти и содержания ее в добываемой жид-
кости: величины среднемесячного отбора жидкости и содержания неф-
ти за семь месяцев после проведения РИР составляют соответственно
14 536 м3 и 7%.
Исследования проведены совместно с НГДУ Туймазанефть
LQ
3-2
г-ис.-L. Схема расположения
скважин и план-диаграмма добы-
ли жидкости на опытном участке
ЦДНГ-4 НГДУ Туймаэанефть:
1 - нефтяные скважины; 2 -
нефть; 3 - вода; 4 - нагнета-
тельные скважины; 5 - опытные
скважины
Рис.2. Изменение месячных от-
боров жидкости и нефти по опыт-
ным и окружающим скважинам
опытного участка ЦДНГ-4: 1,
2,3 - жидкость; 4,5,6 - нефть;
7,8,9 - содержание нефти в жид-
кости
За анализируемый период значительного изменения величины плас-
тового давления в зоне отбора опытных скважин не наблюдалось. Дру-
гих работ по воздействию на призабойную эону пласта не проводили.
Увеличение содержания и добычи нефти после РИР (см.рис.2) может
быть объяснено как результат работ по отключению обводненных ин-
тервалов пласта.
При условии сохранения среднего дебита нефти на уровне послед-
них трех месяцев перед РИР величины возможной (без РИР) и фак-
тической добычи нефти по опытным скважинам ЦДНГ-4 за 11 меся-
цев (VIII. 1975 г. - VI. 1976 г.) одинаковы и равны примерно
2D
8800 м^. Величины возможной и фактической добычи воды соответ-
ственно составляют 172 900 м3 и 124 800 м3.
Величины отбора жидкости из окружающих скважин уменьшились
во время проведения РИР по сравнению с начальными (до проведения
РИР)- Причины этого не связаны с проводимым экспериментом: не-
запланированная остановка некоторых скважин, перевод скв. 541 под
нагнетание воды 28. ХЛ975 г. Вместе с тем содержание нефти в
добываемой жидкости несколько увеличилось.
По участку в целом изменение величин среднемесячного отбора
жидкости и содержания нефти характеризуется следующими значениями.
До РИР Во время РИР После РИР
Отбор жидкости,
м3............. 82 893	70 924	79 687
Содержание неф-
ти, %........... 9,46	10,92	10,1
При сохранении указанных величин на уровне последних трех меся-
цев перед РИР возможная добыча жидкости и нефти по участку за 11
месяцев составляет соответственно 911 823 м3 и 86 108 м3.
Фактически же за это время добыто 841 502 м3 жидкости, в том
числе 87 252 м3 нефти.
Таким образом, эффективность проведенных работ по отключению
обводненных интервалов пласта по схеме селективной изоляции в скв.
238, 239, 1589 и 1591 в комплексе с последующим увеличением
отборов из них может быть оценена следующими величинами: за 11
месяцев дополнительно добыто 1140 м3 нефти и изолировано
72 500 м3 воды.
Величина экономического эффекта, определенная по методике, из-
ложенной в работах [56,74] , за указанный период составляет
139 305 руб.
Схема расположения шести опытных и 12 окружающих скважин
участка ЦДНГ-3 приведена на рис.З. В отличие от описанных опыт-
ные работы по участку ЦДНГ-3 ограничены лишь проведением самих
изоляционных работ. Отборы жидкости из опытных скважин устанав-
ливали в соответствии с изменившейся продуктивностью пласта после
РИР.
Проведенные в шести скважинах ЦДНГ-3 работы привели к сущест-
венному ограничению притока жидкости в опытные скважины. При
этом содержание нефти в добываемой жидкости практически осталось
неизменным: среднее за три месяца перед проведением РИР - 4,53%
за четыре месяца во время проведения РИР - 4,85%, за 11 меся-
цев после проведения РИР - 4,84%. Потери же в добыче нефти за
11 месяцев после РИР в этих скважинах составили 7644 м3.
Снижение притока нефти одновременно со снижением притока во-
ды отмечено практически во всех скважинах как при проведении ис-
следований, так и при отключении обводненных интервалов монолит-
ного пласта с использованием любых материалов. Это явление обус-
ловлено механизмом выработки пластов, в соответствии с которым
21
расположения сква-
Рис.З. Схема
ж ин и план-диаграмма добычи жид-
кости на опытном участке ЦДНГ-3
НГДУ Туймаэанефть: 1-5 - см. под-
пись рис.1
движение нефти стволу сква-
жины происходит по наиболее
Проницаемым и уже обводнен-
ным интервалам. Их закупо-
ривание в процессе РИР при-
водит к прекращению притока
нефти. Указанный механизм
выработки пластов много-
кратно подтвержден бурени-
ем оценочных скважин и проб-
ной эксплуатацией обводненных
пластов при различных ре-
жимах отбора.
При этом изменение отбо-
ров жидкости обусловлива-
ется различными причинами,
не связанными с проведени-
ем эксперимента: внеплано-
вые простои, перевод на
эксплуатацию УЭЦН, замена
насосов и т.д.
Раздельный анализ работы
окружающих скважин показы-
вает, что в некоторых, из
них наблюдается увеличение содержания нефти во время остановки
и ремонта опытных скважин.
По окружающим скважинам этого участка среднемесячные отборы
жидкости и содержание нефти соответственно изменялись следующий
образом.
Отбор жидкости,
За 3 мес. до РИР	Во время РИР	После РИР
5 9 906	56 727	65 230
9,4	8,3	8,8
содержание	нефти именно в	это время увели-
Содержание неф-
ти, %............
Так, в скв. 1556
чипось с 13 до 20,5%, в скв. 163 - с 55 до 58%, в скв. 458 -
с 9j3 до 11,9%. В скв. 1555, 1556, 163 наблюденное увеличение
содержания нефти сохраняется и после пуска опытных скважин в ра-
боту после проведения РИР. В перечисленных скважинах каких-либо
мероприятий по интенсификации притока нефти в указанное время не
проводили, что позволяет изменения величины содержания нефти в до-
бываемой жидкости отнести на счет проведенных РИР в опытных
скважинах, обусловивших перераспределение давления по участку, а
также изменение движения жидкостей по отдельным интервалам
пласта.
В целом по участку ЦДНГ-3 величины среднемесячных отборов
жидкости и содержание нефти в ней составляют
22
До РИР Во время РИР После РИР
Отбор жидкости,
м2................. 108	707	78 059	92 517
Содержание неф-
ти, %................  7,16	7,17	7,81
В итоге, если исходить из условия сохранения добычи нефти на
уровне последних трех месяцев перед проведением РИР, за 11 меся-
цев потери нефти по участку составляют 8172 м2, из которых
7644 м , или 93,5%, - по шести опытным скважинам. За это же
время по участку ограничен отбор воды на 170 000 м2. Работы на
участке ЦДНГ-3, выполненные в описанном варианте, не способство-
вали увеличению нефтеотдачи и должны быть оценены экономически
убыточными. Если отнести весь указанный эффект на проведенные
работы, величина убытка составит 78 500 руб.
Последующее наблюдение за работой скважин обоих участков по-
казывает, что при неизменных отборах жидкости содержание нефти в
добываемой продукции постепенно уменьшается.
Нецелесообразность проведения РИР по отключению обводненных
интервалов монолитного пласта Д1 Туймазинского месторождения на
современной стадии разработки в варианте, применявшемся в скважи-
нах участка ЦДНГ-3, очевидна и не вызывает сомнений.
Подобные работы в варианте, применявшемся в скважинах ЦДНГ-4
в сочетании с последующим форсированием отбора, экономически эф-
фективны. Однако экономическая эффективность при этом, в основном,
достигнута за счет ограничения притока воды, в то время как сам
объем изолированной воды несоизмеримо мал по сравнению с суммар-
ным объемом добываемой воды пр пласту Д1 и НГДУ в целом.
Так, в 1975 г. вместе с нефтью из девонских пластов и Дц
было добыто более 29 600 тыс.м2 воды, а по Туймазанефть в целом
- 32 474 тыс.м3. Объем же изолированной воды по четырем опыт-
ным скважинам ЦДНГ-4 за 11 месяцев составил всего 72,5 тыс.м2
(около 0,2% суммарного объема добытой воды).
Изложенное ставит под сомнение целесообразность проведения
данного вида изоляционных работ в подобной категории скважин плас-
та Д1 Туймазинского месторождения на современной стадии его раз-
работки вообще.
Этот вывод дополнительно подтверждается состоянием обустрой-
ства месторождения (мощность установок по подготовке нефти, систе-
ма утилизации сточных вод и т.д.) и более чем ограниченными
возможностями цеха капитального ремонта скважин.
23
Рис.4. Данные эксплуатации скв. 206 НГДУ Туймазанефть
В Туймазанефть в 1975, 1976 и 1977 гг. РИР соответственно
проведены в 46, 49 и 61 скважине всех объектов разработки. Ука-
занное количество РИР не может быть расширено до такой степени,
чтобы ощутимо повлиять на объем добываемой воды. Кроме того, сле-
дует иметь в виду, что описанные РИР проведены в наиболее высо-
кодебитных скважинах. В скважинах с меньшим дебитом следует ожи-
дать меньшего эффекта.
В подобной обстановке, очевидно, вместо работ по отключению
обводненных интервалов в монолитных пластах более целесообразно
было бы проведение ремонтных работ по обеспечению рациональной
разработки (доразработки) месторождения, а именно: ликвидация пе-
ретока закачиваемой воды в непродуктивные пласты и регулирование
закачки ее по толщине заводняемых пластов в нагнетательных сква-
жинах; отключение уже выработанных пластов и ликвидация наруше-
ний обсадных колонн и негерметичности в цементном кольце в нефтя-
ных и нагнетательных скважинах.
Все сказанное, естественно, относится прежде всего к условиям
и современной стадии разработки пласта Д] Туймазинского место-
рождения. В каждом случае целесообразность отключения обводнен-
ных интервалов монолитного пласта должна обосновываться отдельно,
исходя из особенностей геологического строения, конкретных условий.
Необходимость такого обоснования убедительно показана на примере
описанных исследований.
В качестве примера приведено краткое описание проведенных ра-
бот.
Скв. 206 (рис.4) эксплуатировала пласт Д] с января 1952 г. К
апрелю 1975 г. из скважины добыто: нефти - 671 263 т, воды -
1 022 749 т. К этому времени дебит нефти был равен 15,8 т/сут,
воды - 349,5 т/сут.
Для изучения механизма обводнения пласта Д1 и выявления воз-
можности ограничения притока воды в скважине проведены РИР с
закачкой раствора смолы ТСД-9 по схеме селективной изоляции. Раст-
24
Рис.5. Каротажная диаграм-,
ма скв. 239 НГДУ Туйма-
за нефть
Рис.6. Каротажная диаграм-
ма скв. 318 НГДУ Туйма-
занефть
вор (время начала отверждения 1 ч) готовили по схеме забойного
смешения [71].
Закачка в пласт 3,4 м^ раствора смолы не привела к уменьшению
его приемистости, и работы были повторены с закачкой в пласт еще
3 м^ раствора смолы. В результате приемистость пласта уменьши-
лась с 720 до 580 м^/сут при давлении 4,9 МПа.
Скважина введена в эксплуатацию без дополнительной перфорации
пласта. Средняя величина дебита за 13 месяцев эксплуатации сква-
жины после РИР (по VI. 1976 г.) составила: нефти - 12,1 т/сут;
воды - 191 т/сут. За 13 месяцев добычи нефти из скважины сниже-
на на 1400 т, при этом изолирован приток 60 000 т воды.
Скв.239 (рис.5) эксплуатировала пласт с октября 1950 г.
Вода в количестве 1 - 1,5% появилась в продукции скважины в ию-
не 1956 г. В июле 1962 г. скважина была переведена на механизи-
рованный способ эксплуатации с дебитом нефти 40-50 т/сут при со-
держании воды 40%. С начала эксплуатации из скважины добыто
601 175 т нефти, 810 125 т воды. Ко времени проведения РИР
(VIII. 1975 р.) дебит нефти был равен 8,7 т/сут, воды - 312 т/
сут.
В пласт при давлении 4,9 МПа было закачано 3,5 м° раствора
смолы ТСД-9 со сроком отверждения 30 мин. Моста из смолы в
колонне не было обнаружено, однако приемистость скважины умень-
шилась с 720 м^/сут при давлении 4,9 МПа до 288 м^/сут при
давлении 8,82 МПа до проведения РИР. Скважина была введена в
эксплуатацию без дополнительной перфорации со униженным отбором
жидкости (ЭЦН-130 вместо ЭЦН-250 до РИР). В результате почти
в 2 раза сократились отборы жидкости, в том числе и дебит нефти
до 1-1,5 т/сут при неизменном содержании воды. В феврале 1976 г.
были увеличены отборы (ЭЦН-160) и соответственно увеличиваются
дебит нефти, содержание воды до 9 3-96%. Средняя величина дебита
за 10 месяцев эксплуатации скважины после РИР (по VI. 1976 г.)
составила: нефти - 3,6 т/сут, воды - 141 т/сут. За 10 месяцев
добыча нефти из скважины снижена на 1550 т, изолировано воды
51 470 т.	9г.
^кв. ла (рис.й) эксплуатировала пласт J[ с октября 1949 г.
Вода в продукции скважины в количестве 3-10% появилась в сентяб-
ре 1959 г. С начала эксплуатации из скважины добыто 493 801 •
нефти и 892 192 т воды. Ко времени проведения РИР (V. 1975 г.)
дебит нефти был равен 8,6 т/сут., воды - 236 т/сут.
В пласт при давлении 4,9 МПа закачали 3,5 м^ раствора смоль
со сроком отверждения 30 мин без оставления стакана в колонне.
Приемистость скважины уменьшилась с 5 76 м^/сут при давлении
4,9 МПа до 432 м^/сут при давлении 5,88 МПа. Скважина была
введена в эксплуатацию со сниженным отбором жидкости (ЭЦН-250,
затем ЭЦН-160 вместо ЭЦН-350 до РИР). Средняя величина дебита
за 13 месяцев после РИР составила: нефти - 4,8 т/сут; воды -
128,2 т/сут. За 13 месяцев добыча нефти из скважины снижена на
1364 т, воды - на 38 370 т.
В определенных условиях целесообразность проведения РИР по
отключению обводненных интервалов пласта можно оценить и по ре-
зультатам ремонтных работ в отдельных скважинах. Это относится
к скважинам с неоднородными расчлененными пластами, эксплуати-
рующимися при высокой степени обводненности продукции близкой к
предельной. В качестве примера обоснования условий проведения та-
ких РИР могут явиться опытно-промышленные работы в скважинах
Новохазинской площади Арланского месторождения.
Основными объектами разработки на Новохазинской площади явля-
ются продуктивные пласты нижнего карбона. В пределах площади вы-
деляется в основном шесть продуктивных пластов: Сц,С[уО, Cjy, Су,
С у [° и С VI, , характеризующихся исключительно неоднородным строе-
нием и частым выклиниванием коллекторов нефти; коллекторские
свойства пластов изменяются как по разрезу, так и по толщине.
Все пласты, вскрытые скважинами, эксплуатируются совместно еди-
ным фильтром, что обусловливает преждевременную выработку и об-
воднение наиболее проницаемых пластов и отдельных их интервалов,
а расчлененность пластов создает предпосылки к целесообразности
отключения обводненных интервалов.
Практическая возможность отключения обводненных интервалов по
схеме селективной изоляции в указанных условиях была установлена
РИР, проведенными в скв. 4732 с применением в качестве изоля-
ционного материала синтетической смолы ТСД-9[71] .
Скв. 4732 одновременно и совместно эксплуатировала продуктив-
ные пласты Сц , Су , Cyi° и Cyi (рис.7). Она была введена в
эксплуатацию механизированным способом в июне 1967 г. В октябре
1967 г. при дебите нефти 74 т/сут в продукции скважины появилась
вода плотностью 1043 кг/м^ в количестве 5%, С начала эксплуата-
ции из скважины добыто 80 200 т нефти, 197 000 т воды. Ко вре-
мени проведения РИР (февраль 1975 г.) скважина эксплуатировалась
скважинным насосом с дебитом нефти 0,5-0,7 т/сут при обводнен-
ности продукции 98%.
Для определения источника обводнения в скважине были проведены
многочисленные исследования глубинным дебитом, плотностномером,
высокоточным термометром "Сигма-2", расходомером глубинным дис-
26
Рис.7. Каротажная
диаграмма и профили-
отдачи (ГД) и при-
емистости (РГД)
скв. 4732 НГДУ
Южарланнефть: 1 -
ГД при изливе З.Ш.
1975 г.; 2 - РГД
при изливе 5.III.
1975 г.: Ру =
=11,27 Mia, О =
=158 м^/сут; 3 -
ГД при изливе 23ЛХ.
1975 г.; Q =
=10 м^/сут
танпионным (РГД). Пс
участвует лишь пласт Сд  при этом основной приток жидкости при-
урочен к наиболее проницаемому интервалу в кровле пласта СП,
расположенному выше глинистого пропластка (см.рис.7).
Как было отмечено, РИР были проведены по схеме селективной
изоляции - закачка водного раствора смолы ТСД-9 во все интервалы
вскрытия пластов перфорацией одновременно. Причем скважина была
введена в эксплуатацию после разбуривания ’моста" из смолы в ст-
воле скважины без дополнительного вскрытия пластов перфорацией.
После проведенных РИР скважина введена в эксплуатацию с де-
битом жидкости Q = 2бм^/сут при содержании воды 50-5 3%. В
течение первых четырех месяцев из скважины дополнительно было
добыто более 1500 т нефти и изолирован приток более чем 2000 м°
воды.
В последующем приток воды в скважину постепенно начал повы-
шаться, что связано с увеличением закачки воды в ближайшие на-
гнетательные скважины, ростом пластового давления и резким уве-
личением отбора жидкости из скважины - до 50 м^/сут и более. При
этом дебит нефти до настоящего времени сохраняется на уровне
14 т/сут. За 11 месяцев после РИР из скважины дополнительно
добыто более 4400 т нефти.
Полученные результаты и значительный фонд скважин с геоло-
гической характеристикой, близкой к характеристике скв. 4732, по-
служили основанием для продолжения работ по селективной изоля-
ции расчлененных пластов для оценки целесообразности их проведе-
ния вообще. На 1.1. 1978 г. указанные работы проведены в 10
скважинах, эффективность составила около 50%.
В качестве примера приводится краткое описание ГИР по некото-
рым скважинам.
Скв. 37 82 одновременно и совместно эксплуатировала пласты
Сц , Су и Cyjo с августа 1969 г. (рис,8). Скважина фонтаниро-
вала, а в октябре 1969 г. переведена на эксплуатацию скважинным
4-2
27
1976г.
1977г.
Рис.8. Каротажная диаграмма и данные эксплуатации скв. 3782
НГДУ Южарланнефть
насосом. В июле 1972 г. при дебите нефти 73,2 т/сут в продукции
скважины появилась вода плотностью 1180 кг/м^ в количестве 21%.
С начала эксплуатации из скважины добыто 48 882 т нефти,
106 107 т воды. Ко времени проведения РИР (декабрь 1976 г. -
январь 197 7 г.) скважина эксплуатировалась скважинным насосом
с дебитом нефти 3,2 т/сут при 95%-ном обводнении продукции водой
плотностью 1060 кг/м*3.
Не проводя никаких геофизических исследований, во все интервалы
перфорации пластов было закачано 3,1 м^ раствора смолы со сроком
отверждения 10 мин. После разбуривания моста из смолы без допол-
нительной перфорации скважина была введена в эксплуатацию с уста-
новкой в ней прежнего оборудования и с дебитом нефти 20 т/сут при
содержании воды около 60%. Как видно из данных эксплуатации
(см.рис.8), в течение девяти месяцев из скважины дополнительно
добыто 4150 т нефти и изолирован приток 9800 м^ воды.
Скв. 5151 (рис.9) эксплуатирует пласт Сц с февраля 1971 г-
В январе 1972 г. при дебите нефти 8,5 т/сут в продукции скважи-
ны появилась вода плотностью 1100 кг/м^ в количестве 86%. С
начала эксплуатации из скважины добыто 12 768 т нефти, 164 804
воды. Ко времени проведения РИР (август - октябрь 1976 г.) сква-
жина эксплуатировалась скважинным насосом с дебитом нефти
3,4 т/сут при 94%-ном обводнении продукции водой плотностью
1060 кг/м^.
Перед РИР в скважине проведены исследования ГДдтермометром
и импульсным нейтронно-нейтронным каротажем (ИННК). Как видно
из рис.9, сопоставление данных геофизических исследований не поз-
воляет сделать однозначного заключения об интервалах обводнения
пласта Сц . Так, по данным ГД основной приток жидкости приуро-
чен к кровле и средней части пласта, отдача же жидкости из подош-
вы пласта незначительна. По данным ИННК обводненными характери-
ОУЮтся средняя и подошвенная части пласта, в то время как по гео-
28
Рис.9. Каротажная диаграмма и данные
исследований причин обводнения скв.
5151 НГДУ Южарланнефть: 1 - ГД от
2. IX .1976 г.; 2,3 - термограммы, за-
писанные соответственно после и до дре-
нирования пласта компрессором 2. IX .
1976 г.(19,5-20,5с>С - для кривой 2;
22-23°С - для кривой 3); 4 - диаграм-
ма ИННК 6. IX . 1976 г.; 5,6 - термо-
граммы, записанные соответственно че-
рез 0,5 и 1 ч дренирования пласта ком-
прессором 7. X .1976 г.
Рис.10. Каротажная диаграмма скв.
3834 НГДУ Южарланнефть
29
физической характеристике (КС и ПС) эти интервалы имеют более
низкие коллекторские свойства.
После закачки в пласт 2,4 м^ раствора смолы ТСД-9 со сроком
отверждения 2 ч (т.е. обычная технология) и дополнительной его пер-
форации скважина была введена в эксплуатацию со сниженным (при-
мерно в 1,5 раза) отбором жидкости, в результате дебит нефти
уменьшился до 1,3 т/сут, обводненность не изменилась.
По данным термометрических исследований скважины (см.рис.9)
после РИР приток жидкости наблюдается из интервала 1195-1201,6м,
т.е. из первоначального интервала. Приведенное выше явилось ос-
нованием для повторения РИР в данной скважине. Вторично в пласт
было закачано 5 м3 суспензии гипса на смоле со сроком отвержде-
ния 20 мин (состав: 2,6 м3 смолы ТСД - 9, 1 т гипса, 0,2 м3
NaOH и 2 м^ формалина). После разбуривания моста из смолы без
дополнительной перфорации скважина введена в эксплуатацию. Однако,
несмотря на качественное проведение самого процесса РИР, эффекта
не достигнуто: при у меньшении и последующем восстановлении отбо-
ров обводненность не изменяется.
В скв. 3834 для совместной эксплуатации перфорированы пласты
Сц , Су и Cyjo в интервалах 1205,6-1214,4; 1225,4-1227,2 и
1229,4-1231,6 м (рис.10). Скважина введена в эксплуатацию
скважинным насосом в апреле 1965 г. По данным анализа разработ-
ки в подобных условиях пласты Су и Cyjo не вырабатываются. В
июне 1965 г. при дебите нефти 41 т/сут в продукции скважины
появилось 3% воды. С начала эксплуатации из скважины добыто око-
ло 112 тыс.т нефти и 69 тыс.т воды. Ко времени проведения РИР
(октябрь - ноябрь 1976 г.) скважина эксплуатировалась скважинным
насосом с дебитом нефти 1,3 т/сут при 98%-ном обводнении продук-
ции водой плотностью 1020 кг/мЗ. Исходя из изложенного, было ре-
шено провести РИР по отключению обводненных интервалов пласта
С и по схеме селективной изоляции (без проведения геофизических
исследований) .Пласты Су и Cyio были отключены пакером ВП-118,
установленным на глубине 12 20 м. Первоначально в пласт СЦ бы-
ло закачано 2,8 м^ раствора смолы ТСД-9 со сроком отверждения
2 ч. После разбуривания моста без дополнительной перфорации сква-
жина была введена в эксплуатацию со сниженной величиной отбора
жидкости, в результате уменьшился дебит нефти, а содержание воды
практически не изменилось. По результатам РИР можно сделать вы-
вод о том, что отключение обводненного интервала не достигнуто из-
за использования раствора смолы с продолжительным временем от-
верждения (2-3 ч).
Повторно в пласт Сц было закачано 3,1 м3 раствора смолы
ТСД-9 со временем отверждения 15 мин. Опрессовкой колонны под
давлением 14,7 МПа до и после разбуривания моста из смолы была
установлена герметичность пласта Сц , т.е. он полностью исключен
из разработки. Пласт Сц был перфорирован в прежнем интервале и
после разбуривания пакера ВП-118 скважина введена в эксплуатацию
на том же режиме, что и перед повторными РИР. Первые два меся-
ца после РИР средний дебит нефти составлял 1,8 т/сут при обвод-
ненности 93%.
30
Анализ выполненных РИР по отключению обводненных интервалов
расчлененного пласта по схеме селективной изоляции в скважинах
Новохазинской площади Арланского месторождения не позволяет еще
получить каких-либо строгих закономерностей между геолого-промыс-
ловой характеристикой скважины и полученными результатами РИР,
это, по-видимому, связано с отсутствием достоверных сведений о гео-
логическом строении продуктивных пластов, а также механизме и ха-
рактере их выработки и обводнения.
Проводимые в настоящее время исследования по изучению меха-
низма и характера выработки и обводнения пластов малоэффективны.
Как правило, используемая при этом информация о насыщенности
пласта по толщине получается при проведении ремонтных работ в
скважине. При этом создаваемые репрессии на пласт при глушении и
промывке скважины приводят к поглощению части скважинной жидкос-
ти пластом и искажению действительного характера его насыщеннос-
ти по толщине. Сказанное убедительно подтверждается приведенными
примерами.
В то же время из изложенного видно, что РИР по отключению
обводненных интервалов пласта проводят в скважинах при обводнен-
ности их продукции на 94-98%, т.е. близкой или даже выше предела
рентабельной эксплуатации скважин. Исходя из указанного предела,
эксплуатируемые в данных скважинах пласты подлежат полному от-
ключению из разработки. Проведение РИР по отключению обводненных
интервалов расчлененного пласта следует рассматривать как исследо-
вание полноты выработки пласта в скважине и эти работы - первый
этап по полному отключению пласта.
Из приведенного описания видно, что в указанных условиях РИР
осуществляют без оставления моста в стволе скважины и без допол-
нительного вскрытия пласта перфорацией.
Глава III
ИСПРАВЛЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ
ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА И ОБСАДНЫХ КОЛОНН
ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ
НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ
ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА
Основной причиной негерметичности цементного кольца является
низкое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, что
обусловлено [30] применением нестандартного цемента, например за-
лежавшегося, без определения его активности, а также приготовлени-
ем цементных растворов с завышенными водоцементными факторами.
Разбавление цементного раствора при закачке его
за обсадную колонну. Исследованиями установлено, что проис-
ходит сильное перемешивание верхней и нижней порций цементного
раствора вследствие пропуска его через разделительную пробку; не
наблюдается резкой границы раздела цементный - глинистый раство-
ры, что приводит к снижению качества сцепления цементного камня с
колонной.
Для уменьшения степени смешения цементных растворов с глинис-
тыми в работе [15] предлагается закачка вязко—упругого разделите-
ля (ВУР) на основе водного раствора полиакриламида (ПАА). ВУР
представляет собой прочную гелеобразную систему плотностью
1000 кг/мЗ, получаемую последовательным перемешиванием: 0,5-
3%-ного водного раствора ПАА; 0,5—2%-ного водного раствора гек-
сарезорциновой смолы (ГР) и технического формалина в соотношени-
ях 100:(10-20):(1-2).
Более подробно различные типы буферных жидкостей и технология
их применения рассмотрены в работах [49, 87 ].
Эллипсовидность и искривление ствола скважины.
Специальными исследованиями по вскрытию части ствола зацемен-
тированной скважины на Ярегском месторождении установлено, что
сечение ствола скважины имеет вид эллипса; положение большой оси
эллипса изменяется по высоте через каждые 0,5 м. Последнее пос-
лужило причиной эксцентричного расположения колонны [27].
Прилегание колонны к стенке скважины обусловливает отсутствие
в этих интервалах цементного кольца. Эта причина является особенно
широко распространенной. Анализ результатов исследований более
700 скважин Башкирии и Татарии цементомерами показал, что во
всех скважинах колонна по большей части своей длины прилегает к
стенке скважины. Исключение составляет интервал (50-70 м) против
продуктивных пластов, в пределах которого на колонне обычно уста-
навливают центрирующие фонари.
32
По результатам статистической обработки данных цементирования
245 скважин Куйбышевской области [12] установлено, что между
частотой прорыва посторонних вод при первичном освоении и кривиз-
ной ствола скважины существует определенная зависимость. По ре-
зультатам исследования критическая величина кривизны ствола сква-
жин месторождений Куйбышевской области не должна превышать 6°.
Отсутствие или недостаточное число центрирующих
фонарей. В настоящее воемя в связи с увеличением объема наклон-
но-направленного бурения) отрицательно влияющий на качество цемен-
тирования фактор искривления скважины является как бы закономер-
ным.
В этих условиях отсутствие центрирующих фонарей затрудняет рав-
номерное распределение цементного раствора в заколонном простран-
стве и замещение глинистого раствора цементным, в результате чего
не получается однородный цементный камень за колонной.
В США для наиболее полного замещения бурового раствора тампо-
нажным также применяют различные конструкции центраторов, центра-
торов-турбулизаторов [ 49 ].
Увеличение числа центрирующих фонарей на обсадных колоннах счи-
тается одной из причин улучшения качества цементирования на место-
рождениях Западной Сибири и Оренбургской области [73]. Лаборатор-
ными исследованиями [86] показано влияние расстановки турбулиза-
торов и центраторов по длине обсадной колонны на качество их цемен-
тирования.
Величина кольцевого зазора между обсадной колон-
ной и стенками скважины. В настоящее время в основном в ка-
честве обсадных используют 146—мм колонны. При бурении под эти
колонны долотами N? 8 (190 мм) размер кольцевого зазора равен
22 мм.
Увеличение зазора в пределах допустимых технико-экономических
показателей бурения может улучшить качество цементирования обсад-
ных колонн.
Наличие на стенках скважины глинистой корки. Ис-
следованиями установлено, что толщина глинистой корки может дости-
гать 10-15 мм и более, что препятствует прочному сцеплению це-
ментного камня с породой и ухудшает качество цементирования.
При наличии на стенках скважины глинистой корки толщиной 5-
15 мм площадь заколонного пространства уменьшается на 2 0—70%,
По данным многих исследований, толщина глинистой корки на стен-
ках скважины, как правило, больше против проницаемых и пористых
интервалов. Защемленные глинистая корка и раствор при эксцентрич-
ном расположении обсадной колонны не удаляются потоком тампониру-
ющей смеси. Указанные участки являются потенциальными каналами
перетока жидкости по затрубному пространству.
1) Например, на месторождениях Западной Сибири более 90% сква-
жин бурят наклонно-направленными.
5-1
33
Для предотвращения образования каналов на участках с оставшейся
глинистой коркой предлагается [13] так изменить свойства глинисто-
го раствора, чтобы формируемая в условиях скважины глинистая кор-
ка затвердевала и обеспечивала связь породы с цементным камнем.
Отмечается, что такая корка может быть создана при замене в раст-
воре глинистой фазы материалом, имеющим физико-химическое срод-
ство с цементным раствором. Для этой же цели в 1971—1976 гг. в
131 скважине месторождений Татарии применен метод проведения
силикатной ванны. Состав раствора следующий: 3—5%-ный водный раст-
вор жидкого стекла (30—50 л товарного жидкого стекла плотностью
1400-1500 кг/мЗ на 1 м3 рабочей смеси), 0,2—0,4% КМЦ—500
или КМЦ-600 и вода. Силикатную ванну проводят после окончания
бурения и проработки ствола скважины, т.е. перед спуском обсадной
колонны. Времени на подъем бурильного инструмента и спуск колонны
достаточно для протекания физико-химических процессов в системе
скважина — пласт. Указанный путь считается одним из перспективных
для предупреждения обводнения скважин.
В последнее время при цементировании обсадных колонн большое
внимание уделяется применению буферных жидкостей, предназначенных
для разрушения и удаления глинистой корки. Так, в работе [13] от-
мечается, что попадание нефти и дизельного топлива в глинистый и
цементный растворы приводит к ранней турбулизации, облегчающей
удаление остатков глинистого раствора из кольцевого зазора. Однако
при этом снижается механическая прочность цементного камня, удли-
няется в 1 5-3 раза время начала схватывания смесей [13].
Добавка в глинистый раствор нефти для указанных целей признана
одной из причин низкого качества разобщения продуктивных горизон-
тов и при бурении наклонно—направленных скважин на Самотлоре
[23].
Лабораторными исследованиями [23] было установлено, что обра-
зовавшаяся на поверхности глинистой корки и металле нефтяная плен-
ка трудно поддается смыву водой. Эффективность срыва пленки усили-
вается, если в воду с ПАВ ввести кварцевый крупнозернистый пе-
сок. На основании лабораторных исследований были подобраны ре-
цептуры эрозионных буферных жидкостей. Хорошие результаты полу-
чены при применении буферной жидкости такого состава: 4 м3 воды,
0,5 т песка и 0,01 м3 дисолвана. В настоящее время на Самотло-
ре применяют буферные жидкости следующего состава: 1 м3 воды,
2 00 кг песка, 2 00 кг цемента, 5 л дисолвана, 5 кг КССБ.
В работе [16] была изучена статистическая связь между часто-
той прорыва пластовой воды в зону продуктивного горизонта и коли-
чеством применяемой буферной жидкости, в качестве которой использо-
вали техническую воду и 10%-ный водный раствор кальцинированной
воды (Ха2СОз ). Количество буферной жидкости определялось вы-
сотой столба жидкости в затрубном пространстве при цементировании
колонны.
Выбор в качестве критерия расхода буферной жидкости высоты ее
столба в затрубном пространстве обусловлен различием в величине
зазора между колонной и стенками скважины. Проведенными исследо—
34
ваниями установлено наличие корреляционной связи между частотой
прорыва вод и высотой столба буферной жидкости. Оптимальные зна-
чения высоты столба находятся в пределах 120—2 50 м.
Работы [14, 65, 77] посвящены определению необходимого объе-
ма буферной жидкости с учетом величины пластового давления, тех-
нологических и геолого—промысловых факторов.
Скорость восходящего потока цементного раствора
вкопьцевом пространстве. Известно, что чем выше скорость
восходящего потока цементного раствора в кольцевом пространстве,
тем полнее удаление глинистой корки со стенок и из интервалов при-
легания обсадной колонны к стенке скважины.
Авторами [13] аналитическими исследованиями всего комплекса
процессов, происходящих во время цементирования, установлено, что
чем интенсивнее поперечное перемешивание глинистого и цементного
растворов, тем меньше объем перемешанной смеси и больше коэффи-
циент вытеснения, даже при ламинарном режиме движения цементного
раствора.
Интенсивная турбулизация потока будет способствовать быстрому
удалению со стенок скважины слоев вытесняемой жидкости и повыше-
нию качества цементирования [13, 49, 87].
Это подтверждается опытом подготовки ствола скважины к спуску
колонны и ее цементированию на Самотлорском месторождении [78].
Здесь на нескольких десятках скважин проработка их ствола перед це-
ментированием была заменена интенсивной промывкой производитель-
ностью 0,058—0,06 мЗ/с. Во всех случаях получены положительные
результаты (увеличение концентрации взвешенных частиц и их разме-
ра в промывочной жидкости).
Одним из методов, способствующих турбулизации потока и лучше-
му заполнению кольцевого пространства цементным раствором, счи-
тается вращение обсадной колонны в процессе ее цементирования [17] .
Для этой цели создано устройство  УПВК-146—1, позволяющее вращать
обсадную колонну механическим ключом или ротором при зафиксиро-
ванной стандартной даментировочной головке. В объединении Куйбышев-
нефть применение этого метода позволило уменьшить случаи плохо-
го и частичного сцепления колонны с цементным камнем почти в 3 ра-
за [17 ].
Однако в работе [ 1 ] справедливо отмечается, что рекомендуемые
в различных исследованиях величины скорости восходящего потока
распространяются на скважины с разной величиной зазора между стен-
ками скважины и обсадной колонны. Поэтому величина этой скорости
изменяется в широких пределах - от 0,45 до 3 м/с. Учитывая изло-
женное, авторы [1] предлагают оценивать степень вытеснения буро-
вого раствора из затрубного пространства в зависимости от градиен-
та скорости восходящего потока по зазору. При анализе качества це-
ментирования 66 скважин объединения Краснодарнефтегаз и 57 сква-
жин Самотлорского месторождения установлено, что оптимальное зна-
чение градиента скорости находится в пределах (90 ±15) с-1.
Водопроницаемость цементного камня. Наличие водо-
проницаемости цементного камня снижает коррозионную стойкость его
35
5-2
Известно, что наибольшие прочность и плотность цементный камень
приобретает только через 90—180 сут, т.е. после полной гидратации
цементных частиц. В течение указанного времени происходит снижение
водопроницаемости цементного камня. Для уменьшения водопроницае-
мости его и особенно в начальный период затвердевания ослабляется
водоцементный фактор раствора, и в его состав вводятся различные
добавки [76].
На повышение прочности цементного камня направлены и многие
практические рекомендации по использованию многокомпонентных сме-
сей со специальными свойствами, получаемыми при добавлении в це-
мент различных отходов производства [72], стабилизации плотности
тампонажных растворов, применении во время цементирования осред-
нительной емкости [39] и т.д.
Величина давления в обсадной колонне во время
ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Как правило, во время це-
ментирования колонны при достижении цементировочной пробкой коль-
ца 'стоп' закачка продавочной жидкости прекращается и скважина под
давлением оставляется на ОЗЦ. После затвердевания цемента дав-
ление в колонне уменьшается, за счет чего возможно образование за-
зора между колонной и цементным камнем. Для предупреждения этого
предложен способ снятия давления в колонне во время ОЗЦ при ис-
пользовании цементировочных пробок специальной конструкции.
Для обеспечения хороших эксплуатационных качеств цементного
кольца формирование его должно происходить при давлении, соответ-
ствующем по величине предполагаемому давлению при эксплуатации
скважины.
В работе [49] приведены результаты исследований характера сцеп-
ления цементного камня с обсадной колонной и породой, проведенных
в США. Была изучена прочность сцепления на сдвиг и силу адгезии
с использованием тампонажных растворов семи составов. В результа-
те проведенных экспериментов наряду со множеством других факто-
ров установлено уменьшение прочности сцепления цементного камня
с колонной после снижения давления в скважине, если она во время
схватывания: цементного раствора остается под давлением.
Время перфорирования скважины. Оптимальным сроком
перфорирования считается двое суток после окончания цементирова-
ния эксплуатационной колонны. Более подробно данный вопрос осве-
щен ниже — при рассмотрении влияния вскрытия пласта перфорацией
на качество разобщения продуктивных пластов.
Все перечисленные причины некачественного разобщения продук-
тивных пластов обусловлены качеством используемого цементного
раствора, недостатками конструкции скважин, несовершенством и
нарушением технологии проведения цементировочных работ. Однако,
кроме указанных причин, на качество цементного кольца оказывают
влияние гидродинамические условия. Так, при наличии в раз-
резе скважины высоконапорных горизонтов может происходить интен-
сивное разбавление цементного раствора в процессе закачки и зат-
вердевания [76].
Основными причинами нарушения целостности цементного кольца в
36
процессе освоения и эксплуатации скважины являются следующие.
Вскрытие пласта перфорацией. Многочисленными исследова-
ниями установлено, что почти все виды перфорации приводят к разру-
шению как обсадной колонны, так и цементного кольца.
При пулевой перфорации значительных трещин по образующей це-
ментного кольца не наблюдается. Вокруг каждого отверстия образуют-
ся лучеобразные трещинки длиной не более 40-50 мм.
При торпедной перфорации в колонне и цементном камне получаются
отверстия с рваными краями. В местах прострела имеются трещины
длиной до 400 мм, не выходящие из зоны перфорации.
Были проведены исследования по оценке влияния времени кумуля-
тивной перфорации на качество цементного кольца. В результате уста-
новлено, что с увеличением времени твердения цементного раствора и,
следовательно, с повышением прочности образующегося цементного
камня увеличивается степень трещиноватости цементного кольца в про-
цессе перфорации.
В работе [48] на основании испытаний, проведенных в скважинах
объединения Пермнефть, отмечается, что наименьшее нарушение кон-
тактов цементного кольца наблюдается при мощности залпа и плот-
ности перфорации 10 выстрелов на 1 м.
Исследование влияния гидропескоструйной перфорации (ГПП) на це-
ментное кольцо, проведенное в ТатНИИ [35], показало, что при дав-
лении закачки 17,64 МПа в канале гидроперфорации давление дости-
гает 5,88 МПа. В то же время промысловыми исследованиями уста-
новлено, что нарушение целостности цементного кольца наступает уже
при перепаде давления свыше 1,96 МПа на 1 м высоты. Таким об-
разом, во время ГПП создаются условия для разрушения цементного
кольца [35], что подтверждается выносом из скважины кусков це-
ментного камня во время промывки после ГПП.
Было отмечено [26], что при плохом сцеплении цемента с колон-
ной в зонах выше и ниже интервала перфорации сцепление после
про стрелочных работ ухудшается.
Согласно принятой технологии продуктивные пласты большой толщи-
ны перфорируют в несколько этапов, что приводит к многократному
ударному воздействию на колонну и цементное кольцо. Анализ данных
по изучению влияния плотности поэтапного прострела и мощности
залпа при этом на состояние цементного кольца показывает, что про-
исходит дальнейшее ухудшение в основном в интервалах, где уже бы-
ло 'плохое' сцепление цемента с колонной. В скважине Западно-Сур-
гутской площади нарушение целостности цементного кольца было от-
мечено на расстоянии 76 м от интервала перфорации, что объясняет-
ся ударным воздействием на плохо зацементированную колонну, ме-
ханические колебания которой привели к нарушению цементного кольца.
Интересно отметить, что непосредственно в интервалах перфорации
сцепление цемента с колонной улучшается, что можно объяснить уве-
личением силы прижатия колонны к цементу в результате ее деформа-
ции.
Высказывается мнение, что даже в самых благоприятных условиях
в результате кумулятивной перфорации в цементном камне должны
37
оставаться следы разрушения, подобные тем, которые остаются на
стекле при прохождении через него пули. В худшем случае происходит
отслаивание цементного камня от колонны и разрушение его на отдель-
ные куски.
В работе [36] после анализа результатов применения современ-
ных методов контроля за качеством цементирования приходят к выво-
ду, что протяженность участков распространения воздействия перфора-
ции редко ограничивается самим интервалом перфорации. При плохом
сцеплении цемента с колонной это воздействие распространяется на
расстояние до 170 м.
На состояние цементного кольца и обсадной колонны оказывает
влияние и среда, в которой перфорируют. Перфорация в глинистом ра-
створе вследствие более низкой пробивной способности пули приводит
к образованию большего числа трещин в колонне и цементном кольце,
чем перфорация в газовой среде [41] . Прямым доказательством ухуд-
шения качества цементного кольца после перфорации обсадной колонны
являются результаты специальных исследований, проведенных в сква-
жинах месторождения Жетыбай [90]. По 25 скважинам были проана-
лизированы данные гамма—гамма-каротажа (ГГК), акустического каро-
тажа цементного пальца (АКЦ) до и после перфорации, сведения о под-
готовке скважины и обсадной колонны к цементированию и его техно-
логии, об освоении и первом периоде (до 1 г) эксплуатации. Сравни-
вая максимальную величину амплитуды продольной волны по колонне
Аксь в интервалах ВНК и перфорации после опрессовки колонны с
А после перфорации было установлено, что при Ак = (0,7 - 0,8)
А сЬ скважины обводнипись при освоении, при А^ « АКсь ~
обводнились в различное время, а при Ак = О из скважины длитель-
ное время добывали безводную нефть.
Таким образом, из приведенного анализа результатов различных
исследований видно, что перфорация ухудшает состояние цементного
кольца и колонны и что при правильном выборе методов и технологии
прострелочных работ отрицательное влияние перфорации на цементное
кольцо и колонну можно уменьшить.
Технология освоения и эксплуатации скважины. При
освоении продуктивных пластов они подвергаются различному воздей-
ствию: гидропоршневания, высокого давления, гидроразрыва пласта,
закачки реагентов, тепловому и т.д. Все указанные факторы, дейст-
вуя совместно или каждый в отдельности, отрицательно влияют на
цементное кольцо, вызывая его нарушение и ухудшая сцепление с ко-
лонной и породой. Сказанное подтверждают результаты анализа вли-
яния опрессовки в девяти скважинах месторождения Жетыбай [ 90].
Установлено нарушение контакта цемента с колонной после опрессов-
ки ее. Наибольшие нарушения контакта отмечены в интервалах плас-
тов с высокой проницаемостью и кавернами. В пластах с подошвен-
ной водой нарушения контакта после опрессовки чаще всего отмеча-
ются в зоне ВНК.
Авторы [43] отмечают, что в последнее время в объединении
Пермьнефть увеличилось число скважин, зацементированных при отк-
рытом забое с установкой пакеров на обсадной колонне выше продук—
38
тивного горизонта. В процессе освоения скважин пакеры и цемент-
ные мосты разбуривают. Сравнение данных АКИ до и после разбу-
ривания показывает ухудшение качества сцепления цементного камня
с колонной.
Дальнейшее ухудшение качества цементного кольца происходит в
процессе разработки месторождения, осуществляемой высокими темг-
пами. Для поддержания таких темпов широко используют форсирован-
ный отбор жидкости из нефтяных скважин, высокие давления нагнета-
ния воды и агрессивные методы увеличения приемистости пластов
(закачка кислот, БФА и т.д.) в нагнетательных скважинах.
В указанных условиях длительное воздействие высоких репрессии
и депрессии на цементное кольцо приводит к постепенному его раз-
рушению.
Коррозия цементного камня, в основном определяется ти-
пом пластовых вод, с которыми он контактирует в скважине.
На нефтяных месторождениях восточных районов цементный камень
находится в соприкосновении с пластовыми водами двух основных
типов: хлор кальциевые воды девона и карбона и сульфатно-сульфидные
воды артинских отложений.
По данным исследований БашНИПИнефти на Туймазинском и Шка—
повском месторождениях цементный камень в большей части разреза
омывается хлоркальциевыми водами и лишь в визейском ярусе кар-
бона сульфатно—сульфидными водами.
Воды Арланского месторождения также относятся к хлоркальцие-
вому типу, но с высоким содержанием сульфатов, а воды намюрского
яруса содержат и сероводород.
По отношению к цементному камню особенно агрессивны воды
артинских отложений, содержащие в своем составе сульфат-ионы. Кро-
ме того, большое количество растворенного в пластовой воде серово-
дорода приводит к интенсивному развитию сульфидной коррозии це-
ментного камня.
В процессе выщелачивания цементного камня пластовой водой, со-
держащей сероводород, происходит разложение гидратированных соеди-
нений камня с переходом их в раствор кальция в виде гидросульфида,
что приводит к быстрому разрушению цементного камня снаружи.
Девонская пластовая вода агрессивна по отношению к цементному
камню из-за высокого содержания в ней ионов магния. В процессе
коррозии происходит обменная реакция между свободной гидроокисью
кальция цементного камня и солями магния, растворенными в пласто-
вой воде, что приводит к ' отложению в цементном камне гидрооки-
си магния. Кроме того, окись кальция выщелачивается из цементно-
го камня гидролизом и растворением, а также при катионном обмене.
Для оценки качества долговременного разобщения пластов в. интер-
вале залегания сакмаро—артинских отложений была изучена коррозион-
ная стойкость 16 рецептур тампонажных цементов. Установлено, что
лучшей коррозионной стойкостью обладают Вольский тампонажный
цемент без добавок и с добавлением синтетической смолы ТСД—9, а
также глиноземистый и диатомитовый цементы. К коррозионно нео-
гойким относятся гельиементы с добавлением 30% глинопорошка,
39
Вольский цемент с ilVoCadj, тампонажный цемент с 30% цемент-
ной пыли.
В реальных условиях при тампонировании обсадных колонн однов-
ременно проявляются несколько из перечисленных факторов, снижаю-
щих качество цементного кольца. В то же время в различных районах
обращается внимание лишь на отдельные из этих факторов и качество
цементирования остается низким. Последнее в значительной мере обус-
ловливается и отсутствием до настоящего времени обоснованных пока-
зателей оценки качества тампонирования и строгих методов их опре-
деления.
Таким образом, в процессе эксплуатации скважин возникает необ-
ходимость в проведении РИР по исправлению некачественного цемен-
тирования, отличающихся исключительно высокими трудоемкостью и
стоимостью.
'	МЕТОДЫ ВЫЯВЛЕНИЯ
НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ
ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА
В СКВАЖИНАХ
Эффективность проведения РИР по исправлению негерметичного
цементного кольца в значительной мере определяется степенью дос-
товерности сведений о характере и размерах нарушений в цементном
кольце. Для изучения негерметичности цементного кольца используют
методы исследования качества тампонирования, которые могут быть
разделены на следующие три группы [30].
1.	Методы выявления негерметичности цементного кольца и за-
трубной циркуляции: закачка радиоактивных веществ (индикаторов),
термометрия, ИННК.
2.	Методы оценки качества цементного камня и его сцепления с
обсадной колонной и породой: использование цементомеров и дефек-
томеров различной конструкции.
3.	Методы оценки изменения размеров обсадной колонны: акусти-
ческий каротаж под давлением.
Метод радиоактивных индикаторов (изотопов). С по-
мощью этого метода выявляют интервалы поглощения нагнетаемой в
скважину жидкости, содержащей радиоактивные изотопы. Для этого в
скважине снимают кривые гамма-излучений до и после закачки жид-
кости с радиоактивными изотопами. При качественном цементном коль-
це радиоактивные изотопы попадают лишь в интервал вскрытия плас-
та перфорацией, при некачественном цементном кольце радиоактивные
изотопы через интервал перфорации и нарушения в цементном кольце
попадают в пласт, являющийся обводнителем в нефтяных скважинах или
поглощающий закачиваемую воду — в нагнетательных.
Существует большой перечень разновидностей этого метода, отли-
чающихся между собой способами введения радиоактивных изотопов в
скважину (на поверхности, при помощи глубинных инжектора или кон-
тейнера и т.д.), типом применяемых изотопов (растворимые в воде,
40
t
нефти, адсорбированные на твердых носителях) и т.д. Однако на прак-
тике в основном используют гамма—излучающие изотопы: йод-131,
цирконий-95, цинк-65^ железо-59, кобальт—60, иридий-131.
Технология закачки индикаторов для определения затрубной цир-
куляции в нефтяных скважинах наиболее полно разработана Э.В. Соко-
ловским. Им на примерах определения затрубной циркуляции по нека-
чественному цементному кольцу при закачке в пласт воды, активиро-
ванной тритием, цинком—65, железом—59 показано, что по одним и
тем же скважинам интервалы проникновения активированной воды раз-
личны: по одним данным можно сделать заключение о наличии затруб-
ной циркуляции, а по другим — нет, что объясняется различием в обт—
емах продавочной жидкости. Так, например, если незначительное ко-
личество активированной воды (0,8-1 м3) оттеснялось от забоя не-
большим объемом продавочной жидкости (0,5—3 м3), то радиоактив-
ный индикатор оставался в пределах интервала перфорации, и наобо-
рот, если она продавливалась 40—200 м3 жидкости, то в этих слу-
чаях устанавливалось наличие затрубной циркуляции.
Исходя из промысловых исследований, предлагается закачивать
необходимые объемы активированной жидкости при максимально воз-
можном давлении, чтобы обеспечить проникновение индикатора по все-
му интервалу нарушения или отсутствие цементного кольца для его
выявления измерительной аппаратурой.
Для определения необходимого объема жидкости для закачки в
пласт при принятом давлении проводят пробные закачки воды в сква-
жину.
Описанная технология закачки радиоактивных индикаторов может
быть использована и при исследовании нагнетательных скважин, так
как технические условия ее применения в этом случае более благо-
приятны, чем в нефтяных скважинах.
В Татарии метод радиоактивных индикаторов применяют в нагнета-
тельных скважинах для исследования профиля приемистости и перето-
ков закачиваемой воды в непродуктивные пласты, расположенные ниже
перфорированных пластов [29].
В работе [55] описан опыт применения .безопасной в обращении
радиоактивной эманации радона—222 для определения высоты подъе-
ма цементного раствора, зоны его смешения с буферной жидкостью
в 11 скважинах Волгоградского Поволжья. Использовали (1,Il-
li, 1).107 с-! растворенной эманации, утилизируемой в процессе
эксплуатации медицинских генераторов радона. Продукт на скважину
доставляют в контейнерах объемом 18 или 48 л и вводят в цемент-
ный раствор непосредственно в процессе приготовления его или же
его вводят в воду, используемую для приготовления цементного раст-
вора. Во всех 11 скважинах определена верхняя граница цементного
раствора за обсадной колонной с точностью .+ (5—10) м.
Анализируя многочисленные исследования по определению негерме -
тичности цементного кольца в нагнетательных скважинах, авторы
[29] делают вывод, что только по результатам исследования скважи-
ны методом радиоактивных индикаторов невозможно однозначно уста-
навливать наличие затрубной циркуляции закачиваемой жидкости. Пос-
6-1
41
леднее может быть объяснено в основном искажением диаграмм ГК
как из-за осаждения активированной жидкости на забое скважины и на
стенках обсадной колонны, так и из-за вымывания ее из пласта при
снятии давления закачки воды в скважину. Кроме того, этот метод на
длительное время исключает возможность проведения исследований
скважины методами радиометрии.
Акустический метод. Этим методом исследуют качество це-
ментого кольца акустическими цементомерами. При этом создают и
регулируют колебания упругих волн, излучаемых источником ультра-
звука и распространяемых по обсадной колонне, цементному коль-
цу и стенкам скважины. Для этих целей может применяться акусти-
ческий каротаж, основанный на определении как скорости распрост-
ранения упругих колебаний (акустический каротаж по скорости), так
и поглощающих свойств горных пород (акустический каротаж по за-
туханию) .
При использовании акустического каротажа по скорости отсутствие
сцепления обсадной колонны с цементным камнем отмечается высо-
кой скоростью распространения упругих волн, соответствующих ско-
рости их распространения в стали. Наличие сцепления цементного коль-
ца с колонной приводит к понижению скорости распространения упру-
гих волн. Однако поглощающие свойства горных пород различаются
значительно сильнее, чем скорость упругих колебаний в них. Поэто-
му более надежные сведения о качестве цементного кольца дает акус-
тический каротаж по затуханию. При этом записываются кривые: А у
- амплитуда обобщенной волны, распространяющейся по колонне и це-
ментному кольцу, мВ; Ап - амплитуда волны по породе, мВ; tn —
время первого вступления волны, мс.
При исследовании скважин, вскрывших песчаники и глины (скорость
распространения упругой волны в них более 5400 м/с), максималь-
ные показания кривой Ацк и минимальные кривой Ац соответствуют
интервалам полного отсутствия цемента за колонной или плохого ка-
чества цементирования; интервалам , где качество цементирования хо-
рошее, соответствуют низкие показания кривой А ЦК и высокие — кри-
вых Ац и <П-
Если же исследуется скважина, вскрывшая карбонатные породы
(скорость распространения упругой волны в них более 5400 м/с),
интерпретация материалов по кривым А цк и Ап существенно зат-
рудняется. В этом случае для увеличения объема информации о ка-
честве цементного кольца предлагается регистрация полного акусти-
ческого сигнала в виде волновых картин [62].
В работе [21] приведена методика интерпретации диаграмм акус-
тического цементомера. Амплитуда продольной волны изменяется от
нуля в зацементированной колонне ( Ацк) до некоторого максимума
в свободной колонне, условно принятого равным 100 единицам.
По принятой схеме диаграммы интерпретируют условные качест-
венные характеристики сцепления цементного камня с колонной:
"хорошее* — амплитуда Ацк в пределах 0-10 условных единиц;
жесткий контакт цементного камня с колонной;
'частичное* - амплитуда Ацк в пределах 10-20 условных еди-
42
нищ чередование небольших участков 'хорошего' и 'плохого' сцеп-
ления;
'плохое' _ амплитуда АцК в пределах 20—70 условных единиц,
что соответствует наличию различной величины каналов и разрывов
в цементном кольце;
/отсутствует' - амплитуда Ацк в пределах 70-100 условных
единиц, что характерно для свободной колонны в верхних интервалах.
Уверенная оценка характера сцепления цементного камня с горны-
ми породами может быть получена при использовании данных акус-
тического каротажа скважины до ее обсадки [24]. В этом случае
сцепление цементного камня с горными породами можно оценить
сравнивая величины времени и амплитуд после цементажа колонны
( *П и Apj) и измеренных в открытом стволе ( t и А ).
Таким образом, для изучения цементного кольца используется се-
рия кривых акустического каротажа, сравнением которых оценивают
степень нарушения целостности цементного кольца и его сцепления с
колонной и породой.
На практике, как правило, оценить характер сцепления цементно-
го кольца с породой не представляется возможным.
Поэтому применение акустического цементомера не позволяет оце-
нит’. герметичность (или негерметичность) цементного кольца в ка-
ком-либо интервале скважины, а частично лишь отвечает на вопрос о
сцеплении цементного кольца с колонной и, в некоторых случаях,
с породой.
Эти же недостатки характерны и для различных конструкций це-
ментомеров и дефектомеров.
Все перечисленные исследования цементомерами проводят после
ОЗЦ перед перфорацией при гидростатическом давлении внутри обсад-
ной колоты или большем в зависимости от плотности заполняющей
скважину жидкости.
Однако в процессе эксплуатации скважины очень важно установить
не только факт нарушения или отсутствия цементного кольца, но и
возможность движения жидкости по нарушениям при рабочем перепа-
де давления, создающемся в цементном кольце, например при экс—
сплуатации нефтяных скважин или закачке воды в нагнетательных
скважинах.
Для этих целей разработаны акустические методы, основанные
на изучении деформации колонны относительно цементного кольца
[34, 37, 581, которые позволяют определить характер распростра-
нения избыточного давления в затрубном пространстве даже при не-
значительной циркуляции жидкости в исследуемом интервале.
Между деформацией обсадной колонны и циркуляцией жидкости в
затрубном пространстве существует связь:
1) радиус колонны изменяется в результате возникающего перепа-
да давления между внутренней и внешней ее стенками. Измененный
радиус сохраняется лишь в период действия этого перепада давле-
ния;
2) выравнивание величин давления в колонне и за ее пределами
свидетельствует о движении жидкости по затрубному пространству.
6-2
43
Изменение внешнего радиуса колонны в период действия на нее пе-
репада давления определяется по изменению амплитуды продольной вол-
ны по колонне ( А к).
Этот метод наиболее приемлем для исследования перетоков зака-
чиваемой воды в нагнетательных скважинах.
В последнее время предлагается совместное применение метода
AKU и метода рассеянного гамма-излучения (МРГ) [35]. Необходи-
мость совместного использования этих методов обусловлена тем,
что в отдельности она не всегда обеспечивает выделение реально со-
общающихся каналов цементного кольца.
Например, амплитуды Ак зависят не только от величины объем-
ных каналов, но и от величины кольцевых зазоров между цементом
и колонной. В общем случае диапазон чувствительности методов АКЦ
и МРГ к указанным дефектам цементного кольца меньше диапазона
возможного изменения этих дефектов в реальных условиях.
В связи с этим в работе [35] предполагается следующая мето-
дика интерпретации результатов комплексных исследований.
В каждом исследуемом интервале определяют средний кольцевой
зазор между цементным кольцом и колонной и раскрытость соответ-
ствующего вертикального объемного канала: строят зависимость меж-
ду этими параметрами. Затем по известной величине среднего коль-
цевого зазора (например, по результатам исследования при различном
давлении) по амплитудам А к оценивают величины соответствую-
щих вертикальных каналов.
Предлагаемый метод находится в стадии освоения, судя по данным
работы [35], его практическое использование связано с большими
трудностями. Более достоверная информация о качестве цементировки
может быть получена при использовании аппаратуры для широкополос-
ного акустического каротажа типа АКН—1 (Г3вуи-2Ж) [59, 70]. При
этом фазокорреляционные диаграммы являются основным источником
информации по качественной оценке состояния контакта цементного
камня с колонной. При количественной же оценке основным источни-
ком информации являются аналоговые кривые, а фазокорреляционные
диаграммы используют для контроля за правильностью срабатывания
вычислительных устройств аналоговых блоков.
Метод термометрии. С помощью этого . метода регистрируют
изменение температуры в стволе нагнетательной скважины, обуслов-
ленное интенсивностью теплообмена между потоком закачиваемой во-
ды и окружающими породами.
Использование метода термометрии первоначально было связано с
попыткой определения профиля поглощения по мощности пластов, со-
поставляя теоретическую термограмму, построенную для работающей
скважины, с начальной температурной кривой (геотермой) [63]. Од-
нако на основании фактических термограмм, снятых во время закач-
ки воды в скважину, построить теоретическую кривую оказалось не-
возможным. Это объясняется тем, что в условиях закачки воды в ни-
сколько пластов на процесс теплообмена между потоком закачиваемой
воды и окружающими породами влияет и скорость нисходящего пото-
ка, постепенно уменьшающаяся по направлению к забою скважины. В
44
результате для нижнего поглощающего интервала получалась макси-
мальная разность температур, что при расчетах приводило к получе-
нию максимальной его приемистости [ 63].
Исследования после прекращения закачки воды в скважину дают
лучшие результаты, позволяя более точно отбивать границы погло-
щающих пластов.
По данным работы [ 63], для получения четкой термограммы вре-
мя остановки нагнетательной скважины составляет 3—5 ч. В течение
этого времени вода в стволе скважины успевает нагреться за счет
теплоты окружающих пород. В то же время жидкость в интервале
поглощения из-<за глубокого охлаждения пласта продолжает оставать-
ся холодной, что на термограмме отмечается в виде четких отрица-
тельных аномалий.
Авторами 163 ] было высказано мнение о возможности использова-
ния этого явления и для определения затрубной циркуляции закачи-
ваемой воды.
Эта возможность была подтверждена исследованиями, проведенны-
ми в нагнетательной скв. 565 Усть-Балыкского месторождения с
применением высокочувствительного малоинерционного потенциалтермо-
метра [54]. Основанием проведения исследований послужило резкое
увеличение приемистости скважины после гидроразрыва — с 50 др
600 т/сут.
Первая термограмма была записана в процессе нагнетания воды.
Затем через 1, 2, 5, 2 и, 22, 24 ч и 15 сут после остановки сква-
жины были записаны еще семь кривых, которые показали температурь-
ную аномалию пласта, находящегося на расстоянии 30 м выше перфо-
рированного, а не ближайшего, находящегося всего на 7 м выше ин-
тервала перфорации.
Это объясняется наличием естественной трещины. Аналогичные ре-
зультаты были получены и по данным исследования ИННК.
В работе [24] даны результаты исследований трех нагнетатель-
ных скважин Кара була к-Ачалу некого месторождения с помощью элект-
ронного глубинного термометра ТЭГ как во время закачки воды, так
и после прекращения ее через 1, 16, 24 и 46 ч. На всех трех тер-
мограммах подошва нижнего интервала поглощения отбивается по рез-
кому возрастанию температуры, т.е. в отсутствии затрубной циркуля-
ции жидкости вниз термограмма быстро принимает форму геотермы.
Авторы [29] приводят примеры использования термометрии как
при исследовании различных технологических процессов: определении
работы пусковых клапанов, герметичности лифта, отбивке уровня жид-
кости в колонне, так и при выполнении ремонтных работ-определении
места порыва колонны, интервала затрубной циркуляции. Например, в
скв. 6232 Ромашкинского месторождения по данным обработки
кривой распределения закачки из трех перфорированных интервалов
для самого нижнего была получена максимальная проницаемость, не
соответствующая геофизической характеристике этого интервала плас-
та. Проведенные в связи с этим термометрические исследования пока-
зали затрубное движение жидкости в сторону нижележащего (расстоя-
ние 10 м) водоносного пласта, что на термограмме, снятой после
45
прекращения закачки, отмечается отрицательной температурной анома-
лией около 6°С. Наличие затрубной циркуляции в последующем было
подтверждено результатами проведенных РИР.
В работе [68] приведены примеры исследований скважин место-
рождений Татарии электрогермометрами сопротивлений ЭТС на трех-
жильном кабеле.
Методика исследований нагнетательной скважины заключалась в
следующем.
Примерно за 1 ч до начала исследований прекращают закачку воды
и скважину ставят на излив. Затем замеряют температуру при спус-
ке прибора: по стволу скважины в масштабе глубин 1:500, а в ин-
тервале детального исследования — 1:2 00. При подъеме прибора заме-
ры в интервале детального исследования повторяют^
В скв. 2209 Северной Альметьевской площади по данным термо-
метрии, проведенной при изливе жидкости, отрицательная температур-
ная аномалия отмечается ниже интервала перфорации (интервал пере-
тока 16 м). Ниже интервала перетока термограмма принимает форму
естественной геотермы.
Приведенный пример показывает, что метод термометрии позволяет
выявить интервал перетока жидкости и после непродолжительной ос-
тановки нагнетательной скважины.
Работа [103] посвящена разработке методики термометрических
исследований скважин для определения перетоков жидкости в интерва-
ле кондуктора. Для этого электротермометры ЭТСМ—2 ; ТЭГ-36 спус-
кают в колонну или в кольцевое пространство между колонной и кон-
дуктором. Наличие перетока в интервале кондуктора отмечается выпола-
живанием кривой температурного градиента. Повышение или понижение
температуры указывает на направление перетока.
В работе [29] приведены данные об эффективности применения тер-
мометрии для исследования профиля приемистости и затрубных перето-
ков жидкости в нагнетательных скважинах месторождений Татарии. В
течение 1972 г. было выполнено 240 замеров электротермометрии
сопротивлений типа ЭТС.
На месторождениях Башкирии высокочувствительные термометры,
разработанные в Башкирском государственном университете [28, 57],
применяют для выявления интервалов перетока жидкости в нефтяных
скважинах, а также при исследовании перетока закачиваемой воды в
непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах. Используя дан-
ные термометрических исследований, автором [80] предложена фор-
мула для количественной оценки перетекающей по негерметичному це-
ментному кольцу жидкости.
Основными преимуществами указанного метода являются достаточ-
ная точность, надежность и простота проведения исследований.
К недостатку метода термометрии можно отнести трудность интер-
претации данных исследований при небольших расстояниях между ин-
тервалами перфорации и перетоке жидкости.
Метод импульсного нейтронно—нейтронного каротажа
( И Н Н К) основан на изучении нестационарных нейтронных полей, соз-
даваемых импульсным источником нейтронов, в качестве которого ио-
46
пользуют скважинный генератор нейтронов, работающий в импульсном
режиме, т.е. пласты через определенный промежуток времени облуча-
ются импульсами нейтронов. После истечения времени (время задерж-
ки) измеряют плотность тепловых нейтронов 1).
Данные ИННК дают информацию о двух нейтронных параметрах
горных пород: коэффициенте диффузии, зависящем в основном от водо—
родсодержания пород, и среднем времени жизни тепловых нейтронов г.
Плотность тепловых нейтронов убывает со временем и зависит от
содержания в среде элементов с большим сечением захвата, в пер-
вую очередь, атомов хлора. Поэтому среднее время жизни тепловых
нейтронов в пластах, насыщенных сильно минерализованной водой, во
много раз меньше, чем в нефтеносных пластах 2), Указанное различие
и используют для оценки нефтенасыщенности продуктивных пластов.
В последнее время метод ИННК применяют и для выявления пере-
токов жидкости по некачественному, цементному кольцу в нагнетатель-
ных скважинах. При этом используют разницу в значениях времени
жизни тепловых нейтронов т для пресной и пластовой вод: значения
т в пресной воде (как и в нефтенасыщенном пласте) значительно
больше, чем в минерализованной пластовой воде.
Методика исследования скважины заключается в следующем. Если
в нагнетательную скважину закачивают минерализованную воду, то
для выявления интервала перетоков жидкости в нее необходимо зака-
чивать пресную воду. До и после закачки пресной воды в предпола-
гаемом интервале затрубной циркуляции снимают кривые ИННК. Со-
поставление двух кривых позволяет определить интервал перетока
жидкости по резкому возрастанию значений времени жизни тепло аах
нейтронов г.
Если же в скважину закачивают пресную воду, то для выявления
интервала перетока жидкости в нее необходимо закачивать минера-
лизованную воду.
Этим же способом определяют интервал перетока и в нефтяных
скважинах.
Основным недостатком метода ИННК является его низкая чувстви-
тельность, обусловливающая необходимость закачки в процессе иссле-
дования больших объемов воды. Так, например, в скв. 4458 Новоха—
зинской площади для подтверждения перетока закачиваемой воды в во-
доносный пласт С VI потребовалось закачать более 80 тыс. м3 прес-
ной воды. Это чаще всего связано с большими трудностями.
х/ В результате рассеяния нейтронов, испускаемых источником,
происходит замедление быстрых нейтронов и их энергия становится
равной кинетической энергии молекул} такие нейтроны называются теп-
ловыми.
Например, в породе с пористостью 20%, содержащей сильно ми-
нерализованную воду, среднее время жизни тепловых нейтронов сос-
тавляет 90—110 мкс, при нефтеоодержании - 260-300 мкс.
47
Все перечисленные методы геофизических исследований позволяют
сделать лишь качественную оценку цементирования обсадной колонны
- установить наличие или отсутствие дефекта в цементном кольце.
Больше того, некоторые из них (цементомеры, дефе кто меры) отме-
чают факт некачественного кольца лишь в том случае, когда величина
нарушений составляет не менее 30% периметра скважины. Ни один из
методов не позволяет установить причины негерметичности (отсутст-
вие цементного кольца вообще, отсутствие сцепления кольца со стен-
ками скважины или обсадной колонны, наличие глинистой корки).
,	МЕТОДЫ ИСПРАВЛЕНИЯ
_	НЕГЕРМЕТИЧНОГО
ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА
В НЕФТЯНЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
Работы по исправлению негерметичного цементного кольца в нефтя-
ных и нагнетательных скважинах сводятся к ликвидации негерметич-
ности в цементном кольце, перекрытию тампонажным изолирующим
материалом имеющихся в цементном кольце каверн, каналов, трещин
и т.д.
Все РИР по исправлению негерметичного цементного кольца про-
водят закачкой растворов изоляционных материалов в нарушении в це-
ментном кольце через:
а)	существующий интервал перфорации продуктивного пласта;
б)	интервал специальных отверстий.
Процесс РИР по исправлению негерметичного цементного кольца
по первому варианту состоит из следующих этапов:
в зависимости от величины ожидаемого давления закачки изолирую-
щих веществ в скважину спускают НКТ с пакером или без него из рас-
чета установки скошенного конца НКТ на уровне нижних отверстий
перфорации; изолирующий материал в расчетном объеме доводится до
обрабатываемого интервала и вытесняется в скважину при непосажен—
ном пакере и открытом затрубном пространстве: при этом раствор
изолирующего материала в НКТ и затрубном пространстве должен на-
ходиться на одинаковом уровне для предупреждения его разбавления
скважинной жидкостью при подъеме труб;
поднимают НКТ выше возможного уровня изоляционного материала,
проводят контрольную срезку, посадку пакера и закачку изоляционного
материала за колонну в расчетном объеме; затем герметизируют
скважины на время, необходимое для отверждения изоляционного ма-
териала;
разбуриваю! мост из отвержденного изоляционного материала, пер-
форируют пласт и осваивают скважину.
В настоящее время в связи с разработкой месторождений при
повышенном пластовом давлении перед проведением РИР возникает
необходимость глушения скважин. При этом, как правило, превышение
величины давления столба жидкости глушения в стволе скважины над
величиной пластового давления небольшое. Поэтому в процессе РИР
48
сохраняется возможность открытого фонтанирования скважины. В пос-
леднее время при проведении РИР по исправлению негерметичного
цементного кольца скошенный конец НКТ устанавливают на 20—40 м
(в зависимости от приемистости пласта и нарушений цементного коль-
ца) выше кровли перфорированного пласта. После доведения уровня изо-
ляционного материала до скошенного конца НКТ при открытом зат^
рубном пространстве его закрывают и расчетный объем изоляционного
материала задавливают в пласт и нарушения цементного кольца. При
этом исключаются необходимость срезки растворов изоляционного ма-
териала и отрицательные последствия этого.
Процесс РИР по исправлению негерметичного цементного кольца
с задавкой изоляционного материала в нарушения цементного кольца
через специальные отверстия состоит из следующих этапов:
обсадную колонну дополнительно вскрывают кумулятивной или гид—
ропескоструйной перфорацией в интервале 0,5-0,8 м; интервал спе-
циальных отверстий при этом располагается в пределах распростране-
ния нарушений в цементном кольце с расчетом возможности надеж-
ной посадки пакера:
на колонне НКТ спускают пакер и устанавливают его между ин-
тервалами перфорации продуктивного пласта и специальных отверс-
тий;
при посаженном пакере вызывают переток жидкости за обсадной
колонной через нарушения в цементном кольце;
расчетный объем изоляционного материала закачивают в НКТ,
уровень его доводят до специальных отверстий и через них залавли-
вают за колонну при открытом затрубном пространстве;
срывают пакер и часть изоляционного материала, необходимую для
создания моста, выдавливают в скважину} уровни изоляционного мате-
риала в НКТ и затрубном пространстве должны быть одинаковыми для
предупреждения его разбавления скважинной жидкостью при подъеме
НКТ и пакера;
НКТ с пакером поднимают выше возможного уровня изоляционного
материала в скважине, проводят контрольную срезку, посадку пакера
и задавливают расчетный объем изоляционного материала за обсад-
ную колонну при закрытом затрубном пространстве: скважину гермо- _
тиэируют на время, необходимое для отверждения изоляционного ма-
териала;
разбуривают мост изоляционного материала: при этом, не вскры-
вая бурением интервала специальных отверстий, перфорируют пласт
и осваивают скважину.
При проведении РИР по исправлению некачественного цементного
кольца через специальные отверстия их создают против пласта—об-
воднителя в нефтяных скважинах или поглощающего пласта в нагне-
тательных. При этом специальные отверстия могут быть использова-
ны одновременно и для создания непроницаемых пропластков в пласте-
обводнителе (или поглощающем пласте), повышающих надежность про-
водимых работ.
При использовании схемы РИР со специальными отверстиями для
исправления негерметичного цементного кольца после срыва пакера и
7-1
49
также можно избежать операции срезки раствора изоля-
ционного материала одновременной закачкой его по НКТ и через зат-
рубное пространство двумя цементировочными агрегатами, если это
позволяет величина давления закачки.
Для обоснования технологии РИР по исправлению негерметичного
цементного кольца необходимы следующие основные сведения:
расположение относительно продуктивного пласта пласта—обводни—
теля в нефтяных или поглощающего пласта в нагнетательных скважи-
нах;
характер и размеры нарушений в цементном кольце;
величина пластового давления в продуктивном пласте и пласта—об
воднителе (или поглощающем пласте);
величина давления образования трещин в продуктивном пласте и
пласге-обводнителе (или поглощающем пласте);
величина приемистости продуктивного пласта и пласта-обводните-
ля (или поглощающего пласта) при давлении, ожидаемом при проведе-
нии РИР.
На основании перечисленных сведений выбирают технологию и сред-
ства проведения РИР, которые должны включать:
способ предварительной изоляции продуктивного пласта для сохра-
нения его продуктивности;
средства разобщения интервала закачки изоляционного материала
и интервала перфорации продуктивного пласта при исправлении негер-
метичного цементного кольца через специальные отверстия;
способ и жидкость глушения скважины;
способ промывки нарушений в цементном кольце;
изоляционный материал и его объем;
методы и технологию контроля процесса РИР;
методы и технологию контроля качества проведенных работ и т.д.
При разработке каждого отдельного участка, залежи, площади и
даже целого месторождения причины негерметичности цементного коль-
ца и параметры, характеризующие ее проявление, являются общими для
многих скважин. При этом, естественно, общими могут быть и схемы
и технология проведения РИР по исправлению негерметичного кольца
в скважинах в пределах участка, залежи и т.д.
В действительности же часто РИР проводят по единым схеме и
технологии в скважинах целых месторождений и даже НГДУ без уче-
та основных особенностей нарушений в цементном кольце, разреза
скважины, условий разработки продуктивных пластов и т.д. Это яв-
ляется одной из главных причин низкой эффективности проводимых
РИР вообще и данного вида, в частности. Ниже приведены примеры
проведения РИР по исправлению негерметичного цементного кольца в
отдельных скважинах.
Скв. 5107 НГДУ Южарланнефть (рис. 11) вступила в эксплуатацию
по пластам Civ (интервал перфорации 1314,4-1316,8м) и Су
(1317,6-1320,4 м) с июля 1972 г. с дебитом около 33 т/сут без-
водной нефти. В августе 1972 г. в продукции скважины появилась
вода плотностью 1040 кг/м3. К ноябрю 1974 г. содержание воды
достигло 99%. В это же время с целью перевода скважины на фон-
50
Рис. 11. Каротажная диаграмма и термо-
граммы скв. 5107 НГДУ Южарланнефть,
записанные 10.VII. 1975 г. при подъе-
ме (1) и спуске (2) прибора
о
25 SOOMf
НГДУ Туймаэанефть
тайный способ эксплуатации она была заглушена глинистым раствором
плотностью 1600 кг/мЗ, Ко времени проведения РИР (июль — ав-
густ 1976 г.) скважина не фонтанировала.
Исследования термометром 'Сигма—2' при дренировании пласта
компрессором от 10. VII.1975 г., проведенные с целью выявления
путей поступления воды в скважину, показали, что 'работает' пер-
форированный пласт Су. Характер термограммы ниже глубины
1320,4 м свидетельствует о наличии движения жидкости за обсад-
ной колонной (см. рис. 11). По результатам исследования скважины
ИННК предполагалось, что насыщение пласта опресненной водой в
интервалах перфорации произошло за счет перетока жидкости сверху
— со стороны пласта Сц. Таким образом, по данным геофизичес-
ких исследований возможной причиной обводнения скважины является
негерметичность цементного кольца, хотя ее направление однозначно
и не было определено. По промысловым данным (величина плотности
добываемой воды, наличие закачки в пласт Сц в соседней нагне-
тательной скважине) наиболее вероятным является предположение о
негерметичности цементного кольца между пластами Cjy, Су Сц .
Через 60,3—мм НКТ, скошенный конец которых находился на глу-
бине 1227 м.во все интервалы перфорации при давлении до 17,64МПа
закачали 1 м^ раствора смолы ТСД—9 со временем отверждения
4 ч. Мост из смолы был обнаружен на глубине 1279 м. Опрессов-
кой под давлением 14,7 МПа установили герметичность моста и об-
садной колонны.
Мост из смолы был разбурен в интервале 1279—1320,4 м после
чего скважина зафонтанировала. Скважину заглушили глинистым раст—
7-2
51
вором плотностью 1450 кг/м3, дополнительно перфорировали пласт
Civ в интервале 1317,6—1320,4 м и спустили в нее скважинный
насос. Скважина давала 33 т/сут безводной нефти. В сентябре 1977 г.
из скважины добывали 22 т/сут нефти при содержании воды 25%. За
25 месяцев дополнительно добыто 19 534 т нефти, изолировано
12 785 т воды.
Скв. 62—М НГДУ Туймазанефть (рис. 12) эксплуатировала пласт
ДI с октября 1971 г. Начальный дебит скважины 5 т/суг безвод-
ной нефти. В ноябре 1971 г. в продукции скважины появилась вода в
количестве 2%, а в декабре 1971 г. содержание воды достигло 81%.
Ко времени проведения РИР скважина практически полностью обвод-
нялась. По промысловым данным было предположено о негерметичнос-
ти цементного кольца. Для ликвидации водопритока в интервал перфо-
рации закачали 0,8 м3 раствора смолы со сроком отверждения 4 ч
при давлении 14,7 МПа и посаженном на глубине 1448 м пакере.
Из-за негерметичности обсадной колонны после разбуривания моста
из смолы в интервал перфорации дополнительно было закачано 0,1 м3
цементного раствора при давлении 9,8 МПа. Пласт перфорировали в
прежнем интервале (1693—1695,8 м) и скважину ввели в эксплуа-
тацию. Однако содержание воды в продукции скважины не изменилось.
В августе — сентябре 1975 г. повторно проведены РИР, в процес-
се которых искусственный забой был углублен до 1715 м, проведе-
ны исследования АКЦ, ЦМТУ, РК, перфорированы специальные отверс-
тия (20 отв. П^-103) в интервале 1703-1704 м. При посаженном
на глубине 1697,5 м пакере закачкой воды в НКТ восстановили сла-
бую циркуляцию жидкости (23 мЗ/сут). Скошенный конец 73—мм
НКТ с пакером находился на глубине 1714,3 м, закачали в НКТ
1,6 м3 раствора смолы ТСД-9, приподняли НКТ до глубины 1508 м,
провели контрольную срезку, посадили пакер на глубине 1493,5 м,
закачали за колонну 1 м3 раствора смолы при давлении 11,76 МПа.
Мост из смолы обнаружили на глубине 1708 м, т.е. ниже интервала
специальных отверстий. В процессе опрессовки давлением 11,76 МПа
приемистость интервалов перфорации 11,27 МПа. Попытались закачать
в интервал перфорации цементный раствор, однако при давлении
10,29 МПа приемистость отсутствовала. Пласт Д[ перфорировали в
прежнем интервале и скважину ввели в глубиннонасосную эксплуата-
цию с дебитом 0,3-2,0 т/сут нефти при содержании воды 98-84%.
За 413 дней дополнительно добыто 266 т нефти, изолировано 2200
т воды.
Скв. 5130 НГДУ Южарланнефть (рис. 13) вступила в эксплуата-
цию в феврале 1973 г. по пласту Су с дебитом нефти 12 т/сут
при содержании воды плотностью 1106 кг/мЗ в количестве 37%.
Ко времени проведения работ по освоению скважины под закачку во-
ды (июнь 1976 г.) дебит нефти был 5,5 т/сут при содержании во-
ды 68%. При исследовании высокочувствительным термометром 'Стаб"
была установлена циркуляция между пластами Су и Cyi по негер-
метичному цементному кольцу. Характер поступления жидкости в
скважину, определенный исследованием дебитомером ДГД-8Б от	С
24. VI. 1976 г. (см. рис. 13), подтверждает существование пере-
52
О 10 20 Ом-М
Рис. 13. Каротажная диаграмма, профили отдачи (ГД) и прие-
мистости (РГД) скв. 5130 НГДУ Южарланнефть:
Дата	Ру, МПа	9,м^/сут
1 - ГД 24. VI. 1976 г.		
2 - РГД 12.VII. 1976 г.	13,72	186
3 - РГД 16.IX. 1976 г.	10,78	102
4 - РГД 17.IX. 1976 г.	10,78	125
5 - РГД 20.IX. 1976 г.	10.78	225
тока жидкости — основной приток жидкости наблюдается из подошвен-
ной части пласта Су. РИР по исправлению негерметичного цемент-
ного кольца проведены 29. VI. 1976 г. с использованием смолы
ТСД-9 с коротким временем начала ее отверждения (20 мин) по схе-
ме раздельной закачки смолы и отвердителя по двум колоннам НКТ
[71]. За обсадную колонну было закачано 2,6 м3 раствора смолы
при давлении 14,7 МПа. Мост из смолы обнаружили на глубине
1255 м и разбурили до глубины 1284 м. Перфорировали обсадную
колонну в прежнем интервале 1278,8-1283,2 м.
По заключению исследований термометром 'Стаб* при дренирова-
нии пласта компрессором после РИР движение жидкости по негерма-
тичному кольцу из пласта Су[ в интервале перфорированного плао-
та Су сохраняется.
Для оценки качества цементного кольца 12. VII. 1976 г. в сква-
жине были проведены исследования РГД' (см. рис. 13). Как видно из
рисунка, вся закачиваемая вода поглощается серединой и кровлей
перфорированного интервала пласта Су. Данные этого исследования
РГД явились основанием для пуска скважины под закачку без проведе-
ния дополнительных РИР. Последующие исследования скважины РГД
(см. рис. 13) также показали, что вся закачиваемая вода поступает в
верхнюю часть интервала перфорации. Отсутствие перетока закачивае-
мой воды по негерметичному цементному кольцу в сторону пласта
СVIподтверждается и результатами оценки приемистости пласта Су
по 'методу мощностей'.
53
ЛИКВИДАЦИЯ НАРУШЕНИЙ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
В СКВАЖИНАХ
Потребность в РИР по ликвидации нарушений обсадных колонн в
скважинах месторождений Башкирии непрерывно увеличивается и намно-
го превышает объемы проводимых работ. Последнее обусловливается
низким качеством тампонирования обсадных колонн и несоответствием
конструкции скважин условиям их эксплуатации.
НГДУ Южарланнефть. Анализ сведений об объемах, мето-
дах и успешности РИР по ликвидации нарушений обсадных колонн в
скважинах за 1972—1977 гг. показал, что подавляющее большинство
РИР этого вида проведено в нагнетательных скважинах: 50 из 57,
что составляет 87,7%.
В 53 скважинах (61 нарушение^) интервалы нарушений обсадных
колонн установлены в интервалах отсутствия цементного кольца за-
колонной и почти во всех нагнетательных скважинах обнаружены в
процессе закачки пластовой (минерализованной) или сточной воды. В
четырех скважинах (4440, 4976, 3954, 4354) интервалы наруше-
ний колонн были в интервалах с неудовлетворительным качеством там-
понирования (по данным геофизических исследований). В 32 скважи-
нах из 57 (56%) нарушение колонны (на глубине до 364 м) ликви-
дировано — заменой дефектной трубы новой.
В 20 скважинах для ликвидации нарушений использовали цементный
раствор, в том числе в 11 скважинах проведено от 2 до 3 закачек.
В скв. 4438 проведение трех операций с закачкой в интервал нару-
шения 8,8 м3 цементного раствора успеха не принесло.
В четырех операциях при ликвидации нарушений обсадной колонны
использовали растворы смолы ТСД—9. В пяти скважинах нарушение
ликвидировано доворотом труб.
Почти во всех случаях нарушение обсадной колонны в нагнетательных
скважинах было обнаружено при исследовании скважиныРГД. Местополо-
жение нарушения устанавливалось также с помощью РГД или пойнтер—
вальной опрессовкой колонны при посадке пакера.
В некоторых случаях, несмотря на то, что нарушения колонн были
обнаружены на небольшой глубине, из-за невозможности отворота труб
с целью их замены для ликвидации нарушений проводили более трудо-
емкие изоляционные работы.
Осмотр извлеченных на поверхность труб свидетельствует о том,
что основной причиной нарушения обсадных колонн является коррозия
наружной и внутренней поверхностей, труб в агрессивной среде плас-
товых и сточных вод.
В большинстве случаев нарушения имеют вид щелей, расположен-
ных вдоль образующей труб. Ширина щелей иногда достигает 5 см,
длина - 1 м. В некоторых скважинах нарушения обнаружены однов-
ременно в нескольких трубах, например в скв. 4783 — в тепе 11
труб. Иногда нарушения обнаруживали в резьбовых соединениях, они
1) В одной и гой же скважине нарушения отмечаются в нескольких
интервалах.
54
были связаны с недоворотом труб при спуске обсадной колонны.
И сами нарушения обсадных колонн и низкая эффективность изоля-
ционных работ по их ликвидации обусловлены сложными гидродинами-
ческими условиями в интервалах отсутствия цементного кольца, ха-
рактеризующимися перетоком жидкости между пластами.
Нарушения колонн в основном находятся в интервалах частичного,
а иногда и катастрофического поглощения промывочной жидкости при
бурении скважин: отложения пермской и четвертичной систем (уфимс-
кая свита) в интервале до 180 м, пористо-кавернозные доломиты не-
мюрского яруса, серпуховский подъярус и верхняя часть окского подъ-
яруса в интервале 946—1100 м.
Одновременно в пределах указанной глубины располагаются плас-
ты, характеризующиеся интенсивным водопроявлением: пористо-кавер-
нозные известняки и доломиты сакмаро—артинского яруса и верхнего
карбона в интервале 298-628 м, песчано-галечниковые отложения
четвертичной системы в интервале до 20 м. Причем воды сакмаро-
артинского яруса содержат большое количество сероводорода.
В указанных условиях существование перетока агрессивных вод
определяет исключительно высокие скорости коррозии наружной по-
верхности труб в процессе эксплуатации скважины, а разбавление там-
понажных смесей с потерей их тампонирующей способности — в про-
цессе попытки ликвидации нарушения. Последнее подтверждается боль-
шим количеством безуспешных закачек.
В качестве примеров ниже приведено описание работ по выявле-
нию и ликвидации нарушений обсадных колонн в отдельных скважи-
нах.
В нагнетательной скв. 4294 168-мм обсадная колонна
зацементирована до глубины 485 м. Скважина освоена под закачку
воды в пласты С{у_у{ (интервал перфорации 1242-1261 м) в
сентябре 1967 г.
Вследствие негерметичности обсадной колонны в интервале 267—
268 м с августа 1970 г. воду закачивали по НКТ с пакером, ус-
тановленным на глубине 548 м с хвостовиком до глубины 611 м.
Из-за невозможности изоляции интервала нарушения пакером воду
в скважину практически прекратили закачивать с февраля 1971 г.
Многократные попытки посадки пакера оказались безуспешными.
После неоднократных операций глушения скважины глинистым
раствором плотностью 1500 кг/мЗ (израсходовано 57 м3) интер-
вал перфорации был изолирован установкой пакера ПНГО по глубине
540 м.
Исследованием скважины РГД и ГД был уточнен интервал наруше-
ния колонны - 271,5—272,8 м. Из-за негерметичности пакера ПНГО
колонна была засыпана глиной до глубины 500 м.
Для ликвидации указанного нарушения в скважине последователь-
но были проведены три операции с закачкой цементного раствора не-
посредственно по обсадной колонне. При этом в процессе каждой опе-
рации за колонну было закачано по 3,2 м3 цементного раствора при
давлении 9,8; 6,86 и 4,9 МПа соответственно при проведении пер-
вой, второй и третьей операции. Однако герметичность колонны не
была восстановлена.
55
В процессе поинтервальной опрессовки колонны посадкой пакера
ПШ—6—500 через 10 м дополнительно было обнаружено нарушение в
интервале 60—65 м.
Для ликвидации нарушений закачивали цементный раствор: в объе-
ме 0,8 м3 между 245-мм кондуктором и 168-мм колонной при дав-
лении 1,96 МПа и 3,2 м3 - в обсадную колонну при давлении
15,68 МПа.
Затем цементный мост был обнаружен и разбурен в интервалах
37-65 м и 19В-272 м. Опрессовкой проведенные РИР были оцене-
ны как безуспешные. Однако исследованием РГД колонна была оцене-
на герметичной, а негерметичным оказался пакер ПНГО, установлен-
ный на глубине 540 м. Исследованием РГД подтверждена и герме-
тичность колонны в интервале 0—1220 м.
Скважина пушена под закачку при установленном на глубине
1203 м пакере.
На проведение описанных работ затрачено 54 дня, их стоимость
24 214 руб.
В нефтяной скв. 3692 146-мм обсадная колонна зацементи-
рована до глубины 478 м. Скважина введена в эксплуатацию с плас-
тов Сц , Cyjo (интервал перфорации 1207,2-1233,2 м) в октябре
1965 г.
К январю 1974 г. скважина эксплуатировалась механизированным
способом с дебитом жидкости 74 мЗ/сут при обводненности 68%.
При остановке скважины, вызванной обрывом штанг, был обнару-
жен перелив чистой нефти между обсадной колонной и кондуктором.
Поинтервальной опрессовкой колонны, посадкой пакера ПШ-5-500 на-
рушение было обнаружено на .глубине 509 м.
Из-за невозможности заглушить скважину глинистым раствором
плотностью 1600 кг/м3 и из-за отсутствия взрывного пакера ПВ-118
для отключения интервала перфорации продуктивного пласта скважина
в течение шести месяцев эксплуатировалась фонтанным способом с
посаженным на глубине 586 м пакером.
Для проведения РИР на глубине 700 м был установлен пакер ВП—
118 и закачано за колонну 4,8 м3 цементного раствора. После ОЗЦ
скважина начала изливать. Проведенными исследованиями (поинтерваль-
ная опрессовка пакером ПШ-5—500) были установлены негерметич-
ность пакера ВП-118 и дополнительное нарушение колонны на глуби-
не 389 м (по данным повторных исследований 360-361 м).
Проведенная закачка 3,2 м3 цементного раствора оказалась бе-
зуспешной: ниже глубины 351 м цемента в колонне не обнаруже-
но. После этого на глубине 700 м был установлен еще один пакер
ВП—118 и проведена закачка 2,4 м3 цементного раствора. Цемент-
ный мост был обнаружен на глубине 360 м. После разбуривания паке-
ров ВП—118 и спуска насоса НГН—2-68 скважина введена в экс-
плуатацию.
На проведение исследований по установлению интервалов наруше-
ния колонны и их ликвидацию затрачено 56 дней, общая стоимость
проведенных РИР 29 697 руб.
56
НГДУ Туймаэанефть. Анализ сведений об объемах, методах и
успешности РИР по ликвидации нарушений обсадных колонн в 1972-
1977 гг. показал, что РИР этого вида приведены в 52 нефтяных и
58 нагнетательных скважинах.
По времени ввода в эксплуатацию указанные скважины распределя-
ются следующим образом: по 1950 г. — 32, 1951—1960 гг. — 48,
1961—1970 гг. - 24, после 1970 г. - 6.
В 86 скважинах нарушения расположены в интервалах, где цемен—
ное кольцо отсутствует, в 24 - цементное кольцо некачественное. В
110 скважинах обнаружено 138 нарушений, в том числе в девяти
нагнетательных и пяти нефтяных - соответственно 24 и 12 наруше-
ний в интервалах без цементного кольца.
В подавляющем большинстве скважин РИР по ликвидации наруше-
ний обсадных колонн проводили с использованием неоднократных за-
качек цементного раствора. Так, в 16 нефтяных скважинах проведе-
но от двух до пяти закачек, а в скв. 263-13 . От 2 до 12 закачек
проведено в 34 нагнетательных скважинах. Вместе с тем в семи
нефтяных и 16 нагнетательных скважинах проведенные работы оказа-
лись безуспешными.
Причины нарушения обсадных колонн и низкая эффективность РИР
по их ликвидации в скважинах НГДУ Туймаэанефть очевидно те же,
что и в скважинах НГДУ Южарланнефть. Основные из них: несоответ-
ствие конструкции скважин условиям эксплуатации и сложные гид -
родинамические условия при проведении РИР. Последнее же обуслов-
ливается сложным геологическим разрезом Туймазинского месторож-
дения.
Так, в процессе бурения скважин поглощение промывочной жидкос-
ти с полной потерей циркуляции отмечено в интервале уфимской свиты
(глубина до 10 м) и переходной толще кунгурского яруса (10-
150 м). Частичные поглощения и обильные водопроявления отмэчены
в интервале артинского яруса (150—200 м). Поглощения промывоч-
ной жидкости при бурении отмечались и в интервале угленосной сви-
ты (глубина до 800 м).
Из приведенных выше данных видно: 37 нарушений обсадных колонн
находятся на глубине до 200 м, причем в 18 случаях для ликвида-
ции нарушений проведено от 2 до 11 закачек: 59 нарушений приуро-
чено к интервалу глубин от 200 до 800 м (в 29 случаях прове-
дено от 2 до 13 закачек); 42 нарушения обсадных колонн приуро-
чено к интервалу ниже 800 м, также характеризующемуся наличием
поглощающей промывочной жидкости (намюрский ярус), поглощений и
водопроявлений (фаменский ярус). В 20 из них проведено от 2 до 7
закачек.
Наличие цементного кольца за обсадной колонной, даже некачест-
венного, до некоторой степени упрощает задачу ликвидации наруше-
ния обсадных колонн, об этом свидетельствует уменьшение числа за-
качек для ликвидации нарушений по мере увеличения глубины их мес-
тоположения.
При расположении нарушения в интервале цементного кольца для
ликвидации нарушения требуется меньший объем цементного раствора.
57
8-1
поскольку уменьшается интенсивность его поглощения и вероятность
разбавления. Так, в этих условиях объемы закачанного в интервал на-
рушения цементного раствора составляют от 0,1 до 16,2 м3 при дав-
лении от О до 11,76 МПа. При этом успешность РИР, характеризую-
щихся закачкой в интервал нарушения цементного раствора более 1 м3
при давлении 6,86 МПа, составляет 60%; менее 1 м3 при давлении
7,84—11,76 МПа — 64%; более 1 м3 при давлении 7,84—11,76 МПа
- 83%.
При ликвидации нарушений обсадных колонн в 18 скважинах исполь-
зовалась смола ТСД—9. Успешность проведенных РИР составляет 50%.
При этом в трех нагнетательных скважинах (301,1646, 1346) да-
же проведение неоднократных закачек с использованием смолы ТСД—
9 не привело к ликвидации нарушений.
Основной причиной низкой успешности проводимых РИР по ликви-
дации нарушений обсадных колонн является несовершенство применяе-
мой технолэгии РИР — ее несоответствие гидродинамической обста-
новке в скважинах.
В ряде случаев проведение РИР по ликвидации нарушения обсад-
ных колонн значительно усложняется вследствие существования нару-
шений колонны одновременно в нескольких интервалах, расположенных
на различной глубине. Причем, часто планирование РИР и их осуще-
ствление начинается при отсутствии сведений о всех имеющихся ин-
тервалах нарушений, многие из них обнаруживаются уже в процессе
проведения РИР по ликвидации одного из них. Иногда это является
результатом несовершенства применяемых методов исследования сква-
жин по выявлению интервалов нарушений: недостаточная чувствитель-
ность РГД (для данных целей), недостаточная надежность пакеров.
Примерами служат описания РИР по ликвидации нарушений обсад-
ной колонны в скв. 263.
Скв. 263 пробурена и введена в эксплуатацию с пласта Д[ в
мае 1950 г. 16В-мм обсадная колонна зацементирована до глубины
1066 м, интервал перфорации пласта Д[ 1636-1645 м. Пластовое
давление на 1.IV. 1974 г. — 20,38 МПа (по карте изобар).
После установки цементного моста на глубине 1295 м методом
поинтервальной опрессовки колонны пакером были обнаружены интер-
валы ее нарушения: 37; 435-470; 770-785 м.
Первая закачка цементного раствора проведена через спущенные
на глубину 790 м НКТ. За колонну закачано 1,8 м3 цементного раст-
вора при давлении 7,84 МПа. Мост обнаружен на глубине 643 м.
При опрессовке колонна признана негерметичной — давление выше
6,85 МПа не поднималось.
Вторая закачка проведена с целью ликвидации нарушения в интер-
вале 37 м: по обсадной колонне закачано 0,9 м^ цементного раство-
ра при давлении 9,8 МПа. При опрессовке давление выше 5,88 МПа
не поднималось.
Третья и четвертая закачки проведены аналогично второй: по обсад-
ной колонне в интервал нарушения на глубине 37 м закачано соответ-
ственно 0,8 и 0,9 м3 цементного раствора при давлении до 8,82 МПа.
После четвертой закачки до разбуривания моста колонна опрессована
58
под давлением 6,86 МПа и признана герметичной. Однако после раз-
буривания моста в интервале 37—47 м давление опрессовки 6,86 МПа
за 30 мин снижается до нуля.
Спуском пакера и созданием давления через НКТ и в затрубном
пространстве уточнили интервал нарушения, после чего провели пятую
закачку. Через спущенные на глубину 470 м НКТ за колонну зада-
вили 0,4 м3 цементного раствора при давлении 7,84 МПа. Цемент-
ный мост обнаружен на глубине 415 м. Опрессовкой установлена не-
герметичность колонны.
После разбуривания иаментных мостов в интервалах 415—485 и
643-690 м (первая закачка) было установлено нарушение в интер-
вале 220 м, для ликвидации которого проведена шестая закачка.
Впоследствии была установлена ошибочность вывода о наличии нару-
шений в интервале 220 м.
Затем было установлено нарушение на глубине 540-555 м и про-
ведена седьмая закачка по его ликвидации.
Восьмая, девятая, десятая, одиннадцатая, двенадцатая и тринад-
цатая закачки, проведенные с целью ликвидации нарушения в интерва-
ле 77CU780 м, по результатам опрессовки были оценены как безус-
пешные. Однако после разбуривания цементного моста понижением
уровня колонна оценена герметичной: приток 36 л за 20 ч.
На выполнение описанных работ, проводившихся с 18. IX. 1974 г.
по 18.П- 1975 г. затрачено 1748 бригадо—часов. Стоимость прове-
денных работ 51 508 руб.
Описанные работы являются уникальными, в них отражены недос-
татки применяемой технологии РИР по ликвидации нарушений обсад-
ных колонн и четко видны направления по ее совершенствованию.
В частности, из описанных работ видно, что попытки ликвидации
самого нижнего нарушения без изоляции остальных являются безуспеш-
ными. Из-за неуправляемого поглощения заполняющей скважину жид-
кости и тампонажной смеси различными интервалами затруднена про-
давка ее именно в необходимый интервал и создаются условия для
разбавления тампонажной смеси с потерей ее тампонирующей способ-
ности.
Условия для дополнительного разбавления смеси создаются и в про-
цессе подъема НКТ и контрольной срезки, неизбежных при проведении
РИР по указанной технологии.
Для повышения эффективности подобные работы прежде всего долж-
ны начинаться с тщательного исследования технического состояния об-
садной колонны по всей глубине скважины для выявления всех интер-
валов нарушения обсадной колонны. Сама же технология РИР должна
предусматривать последовательную ликвидацию каждого нарушения от-
дельно сверху вниз с обязательной изоляцией остальных интерва-
лов нарушения. При этом во всех случаях необходимо стремиться к
обоснованию параметров технологии РИР (изоляционный материал,
его объем, скорость продавки и т.д.), исходя из поглотительной спо-
собности нарушения, а также исключению из технологии РИР опера-
ций подъема НКТ и контрольных срезок.
В условиях больших объемов работ по ликвидации нарушений обсад-
ных колонн в скважинах, с различным сроком их службы необходим пе-
ресмотр абсолютных значений показателей оценки качества проводимых
РИР: падение давления при опрессовке, скорость подъема уровня при
его понижении и т.д. При этом, очевидно, необходимо дифференциро-
ванное установление величины показателей для различных категорий
скважин.
Изложенное прежде всего свидетельствует о том, что в условиях
Туймазинского месторождения и Новохазинской площади Арианского
месторождения существующая конструкция скважин не обеспечивает
безаварийной их работы в течение проектного срока разработки. На
примере указанных месторождений со всей очевидностью видна необ-
ходимость постановки и проведения специальных исследований по оцен-
ке технической надежности скважин. При этом первоочередными за-
дачами этих исследований должны явиться:
выявление основных условий и причин образования нарушений об-
садных колонн;
разработка методики прогнозирования нарушения обсадных колонн
в различных категориях скважин;
разработка и совершенствование методов и технологии ликвидации
и предупреждения нарушения обсадных колонн;
обоснование экономически целесообразных условий проведения РИР
по ликвидации нарушений обсадных колонн;
обоснование требований к конструкции скважин и разработка меро-
приятий по их обеспечению при бурении новых скважин.
При этом главным требованием к конструкции скважин как с
точки зрения их безаварийной эксплуатации, так и с точки зрения ре-
шения задач охраны недр и' окружающей среды является надежное пе-
рекрытие всех водопроявляюших и поглощающих пластов и горизонтов
в разрезе скважин. Наиболее целесообразным направлением обеспече-
ния этого требования является тампонирование обсадной колонны до
устья скважины.
Примером постановки и решения перечисленных задач могут служить
исследования, проводимые ТатНИПИнефтью при разработке нефтяных
месторождений Татарии [46].
60
Глава IV
ИССЛЕДОВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ПЕРЕТОКА
ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДЫ
В НЕПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ В
НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
Одним из распространенных осложнений при осуществлении мето-
дов заводнения является переток закачиваемой в нагнетательные
скважины воды в непродуктивные пласты. Обусловливаемые низким
качеством цементирования обсадных колонн перетоки чаще всего об-
разуются при повышенном давлении нагнетания, а также в нагнета-
тельных скважинах, находящихся в эксплуатации длительное время.
При образовании перетока, как правило, в непродуктивные пласты
перетекает большая часть закачиваемой в скважину воды, что приво-
дит к нарушению режима работы скважины и гидродинамических усло-
вий заводняемого пласта: снижению пластового давления, а следова-
тельно, и добычи нефти. Поэтому возникает проблема выявления и
ликвидации перетоков закачиваемой воды в непродуктивные пласты в
нагнетательных скважинах. Основная трудность решения этих вопро-
сов обусловливается сложными гидродинамическими условиями в наг-
нетательных скважинах: высокими давлениями нагнетания, совместной
закачкой воды в несколько пластов с различными коллекторскими
свойствами, различной величиной пластового давления, наличием
перетоков жидкости между отдельными -пластами и больших скоростей
движения жидкости в них.
МЕТОДЫ ВЫЯВЛЕНИЯ ПЕРЕТОКА
ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДЫ
Для установления возможности и самого факта существования пе-
ретока закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных
скважинах могут и используются описанные методы выявления негер-
метичности цементного кольца в скважинах. Вместе с тем, в нагне-
тательных скважинах негерметичность цементного кольца, обуслов-
ливающая переток закачиваемой воды в непродуктивные пласты, мо-
жет быть установлена и без проведения трудоемких геофизических
исследований.
Первыми характерными признаками образования перетока в дейст-
вующих нагнетательных скважинах являются увеличение приемистости
и снижение давления закачки по сравнению с предшествующим перио-
дом. Эти признаки устанавливаются уже в процессе систематического
наблюдения за режимом работы нагнетательной скважины.
Переток закачиваемой воды в непродуктивные (поглощающие) плас-
61
ты обусловлен существованием перепада давления между заводняемым
и поглощающим пластами. При этом чем больше величина перепада
давления, тем больше вероятность образования перетока и тем боль-
ше его интенсивность.
Различие в величине пластового давления в заводняемом и погло-
щающем пластах, в свою очередь, обусловливает различие скорости
восстановления давления в них при пуске скважины под закачку или
изменении ее режима. Указанное различие может быть использовано
для выявления (или дополнительного подтверждения) факта существо-
вания перетока закачиваемой воды при анализе картограмм записи
изменения приемистости или индикаторных диаграмм нагнетательной
скважины.
Выявление существования перетока воды в непро-
дуктивные пласты по картограмме записи изменения
приемистости нагнетательной скважины. Для этого могут
быть использованы картограммы, регистрирующие временные останов-
ки и пуск скважины под закачку, а также изменение режима закачки,
независимо от их причин (отсутствие воды, отключение электроэнер-
гии, проведение исследований, РИР и работ по увеличению приемис-
тости и т.д.). При необходимости временные остановки скважины
или изменение режима закачки могут быть проведены и специально.
При отсутствии перетока закачиваемой воды в непродуктивные
пласты и поглощении ее заводняемым пластом после пуска скважины
под закачку или резком изменении режима закачки приемистость
скважины изменяется медленно, постепенно приближаясь к своему
нормальному значению, соответствующему данному перепаду давления.
При существовании же перетока закачиваемой воды в непродуктив-
ные пласты пуск скважины под закачку или резкое изменение режи-
ма закачки характеризуются мгновенной стабилизацией приемис-
тости.
Выявление существования перетока воды в непродук-
тивные пласты по индикаторной диаграмме. Построение
индикаторных диаграмм относится к методам исследования скважин
при установившемся режиме. Основное назначение индикаторных ди-
аграмм - определение коэффициентов продуктивности и гидропровод-
ности призабойной зоны пласта.
При соблюдении линейного закона фильтрации закачиваемой воды
в заводняемом пласте индикаторная диаграмма, построенная в ко-
ординатах расход (приемистость) - репрессия, будет прямой линией.
Однако в практике подобные диаграммы встречаются крайне редко,
что объясняется следующими основными причинами :
изменением фильтрационной характеристики породы при проявлении
ее упругих свойств (в том числе и изменения размера трещин при их
наличии);
проявлением структурно-механических свойств вытесняемой неф-
ти (изменение вязкости при изменении давления);
изменением режима течения жидкости (ламинарный, турбулентный);
ошибками в измерении пластового и забойного давления и прие-
мистости.
62
Характер индикаторных диаграмм расход (приемистость) - реп-
рессия может изменяться и во времени, что помимо перечисленных
причин может объясняться:
изменением фильтрационной характеристики породы в призабойной
зоне пласта при ее разрушении, очистке, закупоривании и т.д.;
изменением положения фронта вытеснения нефти закачиваемой во-
дой;
изменением вязкости жидкости и проницаемости породы пласта
при изменении его температуры и т.д.
Как показывает опыт, индикаторные диаграммы нагнетательных
скважин Новохазинской площади в основном представляют собой кри-
вые линии, вогнутые к оси расхода (приемистости) [2, 10] .
Указанный характер индикаторных диаграмм различными исследо-
вателями объясняется по-разному.
Так, Бурэунов С.Н. и Умрихин И.Д. считают основной причиной
возникновение в перфорационных отверстиях обсадных колонн инерци-
онных сопротивлений, в Донцон К.М. и Буерчук В.Т. вогнутость
кривых объясняют как силами инерции, так и деформацией пород при
изменении давления.
Абдулин Ф.С. и Блажевич В.А. считают причиной вогнутости
непостоянство фильтрационных свойств пород в призабойной эоне
пласта в процессе закачки воды, обусловливаемое раскрытием трещин
при повышении давления нагн' тания.
Именно с этим, по нашему мнению, связано искривление индика-
торных диаграмм к оси расхода (приемистости) по нагнетательным
скважинам Новохазинской плошади Арланского месторождения.
Широкое распространение в заводняемых пластах этой площади откры-
тых трещин и изменение их размеров при изменении давления закач-
ки убедительно подтверждено результатами регулирования закачки
воды по толщине пласта с помощью суспензий извести.
В некоторых случаях индикаторные диаграммы нагнетательных
скважин представляют собой линии, выпуклые к оси расхода (прие-
мистости).
На примере нагнетательных скважин Туймазинского месторожде-
ния показано, что такой характер индикаторных диаграмм свидетель-
ствует о наличии нарушений в обсадной колонне против незацементи-
рованных интервалов.
Опыт исследования нагнетательных скважин Новохазинской площа-
ди свидетельствует о том, что выпуклость индикаторных диаграмм к
оси расхода (приемистости) характеризует и переток закачиваемой
воды в непродуктивные пласты, отличающиеся высокой продуктивнос-
тью и низким пластовым давлением.
Наличие сведений о возможном перетоке закачиваемой воды в
непродуктивные пласты, как правило, является основанием для про-
ведения дальнейших исследований, направленных на определение ин-
тервалов перетока и поглощающих пластов, Эти задачи успешно мо-
гут быть решены с помощью геофизических методов, однако большин-
ство из них отличается трудоемкостью, их применение требует зна-
чительных затрат времени и средств.
63
Более просто решить эти задачи можно с помощью исследования
скважин РГД [ 53 ] . Сопоставление профилей приемистости, построен-
ных в разное время, с данными электрометрии (кривая ПС) позволяет
уверенно определить как интервал поглощения воды, так и направле-
ние перетока. В условиях хорошо изученного разреза и четко выде-
ленных поглощающих пластов полученных данных может оказаться
достаточно для проведения работ по ликвидации перетока без допол-
нительных геофизических исследований.
ИССЛЕДОВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ПЕРЕТОКА
ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДЫ
Основные сведения о геологическом строении про-
дуктивных пластов Новохазинской площади и системе
их заводнения. Арланское нефтяное месторождение является мно-
гопластовым и имеет сложное геологическое строение. Основными
объектами разработки являются продуктивные пласты терригенной тол-
щи нижнего карбона, залегающие на глубине 1250-1350 м и пред-
ставленные чередованием песчаных, алевролитовых и глинистых плас-
тов различной мощности. Коллекторами нефти являются песчано-алев-
ролитовые породы.
В пределах Новохазинской площади в терригенной толще нижне-
го карбона выделяется в основном шесть продуктивных пластов: Су,
Cjyo.Cjy, Су, Cyjo и Cyj . Пласты характеризуются исключитель-
но неоднородным строением и частым выклиниванием, коллекторские
свойства пластов изменяются как по разрезу, так и по площади.
Наибольшую мощность имеют пласты Су и Сууотличающиеся более
широким , аспространением пород — коллекторов и являющиеся основ-
ными на площади.
Общая толщина коллекторов пласта Cyj колеблется от 1,2 до
20 м, пласта Су - от 3 до 16 м. Среднее значение пористости
пород пласта CyjpaBHO 23,3%, проницаемости - 1,47 мкм^. Сред-
нее значение пористости пласта Су по площади равно 22,8%,
проницаемости - 1,40 мкм^.
В разрезе Арианского нефтяного месторождения и в частности в
пределах его Новохазинской площади, встречается большое число во-
доносных горизонтов. Из них ближайшими по отношению к продуктив-
ным пластам угленосной толщи нижнего карбона являются:
пласт песчаника алексинского горизонта (нижний карбон), распо-
ложенный на 8-23 м выше кровли терригенной толщи;
непродуктивная подошвенная часть пласта Сур
Толщина песчаников алексинского горизонта изменяется в широ-
ких пределах, иногда достигая 13,6 м. Песчаники обладают высоки-
ми коллекторскими свойствами: пористость - до 20%, проницаемость
- до 5 мкм ,
Пластовое давление близко к своей первоначальной величине -
13,82 МПа.
64
Толщина водоносной части пласта Cyj достигает 10-4.9,4 м,
величина пористости ее колеблется в пределах 12-32%, проницае-
мость достигает 9 мкм^ и более. Водоносная часть пласта Cyj об-
личается низким пластовым давлением - около 9,8 МПа.
Указанные пласты в условиях разработки Новохазинской площади
являются основными объектами поглощения закачиваемой воды по не-
качественному цементному кольцу в нагнетательных скважинах.
Продуктивные пласты разрабатывают с поддержанием пластового
давления законтуренным, внутриконтурным и очаговым заводнениями.
Все пласты, вскрытые скважинами, эксплуатируются совместно,
В начальной стадии разработки давление на линиях нагнетания
было равным 16,66 МПа и ниже, затем оно постепенно повышалось
и к настоящему времени на отдельных участках его величина состав-
ляет 21,56 - 22,54 МПа и более.
Воду в нагнетательные скважины закачивают по 146-мм обсадным
колоннам при давлении на КНС от 11,27 до 16,17 МПа.
Большая часть нагнетательных скважин (62,6%) объединена в
группы (от 2 до 9), питающиеся от одного водовода через распреде-
лительные пункты (РП) или без них. Каждая группа скважин имеет
один общий расходомер на КНС,
Давление закачки воды замеряют с помощью образцовых маномет-
ров, устанавливаемых на расходомерах КНС, РП или на устье нагне-
тательных скважин.
Вычисление величин Р пл» построение кривых восстановления давле-
ния и индикаторных диаграмм проводят по данным измерений с по-
мощью образцовых или глубинных манометров, также устанавливаемых
на КНС, РП или устье скважин.
При определении Рпл (при построении карты изобар. ) время
восстановления давления составляет 3—4 ч, при построении кривых
восстановления давления - от 1 до 7 сут.
Приемистость скважин, питающихся от индивидуального водовода,
замеряют с помощью индивидуальных расходомеров, установленных
на КНС.
Величина приемистости каждой отдельной скважины, питающейся
от общего водовода, определяется расчетным путем.При расчете
условно принимают, что соотношение величин приемистости скважин
при одновременной закачке воды в них (по одному водоводу) и соот-
ношение величин приемистости этих же скважин при закачке в каж-
дую из них отдельно сохраняется постоянным. Для определения пос-
ледних периодически проводят кратковременный (в течение 30 мин)
замер приемистости каждой скважины отдельно при отключении всех
остальных скважин данной группы (перекрытие задвижки на устье).
Затем по полученному соотношению суммарная приемистость распре-
деляется между скважинами группы.
По проекту все РП должны быть оснащены стационарными рас-
ходомерами, а приемистость скважин, не имеющих индивидуальных
расходомеров, должна замеряться переносными расходомерами.
65
9-1
Вычисленная таким образом величина приемистости скважины не
соответствует действительной. В результате подключения или отклю-
чения одной или нескольких скважин изменяется режим закачки в
каждую скважину. Эго обусловливается перераспределением давления
нагнетания, а следовательно, и приемистости в соответствии с соот-
ношением коллекторских свойств, пластового давления и других пара-
метров пласта во всех скважинах, питающихся от одного водовода.
Наиболее точен замер величины приемистости скважины, проводи-
мый в процессе ее исследования РГД, поскольку оно проводится при
работе всех скважин, подключенных к данному водоводу. Но и в этом
случае в самой исследуемой скважине замеры ее приемистости про-
водят при режиме закачки, не совсем соответствующем рабочему.
При исследовании РГД замер приемистости скважины и изучение
ее распределения по толщине пласта начинают через 2—2,5 ч после
спуска прибора в скважину и пуска ее под закачку. За это время
не достигается установившегося режима закачки и замеряемая абсо-
лютная величина приемистости оказывается несколько завышенной,
что вносит и некоторое искажение в регистрируемый при этом харак-
тер распределения закачки по цине пласта.Однако для установ-
ления перетока воды в непродуктивные пласты и интервалов наруше-
ния обсадных колонн указанные ошибки не существенны.
Примеры исследования и ликвидации перетока зака-
чиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнета-
тельных скважинах.
Скв. 4436. По данным АКЦ после цементирования обсадной
колонны в интервале 1284-1328 м отмечено частичное сцепление
цемента с колонной и стенками скважины (табл. 3).
Продуктивный пласт Су[ вскрыт перфорацией в интервале 1296,4-
1299,2 м, и скважина в VIII, 1970 г. была освоена под закачку во-
ды гидропоршневанием с начальной приемистостью 500 м^/сут при
давлении 9,8 МПа (от агрегата ЦА-320).
Исследованиями РГД от 4. IX. 1970 г. показано, что первона-
чально закачкой охвачен почти весь вскрытый перфорацией интервал
(рис. 14). В кровле и подошве пласта имеются "пики" приемистости
величиной более 200 м^/сут.-0,5 м, при давлении закачки 13,23 МПа.
Затем приемистость скважины возросла, что послужило основа-
нием для проведения повторного исследования ее РГД. Было установ-
лено, что при давлении закачки всего 7,06 МПа приемистость сква-
жины увеличилась почти в 3 раза, ближе к подошве пласта появи-
лась "пика" приемистости величиной более 600 м'З/сут. 0,5 м.
Сам факт увеличения приемистости при одновременном снижении
Это не может явиться одной из причин и наблюдаемого в не-
которых скважинах несоответствия в характере распределения прие-
мистости по толщине пласта по данным исследований РГД, проведен-
ных в различное время.
66
5055
Рис. 14. Каротажная диаграмма и профили приемистости (РГД)
скв. 4436 НГДУ Южарланнефть:
Дата
1 - 4. IX. 1970 г.
2 - 21.1.1971 г.
3- 30.III. 1971 г.
р МПа
J13,23
7,06
12,74
Q, м /сут
880
2275
432
давления нагнетания, а также поглощения основного объема закачи-
ваемой воды подошвенной частью интервала перфорации свидетель-
ствует о наличии перетока воды в водоносную часть пласта Cyj (ин-
тервал 1306,4 — 1318,6 м). Последнее было подтверждено резуль-
татами исследований скважины ИННК - высокие аномалии кривой
против неперфорированного интервала 1306,4 - 1318,6 м и АКЦ-
в интервале 1297,2 - 1304,2 м сцепление цемента с колонной от-
сутствует (рис. 15),
Для ликвидации перетока в скважине было проведено пять закачек
цементного раствора (табл. 4). Технология закачек: цементный раст-
вор закачивают в интервал перфорации по колонне 73—мм НКТ, уста-
навливаемых в его кровле. Затем трубы поднимают выше запланиро-
ванного уровня цементного моста, проводят контрольную срезку це-
ментного раствора и скважину герметизируют на время отверждения
цемента (ОЗЦ). После разбуривания моста пласт вскрывают перфо-
рацией, и скважина осваивается под закачку.
Приведенные в табл. 4 данные свидетельствуют о низкой эффек-
тивности РИР по ликвидации перетока , проводимых с использовани-
ем цементного раствора по принятой технологии. Несмотря на закач-
ку за обсадную колонну цементного раствора в объеме до 1 м® и
более первые четыре операции РИР оказались безрезультатными.
После проведения РИР 16. III 1971 г. в скважине не обнаружено
цементного моста, а после РИР 26. ПЛ 971 г. цементный мост
оказался негерметичным - приемистость скважины осталась неиз-
менной.
Описанные результаты проведенных РИР показывают, что в боль-
шинстве случаев залавливаемый за обсадную колонну цементный раст-
67
9-2
Номер сква- жины	Заключение по данным ис- следования АКЦ	Завод- няемые пласты
1	2	3
4667	Ниже глубины 706 м до забоя отмечается сцепление цементного камня с колон- ной	CJI Су CVI° с VI CVI
3770	1247-1276 м - частич- ное сцепление цементного камня с колонной	CII
4452	1228-123 2 м 1260-1284 м частичное сцепление цемент- ного камня с колонной	CII с IV CV
3780	1223-1227 м 1249-1253 м 1271-1273 м частичное сцепление цемент- ного камня с колонной	CII CVI° cvi
Таблица 3
Интервалы перфо- рации, м	Параметры работы скважины						
	перед появлением перетока			после появления пере- тока			
	дата	Р, МПа	Q, м^/сут	дата		р> МПа	Q, О м /сут
4	5	6	7	8		9	10
1205,6-1206,2 1209,6-1212 1221,6-1223,2 1226-1227 1231-1232 1235,6-1239,6	УП. 1970 г.		10	УП. 1971	Г.	11,86	80
1243,6-1248	УП. 1971 г.	7,35	200	XI. 1971г.		8,82	1400
1246-1249,2 1256,4-1257,2 1258,8-1260,8	Перетс время oci	ж обнару юения	жен во			12,25	828
1245,6-1251,2 1263,6-1264,8 1267,2-1269,2	VIII. 1971 г.	11,47	1300	X. 1974	г.	10,29	1500
Номер сква- жины	Метод исследования перетока и его результат	Поглощающий пласт и его расстояние от интервала пер- форации, м
	11	12
4667	По результатам исследования РГД предполагается пере- ток воды в песчани- ки алексинского го- ризонта	Песчаники алексинского горизонта; 19
3770	ИННК; интервал 1222,4- 1227,6 м насущен закачивае- мой водой	То же 16
4452	ИННК: переток из интервала 1246- 1248 м в песчаники алексинского гори- зонта	То же 17
3780 со	ИННК: переток из интервала 1245,6-1251,2 м в песчаники алексин- ского горизонта	То же 17
Продолжение табл. 3
Мероприятия по ликви- дации перетока	Стои- мость работ по ликвида- пии пе- ретока, тыс. руб.	Параметры работы скважины после ликвидации перетока		
		дата	Р, МПа	Q, Q м /сут
13	14	15	16	17
Закачка цементного раствора и смолы ТСД-9	32,5	11.1975г.	13,72	260
Двухкратная закач- ка цементного раствора	24,1	IX. -19 72г.	15,19	452
Двухкратная закачка цементного раствора и двухкратная закачка смолы	39,7	VL 1972г.	13,72	88
Двухкратная закачка цементного раствора и двухкратная закачка смо- лой ТСД-9	18,2	X. 1974г.	9,8	283
о
Номер сква- жины	Заключение по данным исследования АКЦ	Завод- няемые пласты
1	2	3
4825	Ниже глубины 405 м до забоя отмечается сцепление цементного камня с колонной	сп
3651А	Ниже глубины 130 м до забоя отмечается сцепление цементного камня с колонной	с11 CIV Lv CVI
4080	1312-1320 м частичное сцепление цементного камня с колонной	cv VI
4351	1216-1224 м 1232-1296 м частичное сцепление цемент- ного камня с колонной	CII
4453	1212-1224 м 1236-1244 м 1248-1268 м частичное сцепление цемент- ного камня с колонной	CVI Cy CVI°
Продолжение табл. 3
Интервалы пер- форации, м	Параметры работы скважины					
	перед появлением перетока			после появления перетока		
	дата	Р, МПа	Q, м3/сут	дата	Р> МПа	Q, Q м /сут
4	5	6	7	8	9	10
1205,6-1211,2	VIII. 1968 г.	13,23	340	II. 1868 г.	10,29	1050
1243,2-1250 1263,2-1264,8 1267.6-1269,2 1279,2-1282,8	Переток о во время	энаружен освоения		X. 1871 г.	14,21	1152
1281,2-1286 1290,8-1294	V. 1971 г.	15,68	440	VII. 1971 г.	12,25	2125
1242,8-1248,6	II. 1969 г.	12,25	342	П1. 1 1870 г.	12,74	1253
1251,4-1252,4 1254-1256 1259,2-1260		14,7 (по жур[ меров)	500 1алу за-	X. 1971 г.	11,27	1400
Номер сква- жины	Метод исследования перетока и его результат	Поглощающий пласт и его расстояние от интервала пер- формации, м
	11	12
4825	ИННК: в интер- вале 1188-1206м затрубная циркуляция	То же 15
3651-А	ИННК: в интер- вале 1226-1243,2м затрубная циркуля- ция	То же 16
4080	ИННК: в интер- вале 1294»1316м затрубная циркуляция	CVI
4351	ИННК: в интер- вале 1248—1278м затрубная циркуля- ция	CVI 29,4
4453	По результатам исследования РГД предполагается, что воду принимает ранее перфорированный пласт CVI	CVI
Продолжение табл. 3
Мероприятия по ликви- дации перетока	Стоимость работ по ликвида- нии пере- тока, тыс» руб.	Параметры работы скважины после ликвидации перетока		
		дата	Р, МПа	3Q> м /сут
13	14	ч 15	16	17
	. /	/		
		vin.		
Закачка цементного	8,3	1970г.	12,25	690
раствора				
Трехкратная закачка	22,2	Переток не г	:иквидирова:	
цементного раствора и двухкратная закачка				
смолой		IX.		
Закачка цементного	8,7	1971г.	12,74	500
раствора с отключени- ем пласта Cyj		Ш.		
Двухкратная закачка	14,8	1971г.	11,96	215
цементного раствора с добавкой опилок		XII.		
Закачка цементного	14,9	1971г.	13,52	155
раствора				
• j
N)
Номер сква- жины	Заключение по данным исследования АКЦ	Завод- няемые пласты	Интервалы пер- форации, м
1	2	' 3	4
4473	900-950 м 1095-1100 м 1244-1248 м 1260-1312 м частичное сцепление цемент^ кого камня с колонной	cv	1286,6-1289
4381	Ниже глубины 510 м до забоя отмечается сцепление цементного камня с колон- ной	cv	1338,4-1340,8
4479	940-980 м 1296-1344 м частичное сцепление	CII	1297,8-1301,6
_ 4783	-	CII	13,98,8-1204,8
Продолжение табл. 3
Параметры работы скважины
перед появлением перетока			после появления перетока		
дата	Р> МПа	Q, м^/сут	дата	Р» МПа	О, О м /сут
5	6	7	8	9	10
Переток с освоения	обнаружен	во врем*	X. 1971 г.	10,78	1050
VI. 1971г.	7,84	435	VII. 1972г.	11,27	1314
V. 1971 г.	11,96	227	XII. 1971г.	10,29	1454
V. 1974 г	13,13	542	X , 1974 г.	10,29	722
5055
Номер О сква- |L жины	Метод исследования перетока и его результат	ЛоглощаюшиЙ пласт и его расстояние от интервала пер- формании, м
	11	12
4473	ИННК: интервал 1296,2-1308,8 м насыщен закачивае- мой водой	CVI 7,2
4381	ИННК: переток из интервала 1246- 1248 м в песчаники алексинского горизон- та	CVI 9,2
4479	ИННК: интервал 1322-1336,8 м насыщен закачиваемой водой	CVI 8,6
4783 со	По результатам исследования РГД и величине пластов его давления предполага- ется переток в пласт CVI	CVI 19
Продолжение табл. 3
Мероприятия по ликви- дации перетока	Стоимость работ по ликвидации, перетока, тыс, руб.	Параметры работы скважины после, ликвидации перетока		
		дата	Р, МПа	3/°' м /сут
13	14	15	16	17
Закачка цементного раствора	5,1	X. 1971г.	15,68	250
Двухкратная закачка цементного раствора	9,4	VIII. 1972г.	14,7	72
Пятикратная закачка цементного раствора	46,1	VII. 1972 г.	16,66	168
-	В	ожидании Р1	IP	
вор дополнительно разбавляется водой, перетекающей в поглощаю-
щий пласт в процессе твердения цементного раствора. При этом на-
дежного перекрытия каналов перетока не достигается. Это же отно-
сится и к условиям формирования цементного моста в стволе сква-
жины. Здесь дополнительное разбавление цементного раствора с по-
терей способности к твердению обусловливается его перемешивани-
ем с жидкостью, поступающей из пласта в процессе подъема НКТ и
контрольной срезки.
Все перечисленные РИР проведены по схеме селективной изоля-
ции: цементный раствор закачивается по всему интервалу перфорации.
Сохранение приемистости заводняемого пласта без дополнительной
перфорации его подтверждает избирательное проникновение цементно-
го раствора в нарушения в цементном кольце, обладающие значитель-
но большой проводимостью по сравнению с проницаемостью пласта.
Переток закачиваемой воды в нижний пласт С\,] ликвидирован
лишь в результате проведения пяти операций с закачкой за обсад-
ную колонну 4,3 м цементного раствора.
Скв. 4530 (рис. 16). По данным АКЦ после цементирования об-
садной колонны в интервалах 1224-1228 и 1244-127 2 м отмече-
но частичное сцепление цементного камня с колонной и стенками
скважины (см. табл. 3).
Продуктивные пласты CjpCyjo и Cyj вскрыты соответственно
74
10-
Таблица 4
Дата проведе- ния РИР	Закачка в пласт це- ментного раствора		Интервал це- ментного моста в ко- лонне, м	Приемистость пласта после РИР		Примечание
				до разбуривания цементного мос- та	после разбурива- ния цементного моста	
	р, МПа	[Z				
26. II 1971 г.	2,94	0,6	1280-1299,2	Приемистость скважины сохрани- лась	-	-
2. III 1971 г.	До 19,6	0,6	1280-1299,2	р = 16,66 0=0	Р - 11,76 0=720	Закачка проведена без разбуривания цементного моста после РИР от 26. II 1971 г.
10. III 1971 г.	3,92	0,6	1277-1299,2	Р = 16,66 0=0	Приемистость скважины сохра- нилась	
16. III 1971 г.	2,94	1.0	Не обнаружено	Р = 6,84 0 = 140	—	Башмак НКТ на глу- бине 1300 м; контроль- ная срезка на глубине 1240 м
18. III 1971 г.	19,6	1,3 М3 цемента+ + 0,2 т опилок	1273-1297	Р = 16,66 0 - 0	Р- 12,74 0= 432	После РИР пласт пер- форацией не вскрывался
01
Рис. 16. Каротажная диаграмма и профили приемистости скв.
4530	НГДУ Южарланнефть:		3
	Дата	р .МПа	Q, м /сут
1 _	6. V.1968 г.	у1О,78	330
2 -	6. V.1970 г.	12,54	275
3 _	28.VII1970 г.	11,76	600
4 -	17. V1972 г.	15,68	323
в интервалах.1250,6-1251,8; 127 4-1275; 1276,4-1279 м, и в VI.
1966 г. скважина была освоена под закачку воды. После снижения
приемистости скважины до нуля в V. 1968 г. был проведен ГРП
пластов Сц и Сур Последующим исследованием установлено, что закач-
кой охвачены все три перфорированных пласта (см. рис. 16). В
дальнейшем приемистость всех интервалов сохраняется при резком
увеличении поглощения воды кровельной частью пласта Cjp
По результатам исследования ИННК от 20. V.1970 г. (рис, 17)
сделано заключение о том, что появление аномалии ИННК и повы-
шенные значения времени жизни тепловых нейтронов против неперфо-
рированного алексинского песчаника (интервал 1227,7—1228,8 м)
объясняются перетоком пресной воды по негерметичному цементному
кольцу. Исследованием АКЦ от 2.VIIL 1970г. (см. рис, 17) в интер-
вале 1244-1252 м отмечено частичное сцепление цемента с колон-
ной и стенкой скважины.
Сравнение геофизических характеристик заводняемых пластов и
распределение закачки между ними ставит под сомнение возможность
поглощения воды в указанном объеме пластом Сц.
Однако предположение о возможности перетока воды в верхние
76
з - ИННК 13.VII.1970 г.; 4 - ИННК 24, VII1970 г.; 5 -
АКЦ 28, VII1970 г.
неперфорированные пласты могло быть сделано уже раньше по харак-
теру профиля приемистости от 6. V. 1968 г, (см. рис. 1б).
Для ликвидации перетока 3.VII.1970 г. в интервалы перфорации
(нижю^ пласты предварительно не отключались) было закачано
0,6 м цементного раствора при давлении 12,74 МПа. После разбу-
ривания цементного моста и перфорации пластов в прежних интерва-
лах скважина 13. VII. 1970 г. была исследована ИННК при закачке
в пласт пресной воды (см. рис. 17) и 24, VIIJ.970 г. - при закач-
ке соленой воды. Тот факт, что после проведения РИР и последую-
щей закачки в перфорированные пласты соленой воды характеристи-
ка ИННК против алексинского песчаника не изменилась, свидетельству-
ет об отсутствии перетока. Однако исследованием РГД от 28. VII.1970 г.
(см. рис. 16) последнее не подтвердилось - пласт Cjj сохраняет
свою приемистость.
21.IV. 1972 г. в скважине были проведены РИР повторно с за-
качкой в интервалы перфорации 3,2 м^ цементного раствора при
давлении 17,64 МПа. Затем цементный мост был разбурен и пласты
перфорированы в прежних интервалах. Однако переток воды ликвиди-
ровать не удалось.
6. V. 1972 г. после отключения песчаной пробкой пластов Cvto
и Cyj в интервал перфорации пласта Сц было закачано 2, 4 м*
раствора смолы ТСД—9 (со сроком отверждения 3 ч) при давлении
14,7 МПа. Опрессовка до разбуривания моста из смолы показала
герметичность колонны, после разбуривания при перекрытых песчаной
пробкой нижних пластах скважина изливала с дебитом 1,5 м^/сут.
Вместе с тем 12. V. 197 2 г. в скважину закачали цементный раст-
77
1 - 4. III.1973 г.
2 - 13. IX.1973 г,
3 - 27. V.1974 г,
4 -1. IX.1974 г.
.5 _
6	_
7	_
8	_
9	_
3. 11.1975 г.
8. V. 1975 г.
19, V.1975 г.
4. VI.1975 г.
13. VI.1975 г.
12,25
16,68
15,68
10,78
13,23
8,23
10,78
9,8
11,56
7 26
140
220
102
616
688
264
64
вор в интервал пласта Су при давлении 16,66 -17,64 МПа.
После разбуривания цементного моста и промывки песчаной проб-
ки без дополнительной перфорации пласта Су скважина была пущена
под закачку.
Таким образом, ликвидация перетока была достигнута лишь пос-
ле трехкратной закачки цементного раствора и одной закачки смолы
ТСД-9 (см. рис. 16), во время которых в интервал нарушения
было закачано около 8 м^ цементного раствора и смолы ТСД-9.
Скв. 3760 (рис. 18). Продуктивные пласты Сц, Cry, Cyjo и Cyj
вскрыты перфорацией соответственно в интервалах 1230,2-1231,1;
1232,8-1235,2; 1246,8-1247,8 и 1251,2-1256 м.
Перед освоением под закачку воды 22. VI.1973 г. скважину ис-
следовали ИННК при закачке пресной воды для определения насыщен-
ности продуктивных пластов и пластов-поглотителей закачиваемой
воды. По данным этих исследований песчаники алексинского горизон-
та (пласт-поглотитель) характеризуются низкими значениями време-
ни жизни тепловых нейтронов, соответствующими насыщению его сво-
ей минерализованной водой (рис. 19).
Во время освоения скважины в VII. 1973 г, при посаженном на
78
ИННК 22. VI.1973 г. и 10.ХП1974 г.; 3,4,5 - термометрия 29. 1.1975 г. соответственно при изли-
ве, через 16 ч после остановки скважины, после 5 ч закачки; 6,7,8 - АКЦ 30.1.1975 г. соответст-
венно при изливе, под давлением и после воздействия; 9 - термометрия 6. V. 1975 г.
Рис. 21. Картограммы записи изменения приемистости скв. 3760
НГДУ Южарланнефть:
а -2. Х1.1975г.; 6-4. ХП1975 г.
глубине 1241 м пакере в пласты Cyjo и Cyj было закачано
Q
7 м дизельного топлива при давлении 14,21-19,60 МПа. В то же
время через затрубное пространство в пласты Су и Cjy при давле-
нии 14,7-18,62 МПа закачать дизельное топливо не удалось.
4. VII. 1973 г, скважину исследовали РГД при закачке воды от
агрегата ЦА - 320 (см. рис. 18). Как видно из рисунка, приемис-
тость пластов Сц и Cjy отсутствует. В дальнейшем при повышении
пластового давления и уменьшении репрессии на пласт приемистость
скважины резко снижается; по-прежнему пласты Cjj и Cjy воду не
поглощают (см. рис, 18).
Впервые признаки существования перетока были отмечены при ana—
80
лизе картограммы записи изменения приемостости скважины Чрис.20)
Из рисунка видно, что изменение режима закачки (ограничение) ха-
рактеризуется мгновенной стабилизацией приемистости скважины.
Последнее свидетельствует о поглощении закачиваемой воды непродук-
, тивными пластами, отличающимися высокими коллекторскими свойст-
вами и низким пластовым давлением.
Пуск скважины под закачку характеризуется высокой начальной
приемистостью (рис. 21, о, ); затем она постепенно снижается до
своей .нормальной величины, время достижения ее составляет около
5 ч.1^
Аналогичный характер изменения приемистости скважины при пог-
лощении закачиваемой воды продуктивными пластами отмечается и
на картограмме, приведенной на рис. 21, б . В данном случае пока-
зано изменение приемистости пластов при менее продолжительных ос-
тановках скважины.
С целью проверки высказанного предположения 10. XII. 1974 г. в
скважине были проведены исследования ИННК, по данным которого
установлен переток закачиваемой воды в сторону алексинского пес-
чаника, расположенного на 15 м выше пласта Cjj (см. рис. 19).
Наличие перетока было подтверждено и данными исследования
скважины термометром ТЗГ-60 от 29,1. 1975 г. (см. рис. 19):
при изпиве скважины отмечен приток воды из интервалов перфора-
ции пластов Cjj (1230,2 - 1231,2 м) и Cyj ( 1251,2 - 1256 м);
при закрытых задвижках в простаивающей скважине наблюдается
переток жидкости из интервалов пластов Cjj и Cyj Б песчаники
алексинского горизонта (интервал 1208,2-1215 м);
при закачке воды в скважину отмечается поглощение ее интерва-
лами перфорации пластов ( Cjj и Cyj ), т.е. часть закачиваемой во-
ды поглощается заводняемым пластом Cyj , а часть - через ин-
тервал перфорации пласта Cjj перетекает в поглощающий пласт -
песчаники алексинского горизонта.
Данные исследования скважины АКЦ от 30. I. 1975 г. при изли-
ве (см. рис. 19).
Наличие перетока отмечается и по данным исследования скважины
РГД от 3. 11.1975 г. (см. рис. 18): зарегистрировано, что около
80% всей закачиваемой воды поглощается интервалом перфорации
пласта Cjj мощностью всего 0,8 м.
Таким образом, существование перетока закачиваемой воды в не-
продуктивный алексинский песчаник по скв. 3760 подтверждено ре-
зультатами комплекса исследований. Первоначально же переток зака-
Ю чиваемой воды в непродуктивные пласты был установлен по карто-
0 грамме записи изменения приемистости скважины.
и Для ликвидации его 15. IV.1975 г, был закачан цементный раст-
вор во все интервалы перфорации, после чего перфорацией были вскры-
ты лишь пласты CVIo и CVr в интервалах 1246,8-1247,8 и 1254-
1256 м,	Vl Vl
Имеющаяся на данном участке диаграммы аномалия приемис-
тости обусловлена повышением давления на приеме насоса, а следо-
вательно, и давления закачки,
81
11-1
ид Нако исследованиями скважины ТЗГ-60 при различных режимах
(см. рис. 19) и РГД (см. рис, 18) было показано, что переток за-
качиваемой воды в непродуктивный алексинский песчаник не ликвиди-
рован.
Таким образом, данные термометрических исследований от
29. I. 1975 г. в остановленной скважине и результаты РИР от
15. IV.1975 г. подтверждают предположение о возможном размыве
изоляционного реагента в процессе его отверждения при движении
жидкости за обсадной колонной.
11. V. 1975 г. повторно закачали цементный раствор. Однако
цементный мост был обнаружен на глубине 1235 м, т.е. ниже интер-
вала пласта Сц . Проведенные работы оказались безрезультатными,
что подтверждено исследованиями РГД от 19. V. 1975 г. (см. рис.
18), проведенными в процессе закачки воды без перфорации пласта
Сц.
20. V. 1975 г, была проведена третья закачка цементного раст-
вора, после чего пласты Cjyo и Cyj были перфорированы в интер-
валах 1246,8-1247,8 и 1251,2-1253 м.
Проведенные после этих работ исследования РГД (см. рис. 18)
показали, что герметичность цементного кольна восстановлена, пере-
ток закачиваемой воды в песчаники алексинского горизонта ликвиди-
рован.
Скв. 4141 (рис. 22). По данным АКИ после цементирования об-
садной колонны ниже глубины 127 2 м сцепление цементного камня с
колонной и породой частичное (табл. 5).
Продуктивные пласты Cjy и Су перфорированы в интервалах
1311,4-1312,4 и 1313,6-1315,6 м и скважина в X. 1971 г. освое-
на под нагнетание воды обработкой призабойной зоны пластов раст-
ворами ПАВ, НС1 с бифторид—фторид аммонием (ВФА), гидропорш-
неванием,
Однако уже через месяц закачка воды в скважину была прекраще-
на в связи с предположением о наличии перетока закачиваемой воды
в непродуктивный пласт. Основанием для этого явились результаты
замера пластового давления в скважине ниже гидростатического и
характер индикаторной диаграммы, построенной по данным исследо-
вания скважины от 11. XI. 1971г. (рис. 23). Индикаторная диаг-
рамма представляет собой линию, выпуклую к оси расхода
29. XI. 1971 г. исследовали скважины ИННК, по данным которо-
го был выявлен поглощающий горизонт - водоносный пласт Cyj в
интервале 1324-1332 м (см. рис. 23). О существовании перетока
свидетельствуют и данные исследования скважины РГД (см. рис. 23).
1. XII. 1971 г. закачали цементный раствор. После разбурива-
ния цементного моста и перфорации прежних интервалов при давлении
17,64 МПа приемистость скважины отсутствует. Поэтому она вновь
осваивалась закачкой ПАВ, БФА, НС1 и гидропоршневанием.
Исследованием скважины РГД от 21. XI11971 г. показано пог-
лощение закачиваемой воды пластом Су, переток ликвидирован.
82
Рис. 22. Каротажная диаграмма ,
скв. 4141 НГДУ Южарланнефть:
Дата
1	- 29. XI.1971 г.
2	- 21. XII.1971 г.
ИННК и профили приемистости
Pv, МПа	Qr м /сут
Р,31	630
10,78	252
Рис, 23. Индикаторные диаграммы
скв. 4141 НГДУ Южарланнефть:
1 - до перетока 11.XI. 1971 г.;
<Рбу(р= О);	“ после ликвидации пе-
ретока 13. 1-197 2 г. ( Рбуф
= 9,8 МПа)	Ф
Индикаторная диаграмма (рис. 24), построенная по данным ис-
следования скважины после ликвидации перетока, вогнута к оси рас-
хода, что характерно для большинства нагнетательных скважин Но-
вохааинской площади.
Рассмотренные примеры выявления перетока закачиваемой воды в
непродуктивные пласты и его ликвидации являются типичными для
условий разработки Новохазинской площади Арианского месторожде-
ния. Всего за период 1971-1977 гг. на этой площади переток ин-
струментально был установлен в 35 нагнетательных скважинах, в
19 из которых его наличие было подтверждено результатами изоля-
ционных работ. Основные сведения по большинству из этих скважин
и проведенным в них работам приведены в табл. 3.
По данным исследования РГД суммарная приемистость 12 нагнета-
тельных скважин (кроме скв, 3760, 3780, 4825, 3651—а, 3651),
приведенных в табл. 3, при наличии перетока равна 14 440м^/сут,
а после его ликвидации - 3170 м^/сут. По данным замеров прие-
мистости на КНС за время существования перетока через указанные
скважины в непродуктивные пласты ориентировочно закачано более
820 тыс. м3 воды.
83
11-2
Таблица 5
Фак- торы	Среднее, X	Стандартное отклонение, S	xmin xmax	Коэффи- циент вариа- ции, У	Асим- метрия (Ас)	Эксцесс ( Эк )
Q	403,6	318	24-1500	78,82	1,21	1,02
я	75,29	46,57	5-197	61,86	0,46	0,44
4эф	117,2	68,9	17-324	58,8	0,84	0,63
Др	66,75	28,32	15-140	42,4	0,40	0,43
рцл	176,64	34,74	77-233	19,66	0,65	0,14
й	4,95	1,94	1,8-11,6	39,22	1,07	2,30
^эф	3,03	1,28	0,5-6,0	42,33	0,27	0,65
Поэтому своевременное выявление и ликвидация перетока закачи-
ваемой воды в непродуктивные пласты являются одними из обязатель-
ных и первоочередных мероприятий, направленных на повышение эф-
фективности работ по воздействию на призабойную зону пласта и раз-
работки залежей с применением методов заводнения.
Из приведенных данных видно, что почти во всех описанных сква-
жинах основной причиной образования перетока является низкое ка-
чество тампонирования обсадных колонн. Предпосылки образования
перетока в них были установлены еще до освоения скважин. Как вид-
но из табл. 3, в подавляющем большинстве скважин исследованиями
методом АКЦ в интервале продуктивных пластов, подлежащих завод-
нению, было зафиксировано низкое качество цементного камня -
частичное сцепление его с металлом колонны и стенками скважины.
В последующем в пределах этих интервалов было отмечено появле-
ние перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты.
Указанное обосновывает необходимость включения контроля качест-
ва тампонирования методом АКЦ в обязательный комплекс исследо-
ваний бурящихся скважин. При наличии данных о частичном сцеплении
полученного цементного камня с металлом труб и стенками скважины
возможность существования перетока закачиваемой воды в непродук-
тивные пласты должна быть проверена уже в процессе освоения сква-
жины.
При этом должна быть изменена и сама технология освоения сква-
жины под закачку. В частности, для упрощения исследований по вы-
явлению возможного перетока и работ по его ликвидации целесообраз-
но первоначально перфорацией вскрывать пласт, расположенный в ин-
тервале низкого качества тампонирования. По завершении этих работ
следует вскрывать перфорацией остальные пласты, заводняемые в
данной скважине.
Из изложенного видно, что на сегодня существует достаточно
большой перечень гидродинамических и геофизических методов выяв-
ления перетока воды в непродуктивные пласты,
84
Рис. 24. Зависимости q=t(h,kp,
п ) для пласта С„-
кпд',	1Г
1,1 - для условий р =
= 17,64-23,52 МПа и репрес-
сии соответственно 1,96 и
4,9 МПа [уравнение регрессии
( 1)J .	- для условий
рпл= 7,84-17,64 МПа и реп-
рессии соответственно 1,96 и
4,9 МПА [уравнение регрессии
(2) ]
Так, для установления поглощающего пласта во всех скважинах
проводится комплекс геофизических исследований (АКП, ИННК, тер-
мометрия). В то же время, как показывают описанные примеры, в
условиях хорошо изученного гидрогеологического разреза месторож-
дения (площади) и четко выделенных поглощающих пластов (например,
пласт Cjj и нижняя часть пласта Cyj Б условиях Новохазинской
площади) проведение указанных дорогостоящих исследований не всег-
да необходимо, В подобных условиях для проведения изоляционных
работ по ликвидации перетока могут явиться достаточными исследо-
вания скважины РГД. Сопоставление результатов этих исследований
с геофизическими характеристиками заводняемых пластов (стандарт-
ный каротаж) в большинстве случаев позволяет однозначно утверж-
дать о наличии перетока и его направлении (531 .
Как было показано в приведенных примерах, эффективность работ
по ликвидации перетока воды в непродуктивные пласты по описанной
технологии низка. Ликвидируют переток лишь в результате неодно-
кратного повторения запланированного объема работ, а иногда - не
достигают вообще. Поэтому ликвидации перетока воды в непродуктив-
ные пласты в некоторых скважинах можно достичь лишь при полном
отключении отдельных заводняемых пластов и прекращении закачки
воды в них.
Низкая эффективность РИР по ликвидации перетока прежде всего
определяется исключительно сложными гидродинамическими условия-
ми в скважинах, обусловленными: одновременной закачкой воды в
несколько пластов с различным пластовым давлением, негерметич-
ностью цементного кольца. При этом происходит переток воды в неп-
родуктивные пласты и между отдельными заводняемыми пластами
как в процессе закачки, так и в простаивающей скважине (например,
скв. 37 60). При этом за счет дополнительного разбавления возмож-
но изменение качественной характеристики приготовленных на поверх-
ности тампонажных смесей, иногда - с потерей способности цемент-
ных растворов к твердению, смол - к отверждению. Поставленная
перед изоляционными работами цель не достигается, хотя иногда в
стволе скважины обнаруживается мост из цементного камня или смолы,
85
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ 'МЕТОДА МОЩНОСТЕЙ"
ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ ПЕРЕТОКА ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДЫ
Образование перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты,
как правило, сопровождается значительным увеличением приемистости
скважины и снижением давления нагнетания. Этот характерный приз-
нак во многих случаях может служить основанием для проведения спе-
циальных исследований по проверке наличия перетока и его изучению.
Однако сопоставление величин приемистости скважины, фактически
замеренной и потенциальной расчетной, часто затруднено. Определе-
ние ее заключается в следующем.
Приемистость каждой конкретной скважины при прочих равных ус-
ловиях определяется параметрами заводняемого пласта и, в первую
очередь, его проницаемостью и толщиной. Но если толщина пласта с
известной степенью точности может быть определена по данным гео-
физических исследований (методы ПС, ГК), определение проницаемос-
ти сопряжено с большими трудностями, а иногда невозможно вообще.
При бурении скважины в пласте неоднородного строения и при ог-
раниченном выносе керна анализ его не позволяет получить достаточ-
но полную картину изменения проницаемости по толщине заводняемо-
го пласта.
Результатами исследования скважины по кривым восстановления
забойного давления и индикаторным диаграммам определяется величи-
на средней проницаемости по толщине пласта, однако при этом она
изменяется в зависимости от абсолютных величин пластового давле-
ния и давления нагнетания (величины репрессии).
Вместе с тем, как показывают исследования, между толщиной и
коллекторскими свойствами песчано-алевритовых пород существует
корреляционная связь. В частности, для некоторых пластов, в том
числе и для пластов нижнего карбона Арианского месторождения, ус-
тановлена прямая и весьма значимая корреляционная связь между их
толщиной и коллекторскими свойствами и обратная зависимость -
между коэффициентом неоднородности и толщиной пласта. Наличие
указанных связей подтверждено и результатами прямого сопоставле-
ния профилей приемистости (исследования РГД) с материалами про-
мыслово-геофизических исследований скважин [78] .
Существование довольно тесной линейной связи между коэффициен-
том продуктивности и толщиной верхней пачки пластов нижнего кар-
бона Арланского месторождения было установлено и в работе [ 64 ] ,
Результатом этой работы явилось построение зависимостей типа Р=
= f (h, Др), где Q - дебит скважины, м^/сут; h - толщина пласта,
м; Др - депрессия на пласт, МПа. Зависимости рекомендуются ис-
пользовать для расчета дебитов нефти на вводимых в разработку
участках.
В работе [ 22] приведены методика и результаты исследований
связи между толщиной и проницаемостью пластов-коллекторов место-
рождения Узень. Обработкой данных геопогопромысповых и геофизи-
ческих исследований 980 пластов ХШ—XVI горизонтов построены
графики зависимости между этими параметрами для отдельных плас-
86
тов. Установлено, что значительное увеличение проницаемости про-
исходит в интервале изменения толщины 0—7 м. Определив по гра-
фикам проницаемость отдельных пластов, можно подсчитать средне-
взвешенную по толщине проницаемость пачек пластов, горизонтов, эк-
сплуатационного объекта, что, по мнению авторов [ 22 ], позволит
оценить ожидаемый дебит вводимых в эксплуатацию скважин, а так-
же будет использоваться в предварительных расчетах технологичес-
ких показателей разработки месторождения.
Изложенное и опыт заводнения конкретных пластов и их отдель-
ных залежей явились основанием для проверки возможности оценки
величины потенциальной приемистости нагнетательных скважин непос-
редственно по толщине заводняемого пласта - сущность "метода мощ-
ностей".
Как уже указывалось, одним из параметров пласта, определяю-
щих его приемистость, является проницаемость. Для исключения
влияния этого показателя при изучении искомой зависимости для оцен-
ки потенциальной приемистости скважины нами была выбрана ее
удельная величина q (приемистость на 1 м толщины пласта, q=Q/h ).
При этом сама математическая модель указанной зависимости долж-
на иметь вид q=f(h, Др,
Объектами описываемых исследований явились продуктивные плас-
ты нижнего карбона Новохазинской площади Арланского месторожде-
ния, характеризующиеся исключительной неоднородностью по толщине,
чем обусловливается неравномерность охвата заводняемых пластов
закачкой. Причем, иногда закачкой бывает охвачена лишь часть тол-
щины пластов. В этих условиях несомненный практический интерес
представляет выявление корреляционных связей между величинами
удельной приемистости "работающей" части пласта
Зэф = С/Аэф i а
также йэф и h, Ар, рдл и возможность построения математи-
ческих моделей вида ?эф = f(h, Ар, рцл) и йЭф = f(h,Ap, р цл).
Основные предпосылки для проверки наличия искомых зависимос-
тей следующие.
1.	Существование тесной прямой корреляционной связи между тол-
щиной и проницаемостью продуктивных пластов нижнего карбона Ар-
ланского месторождения, что позволяет предполагать существование
прямой корреляционной связи между q и Л
2.	В пластах, представленных пористыми коллекторами, лишенны-
ми трещин, величины q и Ар связаны между собой уравнением
В соответствии с формулой Дюпюи приемистость скважины
равна: Q = кh Ар—,	где _ толщина пласта, к - про-
р In
ницаемость, Ар=(р д-р^)- репрессия на пласт, рзаб и р цл -
давление закачки (забойное) и пластовое, RK и fc - радиусы кон-
тура влияния закачки и скважины. р - вязкость закачиваемой во-
ды.
87
Дюпюи. Однако, как показывают проведенные исследования, в услови-
ях заводнения продуктивных пластов Новохазинской площади в них
существуют открытые трещины, нарушающие указанную связь. При
этом изменение величины приемистости пластов в зависимости от из-
менения величины репрессии носит случайный характер, что позволяет
предполагать существование между величинами g и Ар корреляци-
онной связи. Причем эта связь может быть только прямой.
3.	Величина q связана с величиной р уравнением Дюпюи че-
рез соотношение Др = р	Вместе с тем нарушение этой
связи в пластах с трещинами обусловливает возможность существо-
вания между величинами дир корреляционной связи. Исходя из
логического анализа эта связь должна быть обратной. Однако, как
установлено проведенными исследованиями, при существовании в
пластах открытых трещин и сохранении величины репрессии величины
g и РцЛ связаны между собой прямой корреляционной связью.
Основой проводимых исследований являются данные промысловых
наблюдений, замеров и исследований, обработку которых проводили с
использованием математического аппарата корреляционного и регрес-
сионного анализа.
Методика исследований следующая [30 ] . По пластам CjjH Cyj,
отличающимся наибольшей распространенностью в пределах Новоха-
зинской площади, были выбраны скважины, в которых проводили ис-
следования РГД в период, когда на величину приемистости не влияли
ограничения закачки, ее регулирование с помощью суспензий извести,
переток закачиваемой воды в непродуктивные пласты, нарушение эк-
сплуатационных колонн и т.д. Толщину коллекторов (	) устанав-
ливали по данным комплекса промыслово-геофизических исследований,
включающих стандартный каротаж, микрозондирование, каверно- и ра-
диометрию. "Работающуюнтолщину ^эф определяли по данным иссле-
дования скважины РГД, Удельную приемистость (g= Q/h,q Эф= С>/?1эф)
вычисляли по данным замера приемистости ( Q ) при проведении
исследований скважины РГД на максимальном режиме закачки, наи-
более близком к установившемуся и рабочему. На этом режиме за-
меряли и давление закачки (	используемое для вычисления
величины репрессии ( Ар=рзад-рпл Пластовое давление ( р )
определяли по данным замера ближайшего (по времени) к исследо-
ванию скважины РГД.
Пласт Сц. Результаты статистической обработки данных 73 ис-
следований по 37 нагнетательным скважинам приведены в табл. 5.
Как следует из табл. 5, все рассматриваемые факторы ft,
^Р> рпл,С1 и ^эф являются случайными и независимыми, на что
указывает нормальность распределения их величин. Проверку гипоте-
зы о нормальном законе распределения проводили с помощью оценки
асимметрии и эксцесса. Абсолютные значения Ас и Эк близки к ну-
лю, что позволяет принять гипотезу о нормальном распределении как
не противоречащую.
88
Рассчитанные парные и частные коэффициенты корреляции подтвер-
ждают сделанное предположение о существовании прямой корреляцион-
ной связи между величинами Ч ( <?3(l ) и Др, q( q^Avih (табл, б) и
обратной корреляционной связи между величинами qf q^y) и р^
Факторы	Частный коэффициент корреляции
q,ft	0,36
q, Др	0,535
ч' рпл	-0,408
^эф » Ар	0,25
лэф’ й	0,66
7эф’	0,58
<7Эф Ар	0,491
Критическое значение коэффициента корреляции для анализируемой
совокупности при 95% -ном уровне надежности равно 0,23. Линейная
связь между факторами Р цЛ и Др подтверждается высоким значе-
нием парного коэффициента корреляции -0,7, что обусловливает воз-
можность использования в уравнении регрессии лишь одного из них.
Существование прямой корреляционной связи между величинами
q и РцЛ при постоянной репрессии на пласт определило необходи-
мость группировки анализируемых данных по величине РцЛ и пост-
роения зависимости типа 4=f(h, Ар) при фиксированном значении
величины Др для каждой группы:
qj = -25,34 + 12 й + 0,58 Др при РцЛ^. 17,64 МПа, (1)
Ю
505
д2 = - 18,24 + 5,65Л + 0,78Др при рцл4 17,64 МПа. (2)
Величина рцЛ = 17,64 МПа определена условно, для приблизи-
тельного равенства рассматриваемых совокупностей (рис. 24).
Из рис. 24 видно, что при одинаковой репрессии удельная прие-
мистость тем больше, чем выше пластовое давление.
Таким образом, проведенными исследованиями подтверждена право-
мерность построения линейной зависимости q3(t=f(7i, Др, р ),
Представленные зависимости значимы.	пл
Аналогичным образом была построена зависимость для определения
величины q,^ , которая для пласта Cpj имеет вид
<?эф= 46,86 + 19,17й + 1,04Др.	(3)
Построенная зависимость (3) и ее коэффициенты значимы. Таким
образом, построенные модели (1), (2) и (3) могут быть использова-
ны в качестве эталонных для определения величины потенциальной
приемистости нагнетательных скважин пласта Сц Новохазинской пло-
щади.	89
12-1
Таблица 6
Факторы	Факторы						
	Q	Ч	9 эф	Ар	РПЛ	ft	^эф
Q	1,000	0,826	0,854	0,274	-0,363	0,691	0,766
ч	0,826	1,000	0,843	0,499	-0,423	0,255	0,631
9 эф	0,854	0,843	1,000	0,377	-0,392	0,503	0,470
Ар	0,274	0,499	0,377	1,000	-0,703	-0,09	0,130
р пл	-0,363	-0,423	-0,392	-0,703	1,000	-0,17	-0,295
ft	0,691	0,255	0,503	-0,09	-0,17	1,000	0,643
Все приведенные модели построены для нагнетательных скважин,
в которых закачивают воду только в один пласт Сц- В то же вре-
мя в большинстве нагнетательных скважин Новохазинской площади
воду закачивают одновременно и совместно в несколько пластов. Но,
как показывают результаты промысловых исследований таких сква-
жин, при наличии перетока практически вся закачиваемая вода пере-
текает в непродуктивные пласты через интервал перфорации одного
пласта, ближайшего к поглощающему. На Новохазинской площади пе-
реток наблюдается чаще через интервал пласта Сц, реже - Нур
Для выяснения возможности построения и использования зависи-
мостей типа Ч =7(71, Др, р11л) и 9эф=^ Ь,Др,рп^ля подобных сква-
жин была проверена однородность параметров двух групп скважин:
данные 73 исследований по 37 скважинам, в которых под закачку
воды перфорирован один пласт Сц, и 45 исследований по 20 сква-
жинам, в которых под закачку перфорировано несколько пластов, но
вся закачиваемая вода поглощается тоже только пластом Сц. Про-
верка, проведенная по критерию Фишера,показала однородность ис-
следуемых совокупностей,вычисленное значение критерия Фишера
1,1 меньше допустимого 1,6 при 95%-ном уровне надежности. Ре-
зультатами проверки установлена возможность рассмотрения двух
совокупностей совместно. Построенные для объединенной совокупнос-
ти модели имеют вид
g = -7,07 + 5,92ft + 0,776 Ар,
(4)
д9ф= 52,29 + 18,01ft + 1,108Др.	(5)	и
и
Модели и все коэффициенты построенных зависимостей значимы.
В представленном виде они могут быть использованы, например, для
оценки существования перетока закачиваемой воды в непродуктивные
пласты. Однако для использования модели (5) необходимы данные
исследования скважины РГД.
Учитывая рост величины удельной приемистости с увеличением
90
Рис. 25. Зависимость q3.=f(h,Ap,
Рцл) для пласта Сц и пример ее
использования для выявления пере-
тока:
1Л для условий РцЛ= 17,64 -
-23,52 МПа и репрессии соответ-
ственно 7,84 и 4,9 МПа [уравне-
ние регрессии (б)] ; 2,2 - для
условий рГ(л = 7,84=17,64 МПа и
репрессии соответственно 7,84 и
4,9 МПа [уравнение регрессии (7)]
пластового давления при постоянной величине репрессии, построены
две модели ее для различных интервалов пластового давления.
= ~60>64 + 19,53л + Ар при р > 17,64 МПа,
(6)
<7эф2 —50,8П + 17,12ft + 0,959 Ар при р <: 17,64 МПа.
Зависимости дэф j =f(h, Ар) и q,. =f(h,hp), . построенные по
уравнениям (б) и V7), соответственно при постоянной репрессии
на пласт, приведены на рис. 25.
Как уже указывалось выше, для использования зависимости типа
дэф=/[/1, Др, рГ(л) необходимо знать величину эффективной толщи-
ны заводняемого пласта (h . ), получаемую с помощью РГД. В
некоторых же случаях проведение исследования скважин РГД сопря-
жено с большими трудностями технического характера. Вместе с
тем анализ исходных данных показывает возможность построения за-
висимости типа 6эф =f( h , Др).- . все величины являются случайными,
подчиняющимися нормальному закону распределения, между величи-
нами существует значимая корреляционная связь. Наличие такой за-
висимости обусловливает возможность определения величины />9ф
без проведения исследования скважины РГД.
Построенная модель имеет вид
йэф= 0,302 < 0,436ft	+ 0,008 Ар.	(8)
Полученная модель и коэффициенты регрессии значимы, что обос-
новывает возможность ее использования в условиях разработки плас-
та Сц Новохазинской площади.
91
12-2
Таблица 7
Фак- торы	Среднее X	Стандар'В- ное откло- нение s	X . min xmax	Коэффи- циент ва- риации (V,	Асиммет- рия (Ас)	Эксцесс (Эк)
Q	303	206,78	22-760	68,25	0,445	0,723
ч	48,24	29,82	5-122	61,82	0,727	0,07
4 эф	89,32	48,67	15-248	54,48	0,823	0,56
Д р	52,40	28,86	10-120	55,09	0,544	0,438
рцл	192,32	26,38	120-25	813,72	0,388	1,115
й	6,26	3,034	1,8—13,0 48,47		0,704	0,355
Аэф	3,25	1,68	0,5-7,0	51,88	0,538	0,833
Пласт Сур Для анализа использовали данные 68 исследований
РГД по 41 скважине, в которых вся закачиваемая вода поглощается
только пластом CVi . Как уже отмечалось, по большинству нагнета-
тельных скважин Новохазинской площади воду закачивают одновре-
менно и совместно в несколько пластов, что не позволило выделить
для самостоятельного анализа скважины, в которых закачка ведется
ТОЛЬКО В ПЛаСТ Cyj ,
Результаты статистической обработки данных исследования приве-
дены в табл. 7.
Как следует из табл. 7, все рассматриваемые параметры подчи-
няются нормальному закону распределения (асимметрия и эксцесс
близки к нулю) Следовательно, правомерно построение линейной кор-
реляционной модели. Исходя из этого, между анализируемыми факто-
рами были вычислены и оценены коэффициенты корреляции (табл. 8)
и частные коэффициенты корреляции.
Факторы	Частный коэффициент корреляции
4,h	0,053
q,\p	0,61
|?эф>^	0,347
9эф>Ар	0,46
А’ Лэф	0,771
ЛЭф>АР	0,327
Критическим значением для его анализируемой совокупности при
95%-ном уровне надежности является величина 0,248.
При анализе данных табл. 9 и 10 обращает на себя внимание от—
92
Таблица 8
Факторы	Факторы						
	Q	Ч	9 эф	Др	Рцл	h	йэф
0	1,000	0,693	0,728	0,378	-0,428	0,639	0,732
ч	0,693	1,000	0,708	0,594	-0,476	0,001	0,345
4 эф	0,728	0,708	1,000	0,428	-0,271	0,283	0,153
Др	0,378	0,594	0,428	1,000	-0,762	-0,072	0,166
рцл	0,428	-0,476	-0,271	-0,762	1,000	-0,161	-0,350
h	0,639	0,001	0,283	-0,072	-0,161	1,000	0,741
сутствие значимой корреляционной связи между факторами q и h.
Пласт Cyj на Новохазинской площади имеет высокую степень
неоднородности: наличие большого числа прослоев плотных пород,
расчленяющих коллектор на отдельные пропластки, наличие прослоев
углисто-глинистых пород. Толщина пласта плохо выдержана, на корот-
ком расстоянии породы-коллекторы замещены непроницаемыми раз-
ностями. Коэффициент песчанистости колеблется от О до 0,41, коэф-
фициент связанности - от 0,74 до 1, коэффициент расчлененности -
от 1,25 до 2,6.
В анализируемых скважинах толщина пласта Cyj колеблется от
1,8 до 13 м, в среднем составляя 6,26 м.
Как показывают исследования [12] , основное количество закачи-
ваемой в пласт Cyj воды поглощается наиболее проницаемыми его
интервалами, соответствующими интервалами открытых трещин. Коэф-
фициент охвата пласта Cyj закачкой в среднем составляет 0,55.
Этим может быть объяснено отсутствие значимой корреляционной
связи между факторами q и h пласта Cyj.
Вместе с тем для пласта Cyjотмечается наличие тесной корре-
ляционной связи между факторами дэ,
правомерность построения зависимости
Полученная зависимость имеет вид
и h , что обосновывает
<?эф=/( Ь.Др).
ддф= 17,77 + 5,07/1 + 0,76 Др.
(9)
Модель и все коэффициенты регрессии значимы.
На рис. 26 представлены зависимости q _ ц/, др^ построенные
по уравнению (9),и данные об удельной эффективной приемистости
пласта Cyj в скважинах, в которых существование перетока установ-
лено инструментально и затем подтверждено результатами РИР. Как
следует из рис. 26, фактическая приемистость скважин при наличии
перетока значительно выше расчетной.
Таким образом, сопоставление величин фактической удельной эф-
фективной приемистости с расчетной, определенной по формуле (9),
93
Метод РИР	Номер скважи- ны	Пласт	Интервал пер- форации, м
			1£
Создание непро- биваемой оторочки закачкой цементно- го раствора	4921	СП СП C1V CIVO	1222-1222,8 1223,6-1226 1240,8-1242,4 1246,8-1248,8
То же закачкой смолы ТСД-9	3080 4452	сп сп C1V cv	1198,4-1211 1246-1240,2 1256,4-1257,2 1258,8-1260,8
Спуск пакера	4921* 3080* 445 2*		1
Создание непро- ницаемой оторочки закачкой цементно- го раствора	3445	Си CIV+V с VI	1354,8-1357,2 1367,2 -1375,2 1384-1393,8
			If
Т о же	I34S6	С и	1264,4-1269
Таблица 9
Отклк>- чаемый пласт			 — — —  Интервал пер- форации, м	Чис- ло за- ка- чек	Объем за качанного за колон- ну раст- вора, м3	— Давление за- качки, МПа	Успеш ность, +, -
сп	1222-122 2,8	3	4,6	14,7-16,16	+
С11	1198,4-1211	3	6,8	8,82-14,7	
сн	1246-1249,2	3	3,1	16,66-18,13	-
		1	2	5,88		
		-	-	-	+
		—	-	-	+
973					
СП	1354,8-1357,2	1	0,8	18,13	
IV+V	1367,2-1375,2				
)74 сп	1264,4-1269	1	0,6	19,6	
		CIV CVI	1277,2-1279,6 1290,4-1296,4						
	3613	СП+П1 Cv Cyjo CV1	1212,8-1223,6 1230,2-1232,2 1234-1235,5 1242-1246	СШ	1218-1223,6	1	2,5	10,78	—
	3445 *					1	1,8	14,7-16,66	+
То же закачкой смолы ТСД-9	3613*					2	4,4	4,9-7,84	-
			1975-1977						
Создание непро- ницаемой оторочки закачкой цементно- го раствора	3648-а	CH CIV Cv CV[O CVI	1233,6-1241,6 1252,8-1254,8 1257-1258,2 1264,4-1267,2 1270,8-1276,4	CII	1233,6-1241,6	2	3,0	11,76-15,68	
То же закачкой СМОС1.; ТСД-9	364S-а			'CII	1233,6-1241,6	о	3,8	14,7	-
Примечание. - интервалы перфорации то же
со
сл
Таблица 10
Месторождение	Продуктивный горизонт	Глубина залегания, м	Проницае- мость, О мкм	Температу- ра пласта, °C
Т уймазинское Алекс андровс- кое	Т уй м Пашийский Муллинский Пашийский	азанефть 1880 1700 1690	0,45 0,36-0,55 0,55	30 30 27-29
Шкаповское	Акса> Пашийский Старооскольский	:овнефть 2030 2100	0,52 0,6	35 35
Сер афим овск ая группа	ОктяС Пашийский Муллинский Старооскольский	5р ьск н ефтi 16 90-1750 1700-1790 1720-1840	0,25-0,36 0,21-0,23 0,13-0,32	35 35 35
Сергеевское	У фа н Кыновский+па- шийский	е фт ь 2170-2200	0,5	40
Арланское	Арланнефть Терригенная тол- ща нижнего кар- бона	Южарланн 1250-1300	ефт ь 0,3-1,75	24
Манчаровское	Ч екмг Бобриковский + тульский	>г уш не фть 1380	0,78	25
Кумертауское ^газонефтяное)	Ишим Артинский + сак- марский	бай не фть 1900	0,69	26,9
Примечание. Породы-коллекторы на Кумертауском месторожде-
нии известняки, на остальных - песчаники.
позволяет устанавливать существование перетока закачиваемой воды
в непродуктивные пласты.
При анализе зависимостей типа чэф = f(h,Л р ), построенных для
пластов C[j и С обращает на себя внимание следующее. При ма-
лой репрессии на пласт (Др = 1,98 МПа) чЭф для пластов Су и
Су[ при й = 2 м равна 10 м^/сут• м- и 44 м^/сут • м соответ-
ственно, С ростом толщины наблюдается более значительное увели-
96
Рис. 26. Зависимость <?эф = /(А, Др, Рцд) для пласта Cyj и пример
ее использования для выявления перетока:
1, 2, 3, 4, 5, - расчетные зависимости величины [ уравне-
ние (9)] соответственно при значении Др, равном 1,9о; 3.92;
5,88; 7,84 и 9,8 МПа; 6 - фактические величины <?эф до ликви-
дации перетока:
3
Номер скважины	9эфьм /СУТ>М Др, МПа
I - 4436	812	32
II - 4784	757	60
П1 - 4458	-	70
чение <7Эф для пласта Cjj по сравнению со значением ее для плас-
та Cyj для данной репрессии на пласт.
Последующее увеличение репрессии ( Др > 1,98 МПа) на плас-
ты Cjj и Cyj при фиксированной толщине приводит к увеличению дэф
примерно на одинаковую величину. Высокое значение дэф при ма-
лых значениях толщины пласта h и репрессии на пласт Др, а
также последующее незначительное изменение ддф с увеличением
толщины пласта Cyj по сравнению со значением дэф для пласта
Cjj подтверждают сделанное ранее предположение о более значи-
мой роли трещин на приемистость пласта С yj по сравнению с плас-
том Cjj.
Наличие значимой корреляционной связи между величинами Лэф
и h3£ и Др для пласта Cyj явилось обоснованием для построе-
ния модели зависимости Лдф=/('Л, Др), используя которую можно бы-
ло бы определить величину Лэф без исследования скважины РГД.
Полученная модель имеет вид
/1Эф = 0,65 + 0,31ft + 0,0098 Др.
(10)
Э"7
13-1
Уравнение регрессии и коэффициенты регрессии значимы.
Таким образом, на примере пластов Сц и Cyj Новохазинской пло-
щади Арланского месторождения показана возможность использования
"метода мощностей" для построения эталонных зависимостей типа
q=f(h, Ар, рпл) и <?ЭФ= f(h>Ap, р пп ) для оценки величины потенциаль-
ной приемистости нагнетательных скважин конкретных залежей или
отдельных площадей и ее изменения.
Полученные зависимости характеризуют изменение указанной ве-
личины в условиях совершенно определенной системы и стадии
разработки пластов Сц и Cyj Новохазинской площади (система
размещения нагнетательных и нефтяных скважин, величины пластово-
го давления на линиях нагнетания и отбора и т.д.). С изменением
условий и стадии разработки полученные зависимости, естественно,
должны уточняться.
Построенные математические модели зависимостей типа q =
= f(h, Ар, рпл ) и <?эф = f(h, Ар, р пл) используют при выявлении су-
ществования перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты в
нагнетательных скважинах НГДУ Южарланнефть, С их применением
существование перетока в ряде скважин установлено без проведения
трудоемкого и дорогостоящего комплекса специальных исследований:
АКЦ, ИННК, термометрии и т.д.
Зависимости типа q=f(h,Ap, рпл ) могут быть использованы при
установлении оптимальных объемов закачки воды в скважинах, обос-
новании величины давления нагнетания и ряда других задач, связан-
ных с разработкой нефтяных месторождений с применением заводне-
ния.
tr.
С
98
Глава V
ОТКЛЮЧЕНИЕ ОТДЕЛЬНЫХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ
Большинство нефтяных месторождений являются многопластовыми.
Эффективность разработки таких месторождений в значительной мере
определяется эффективностью РИР по отключению отдельных пластов
в скважинах. При последовательной разработке каждого пласта от-
дельно необходимость в отключении отдельных уже выработанных
пластов обусловливается переводом скважины на эксплуатацию друго-
го пласта. При одновременной совместной разработке нескольких плас-
тов одной сеткой скважин необходимость в отключении отдельных
пластов обусловливается прежде всего различием геолого-физических
характеристик продуктивных пластов (коллекторские свойства пород,
вязкость пластовых жидкостей и характер насыщенности ими пород,
пластовое давление и т.д.) и разновременностью их выработки и об-
воднения.
* Кроме того, РИР по отключению отдельных пластов часто прово-
дят для изучения характера насыщенности разреза последовательным
вскрытием, опробованием и изоляцией пластов.
В условиях обсаженных скважин отключение отдельных пластов
может быть достигнуто одним из следующих трех методов:
созданием в отключаемом пласте непроницаемой оторочки вокруг
ствола скважины;
установкой "летучек" - перекрытием интервала отключаемого
пласта трубой меньшего диаметра;
спуском пакера.
Для отключения нижних пластов,кроме перечисленных,может быть
применен и метод перекрытия отключаемого пласта в стволе скважи-
ны непроницаемым мостом.
Наиболее универсальным методом отключения пластов является
метод создания в отключаемом пласте непроницаемой оторочки. Он
применим для отключения любых пластов: нижних, средних, верхних.
Все остальные методы имеют ограниченные области применения и
приводят к усложнению эксплуатации скважин: установка "летучек"
связана с уменьшением диаметра обсадной колонны; спуск пакера -
с с трудностями проведения исследований и т.д.
5 В целом, за исключением РИР по отключению нижних пластов,
л работы этого вида отличаются исключительной трудоемкостью и низ-
кой эффективностью, что является одной из причин ограниченных
масштабов их проведения. В каждом районе получили распространение
различные методы и технологические схемы проведения РИР.
Так, в условиях разработки Новохазинской площади Арланского
месторождения РИР по отключению верхних пластов проведены всего
99
13-2
в пяти нагнетательных скважинах (4921, 3080, 4452, 3613,
34S-a) и двух нефтяных (3445, 3456). Основные сведения об этих
скважинах и проведенных в них РИР даны в табл. 9,
Необходимость отключения верхних пластов в скважинах НГДУ
Южарланнефть обусловлена опережающей выработкой и обводнением
пласта Сц верхней пачки и пластов средней пачки Cjy и Су в неф-
тяных скважинах и перераспределением закачки воды в нагнетатель-
ных скважинах для вовлечения в активную разработку пластов ниж-
ней пачки Cyjo и Cyj.
Почти во всех случаях перед изоляционными работами нижние ин-
тервалы перфорации отключаются засыпкой их песком. Изоляционный
материал под давлением закачивается в пласт с оставлением моста
в стволе скважины. Качество закачек проверяют опрессовкой колон-
ны до и после разбуривания моста.
Во всех случаях после каждой из закачек мост из цементного
камня или смолы обнаруживается выше верхних отверстий перфора-
ции отключаемого интервала. До разбуривания моста опрессовкой
давлением устанавливали герметичность обсадной колонны. Однако
после разбуривания моста во многих скважинах герметичность колон-
ны отсутствовала - отключаемый интервал поглощал закачиваемую
жидкость. После проведения нескольких безуспешных закачек цемент-
ного раствора или смолы почти во всех случаях в качестве послед-
него средства отключения верхних пластов устанавливали пакер. Для
этих целей используют пакеры типа ПШ. Однако йэ-За несовершенст-
ва конструкции герметичность их быстро нарушается и возникает
необходимость замены пакера. Как правило, необходимость в замене
пакера выявляется уже через 2-3 месяца после его спуска. Ниже
приведен типичный пример проведения РИР по отключению верхних
пластов в одной из скважин НГДУ Южарланнефть.
Скв. 4921 (табл. 9 и рис. 27) вступила в эксплуатацию меха-
ническим способом в 1.1969 г. с дебитом 0,5 т/сут безводной неф-
ти. В XI. 1969 г. в добываемой продукции появилась вода плотнос-
тью 1180 кг/м'З. Ко времени проведения РИР (X. 1971 г.) по
отключению пласта Сц и освоению под закачку пластов Cjy и Cyjo
дебит нефти
1031 кг/м®
составил 4 т/сут, обводненность 90%, плотность воды
. Накопленная добыча на 1. IX. 1971 г.: 7010 т неф-
ти ,37 849 т воды.
Перед подъемом глубинного оборудования скважина была заглу-
шена глинистым раствором плотностью 1500-1600 кг/м®. Для оп-
ределения нефте- и водонасышенности пластов проводили исследования
ИННК. Скважину пустили под пробную закачку, однако приемистость
отсутствовала. Провели работы по освоению, в результате чего
выяснилось, что приемистость пластов нижней пачки отсутствует.
Поэтому перед РИР нижние пласты песком не засыпали.
Для отключения пласта Сц ъ интервал его перфорации закачали
2 м® раствора смолы ТСД-9 со временем начала отверждения 3 ч
и вслед за смолой - 0,5 м® цементного раствора при давлении
5,88 - 6,86 МПа. Цементный мост в колонне был обнаружен на
глубине 1179 м. Без опрессовки колонны разбурили цементный мост,
100
О 10 20 JOOMM
Рис. 27. Каротажная диаграмма и профили
4921 НГДУ Южарланнефть:
Дата
1 - 19.XI. 1971 г.
2 - 2ДП.1971 г.
3 - 21AII.1971 г.
4 - 24.11. 197 2 г.
5 - 28.11. 1972 г.
6 - 5. III.1972 г.
7 - 13.III.1972 г.
Ру, МПа,
10,47
13,72
8,82
14,21
14,7
15,68
15,78
приемистости скв.
п 3 ,
V, м /сут
1764
679
1440
638
464
84
203
провели исследование РГД, по результатам которого выяснилось,что
залитый интервал (1222-1226 м) негерметичен (см. рис, 27).
73- и 89-мм НКТ спустили на глубину 1191 м и при давлении
14,7 МПа в пласт закачали 1,4 м® цементного раствора. Цементный
мост обнаружили на глубине 1215 м, до и после разбуривания мос-
та в интервале 1215-1231 м и промывки скважины до глубины
1272 м опрессовали колонну при давлении 14,7 МПа и установили
ее герметичность.
В интервалах 1240,8 - 1242,4 и 1246,8-1248,8 м дополни-
тельно перфорировали скважину 80 выстрелами^ПК-103, опробовали
ее на приемистость, которая составила 288 м /сут при давлении
11,76 МПа. Исследовали скважину РГД и установили, что при давле-
нии 13,72 МПа интервал 1222-1226 м принимает 679 м^/сут
жидкости (см. рис. 27). Однако при значительном увеличении давле-
ния приемистость снизилась, что может быть объяснено загрязнением
призабойной зоны и поглощением цементного раствора высокодрони-
цаемым интервалом пласта-трещиной и ее частичной закупоркой.
11ровелТГ~тре’тью запивку: в пласт при давлении 16,66 МПа зака-
чали 1,2 м3 цементного раствора. Мост из цемента обнаружен на
глубине 1207 м. Опрессовка колонны давлением 19,8 МПа до и пос-
ле разбуривания цементного моста в интервале 1207-1235 м пока-
зала ее герметичность.	101
Вновь перфорировали интервалы 1240,8-1242,4 и 1246,8 -
1248 м 70 выстрелами ПК-103. Однако при давлении 15,68 МПа
приемистость скважины отсутствует. В результате проведенных работ
по освоению скважины под закачку приемистость пласта Сц увели-
чилась до 1440 м3/сут при давлении всего 8,82 МПа (см. рис. 27).
Резкое увеличение приемистости при уменьшении давления закачки,
перемещение интервала наибольшей приемистости к подошве (наиболее
проницаемому интервалу) могут быть объяснены открытием трещины
в подошвенной части пласта.
После засыпки колонны песком до глубины 1235 м в интервал
пласта Сц при давлении 14,7 МПа закачали 1,3 м3 цементного
раствора. Разбурили мост из цемента до глубины 1224 м, освоили
и исследовали скважину РГД и обнаружили нарушение обсадной ко-
лонны. Последнее может быть объяснено чрезмерно высоким давле-
нием закачки цементного раствора при проведении РИР.
После ликвидации нарушения колонны скважину исследовали РГД
и установили, что закачиваемую воду вновь принимает в основном
пласт Сц (см. рис. 27). Дополнительно перфорировали в интервале
1222-1224 м и исследовали скважину РГД: приемистость интерва-
ла 1222-1224 и 464 м3/сут при давлении 14,7 МПа (см. рис.27).
Однако после последних двух закачек наиболее проницаемая часть
пласта закачиваемую жидкость уже не поглощает, приемистость пе-
ремещается к кровле пласта. 73- и 89-мм НКТ спустили на глуби-
ну 1193 м и в интервал 1222-1224 м закачали 0,7 м3 цемент-
ного раствора при давлении 16,66 МПа. Разбурили цементный мост
в интервале 1200-1230 м, промыли скважину до глубины 1272 м
и опробовали ее на приемистость: при давлении 15,68 МПа скважи-
на поглощает 57 м3/сут (I скорость агрегата ЦА-320), а при
давлении 19,6 МПа - 170 м3/сут (II скорость агрегата ЦА-320).
При исследовании скважины РГД приемистость ее 84 м3/сут при
давлении 15,68 МПа (см. рис. 27). Закачиваемая жидкость пол-
ностью поглощается пластом С[у.
Установкой пакера ниже интервала пласта Сц в пласты нижней
пачки закачали 6 м3 20%-ного ПАВ ОП-Ю. Освоили скважину.
Пос^е всех проведенных работ приемистость пластов С[у и Су[о
203 м /сут при давлении 15,78 МПа (см. рис. 27).
Характер изменения приемистости пласта Сц после каждой из
РИР позволяет сделать вывод о том, что цементный раствор пегло-
 щался наиболее проницаемым интервалом пласта, приуроченным, по-
видймому, к интервалу трещин. Приведённый пример нагйЯДЖГ'пока-
зывает низкую эффективность применения цементного раствора при
отключении верхних пластов. Основная причина этого - отсутствие
фильтрации цементного раствора в пласт. На проведение РИР
затрачено 100 дней, стоимость работ - 37 259 руб.
Нижние пласты в скважинах НГДУ Южарланнефть отключают с
помощью забойных цементных заливок и установки пакеров ВП и ПШ,
При этом установка пакеров иногда обусловлена безрезультатностью
проведенных неоднократных попыток отключения нижних пластов с
помощью закачек цементного раствора.
102
Сведения об объемах и успешности это-
го вида РИР представлены в табл. 10.
В скважинах НГДУ Туймазанефть про-
ведение работ по отключению верхних плас-
тов обусловливается полным обводнением
эксплуатируемого пласта или одного из его
пропластков и необходимостью перехода на
ранее эксплуатировавшиеся нижние пласты
и пропластки. Эти работы осуществляются
также для опробования нижележащих плас-
тов.
За 1972- 1977 гг. работы по отклю-
чению верхних пластов проведены в 15
скважинах, в том числе в пяти скважинах
пласт отключали спуском "летучек", что во
всех случаях оказалось успешным. Успеш-
ными были и работы с использованием смо-
лы ГТМ-3 в скв. 78.
Во всех остальных скважинах аналогич-
ные работы с использованием цементных
растворов, смол ТСД-9 (скв. 1897,
1481) и ГТМ-3 (скв. 293, 319) оказа-
лись безуспешными.
Т уймаэанефть
Качество закачек проверяли опрессовкой колонны (или пониже-
ния уровня в скв. 1897, 78) до и после разбуривания цементного
моста.
Приведем примеры проведенных РИР по отключению верхних плас-
тов в некоторых из скважин НГДУ Туймазанефть.
Скв. 187 (рис. 28) вступила в эксплуатацию по пласту Д[ (ин-
тервал перфорации 1561,6-1570 м) в июне 1951 г. Из-за полного
обводнения скважины в феврале 1960 г. были проведены РИР по
отключению пласта закачкой цементного раствора. РИР оказа-
лись безуспешными и скважину пустили в работу (пласт /Зц, интер-
валы перфорации 1580,8-1582 и 1583,2-1586,8 м) с установлен-
ным на глубине 1573,5 м пакеров. Ко времени проведения РИР
(VII-VIII1972 г.) дебит нефти составил 0,1 т/сут при содержании
воды 94%. В 168-мм обсадной колонне цементный мост разбуривали
до глубины 1594 м . На 60,3-мм НКТ в интервал 1521-1594 м
спустили 121-мм обсадные трубы и закачали цементный раствор по
обычной схеме тампонирования обсадных колонн. Опрессовкой 121-
и 168-мм колонн под давлением 7,84 МПа установили их герметич-
ность. Перфорировали 121- и 168-мм обсадные колонны в прежних
интервалах пласта Дп и пустили скважину в эксплуатацию с дебитом
нефти 0,4 т/сут при содержании воды 94%. При дальнейшей эксплу-
атации дебит нефти увеличивается до 2,3 т/сут, содержание воды
уменьшается до 30%.
Скв. 293 вступила в эксплуатацию в мае 1951 г. фонтаном с
дебитом 69 т/сут нефти по пласту Д1 (интервалы перфорации 1606,4-
103
1608,5 и 1613,5-1615,0 м). По 1971 г. в скважине проведено
пять капитальных ремонтов по изоляции притока воды закачкой це-
ментного раствора и изменением интервалов перфорации пласта
Д[ . В ноябре-декабре 1972 г. проводили РИР по переводу скважи-
ны на пласт Д(у (интервал перфорации 1247-1261 м). В августе-
октябре 1977 г. были проведены РИР по возрату на пласт Д[ .
Для отключения пласта Дщ были проведены четыре операции с закач-
кой 1,5 м3 раствора смолы ГТМ-3 в интервал перфорации. По дан-
ным опрессовки обсадной колонны давлением 8,82 - 7,84 МПа ре-
зультат не достигнут: за 30 мин падение давления составило
4,9 МПа. Скважину пустили в работу с дебитом нефти 0,8 т/сут
при содержании воды 99%.
Нижние пласты в скважинах НГДУ Туймазанефть при возврате
на вышележащие пласты отключают в основном закачкой цементного
раствора. При переходе с девонских пластов Д] и Дц на продуктив-
ные пласты угленосной свиты и турнейского яруса, расположенные
на несколько сот метров выше, проведение подобных работ в боль-
шинстве случаев является успешным.^-'
Гораздо более сложными являются РИР по переходу с пласта Дц
на пласт Д] , расположенные непосредственно друг над другом. Вы-
полненные с соблюдением всех треб ований технологии и обеспечив-
шие надежное отключение интервала перфорации пласта Дп в об-
садной колонне, в некоторых скважинах проведение РИР не обеспечи-
вают надежного разобщения пластов за обсадной колонной. Эго наб-
людается в скважинах с некачественным цементным кольцом в пре-
делах разобщаемых пластов и значительным различием в величине
пластового давления в них.
В этих случаях вскрытие и освоение пласта Д[ , оцениваемого
по промыслово-геофизическим данным как нефтенасыщенный, приво-
дит к притоку воды из обводненного и отключаемого пласта Дц.
Трудности отключения пластов в скважинах, обсаженных обсадны-
ми колоннами и имеющих некачественное цементное кольцо, описан-
ные для случая перекрытия нижних пластов непроницаемыми местами,
присущи к перекрытию отключаемых пластов и “летучками" и пакера-
ми. Надежное отключение (изоляция) пластов, возможное лишь с по-
мощью методов, основанных на созданий непроницаемых оторочек
вокруг ствола скважины пласта’,'"определяется степенью закупорива-
ния изоляционным материалом порового' пространства и размерами соз-
щйнной~-неп^оницао^4р'й^ оторочки. "
Практически для надежного отключения в проницаемом пласте дос-
таточно создать непроницаемую оторочку, ограничивающуюся несколь-
кими миллиметрами, В скважине, обсаженной обсадной колонной, при
качественном тампонаже для отключения вскрытого перфорацией плас-
та достаточно надежного перекрытия перфорационных отверстий.
В действительности же, как показывает опыт, даже при закачке
в интервал изолируемого пласта изоляционного реагента в объемах,
•*•) По данным опрессовки обсадной колонны или снижения уровня.
104
значительно превышающих объем необходимой непроницаемой отороч-
ки и перфорационных отверстий, выполненные РИР оказываются безре-
зультатными.
Эго может быть обусловлено следующим. Прежде всего используе-
мый чаще всего при проведении РИР в качестве изоляционного реа-
гента тампонажный цемент не проникает в поры породы. В результа-
те образующимся цементным камнем могут оказаться перекрытыми
лишь наиболее крупные каналы и трещины в цементном кольце и плас-
~тё И перфорационные отверстйяГ*Вслёдствие плохой адгезии образую-
щегося цементного камня с металлом обсадной колонны и породы
пласта полученные в перфорационных отверстиях закупоривающие “проб-
ки" в процессе разбуривания цементного моста в стволе скважины
разрушаются и удаляются из них.
Кроме того, при планировании РИР предполагается, что закачивае-
мый изоляционный реагент равномернб^огщощается всеми перфора-
ционными отверстиями и образует непроницаемую оторочку по всему
периметру скважины в пределах всей толщины отключаемого пласта.
— "В то же время, как показывают результаты многочисленных ис-
следований, закачиваемая в пласт жидкость поглощается по его тол-
щине исключительно неравномерно, закачанная жидкость неравномер-
но движется и по простиранию пласта от скважины. Указанный ха-
рактер наблюдается и при проведении РИР. Закачиваемый изоляцион-
ный реагент сначала проникает в наиболее крупные каналы, трещины
• и нарушения в цементном кольце или наиболее проницаемые интерва-
лы пласта. В обсаженных скважинах неравномерность проникновения
"изоляционного реагента как по периметру ствола скважины, так и по
толщине пласта, обусловленная его неоднородностью, усугубляется
незначительной плотностью вскрытия пласта перфорацией (15-20
выстрелов на 1 м толщины), а также возможной закупоркой приза-
бойной зоны пласта в процессе"бурения и эксплуатации скважины. В
последующем неперекрытые каналы или интервалы пласта остаются
путями сообщения его со скважиной.
’-- В этих условиях вероятность, надежного перекрытия (отключе-
ния) проницаемого пласта с закачкой в него ограниченного объема
изоляционного реагента исключительно мала. Исходя из опыта прове-
дения РИР с использованием в качестве изоляционного материала
синтетических смол ТСД-9 и ТС-10, иногда за обсадную колонну за-
лавливают менее 0,02 м^ раствора смолы на 1 м толщины пласта,
что при равномерном поглощении его по периметру скважины могло
создать непроницаемую оторочку протяженностью менее 0,1 м. Фак-
э тйчески же, как показывают результаты многочисленных РИР, этого
3 не происходит. Закачка в пласт значительно большего объема раство-
ра указанных смол не обеспечивает отключения пласта: даже без до-
полнительного вскрытия его перфорацией после проведенных РИР от-
мечается приток жидкости из пласта и поглощение им жидкости при
закачке.
Увеличение объема залавливаемого в пласт изоляционного материа-
ла, несомненно, повысит надежность отключения проницаемых пластов.
Однако при этом значительно возрастет расход изоляционных мате-
риалов и стоимость проводимых РИР.	105
14-1
Все изоляционные работы, как правило, проводят, исходя иэ ус-
ловий отсутствия движения жидкости в отключаемом пласте. Чаще же
всего РИР осуществляют при наличии движения жидкости в последнем,
поскольку процесс разработки продуктивного пласта при этом продол-
жается. Скорость этого движения определяется многими факторами.
По толщине пласта ее максимальное значение будет соответствовать
интервалам наибольшей проницаемости или интервалам , содержащим
трещины.
Как показывают исследования, скорость движения жидкости по
наиболее проницаемым интервалам пласта достигает значительных
величин. Например, в условиях законтурного заводнения девонских
пластов Туймаэинского месторождения была зафиксирована скорость
продвижения закачиваемой воды 1000 м/г (0,1 м/ч). В условиях
внутриконтурного заводнения продуктивных пластов нижнего карбона
Арланского месторождения зарегистрированы случаи движения нагне-
таемой воды со скоростью более 3000 м/г(около 0,4 м/ч).
Время превращения изоляционного реагента в нетекучее состоя-
ние обычно устанавливается с "запасом" против "чистого" времени,
необходимого для закачки реагента в пласт. Для проведения РИР в
скважинах месторождений Башкирии время начала отверждения син-
тетических смол установлено равным 2,5-3 ч , в то время как при
четкой организации раб от они завершаются в течение 30—40 мин.
Сопоставление скорости движения жидкости в пластах с приведен-
ными значениями времени начала отверждения растворов смолы по-
казывает, что в реальных условиях процесс РИР происходит значи-
тельно сложнее планируемого. Закачиваемые в жидком состоянии
растворы смолы, равно как и любого изоляционного материала, за-
качиваемого в отключаемый пласт, могут быть вытеснены из приза-
бойной зоны пласта в глубь него до начала потери текучести. При
этом создаваемые непроницаемые оторочки будут деформированы или
образованы в местах оттеснения изоляционного материала ко времени
начала его отверждения или же вследствие дополнительного разбавле-
ния закачанного материала его изолирующая способность будет по-
теряна вообще. Именно это является одной из причин низкой эффек-
тивности проводимых РИР по отключению пластов.
Одним иэ путей, обеспечивающих надежное отключение пластов,
является ступенчатая закачка изоляционного реагента с различным
временем его отверждения (геле- или осадкообразование и т.д.).
При этом первая ступень предусматривает закачку изоляционного
реагента с минимальным временем превращения его в нетекучее сос-
тояние, обусловленным лишь временем, необходимым для его продав-
ки в наиболее проницаемые участки пласта. С закупоркой их созда-
ются условия заполнения при осуществлении последующей ступени
уже менее проницаемых участков пласта, не подверженных закачке
изоляционного реагента в процессе проведения первой ступени
РИР. Таким образом, обеспечивается наиболее полное перекрытие
отключаемого пласта непроницаемой оторочкой по всему периметру
ствола скважины и по всей толщине пласта. При этом сроки отверж-
дения изоляционного реагента от ступени к ступени должны увели-
106
чиваться. Кроме того, вязкость применяемого реагента может умень-
шаться, что будет способствовать проникновению его в менее прони-
цаемые интервалы.
Продавка каждой последующей порции изоляционного реагента мо-
жет быть осуществлена отдельно после отверждения предыдущей пор-
ции и оценки степени достигнутой закупорки (опрессовка, понижение
уровня и т.д.). Вместе с тем продавка всех порций может быть про-
ведена и непосредственно друг за другом. При этом время отверж-
дения каждой последующей порции изоляционного реагента должно
устанавливаться исходя иэ возможности продавки ее полностью после
отверждения предыдущей порции. Последнюю порцию изоляционного
реагента следует задавливать с расчетом перекрытия им участков
отключаемого пласта, прилегающих непосредственно к самому стволу
скважины.
Число ступеней, объем порций и общий объем изоляционного реа-
гента устанавливают для условий скважин каждого конкретного место-
рождения опытным путем, с учетом параметров отключаемых пластов.
Реальность существования описанного характера проникновения
изоляционного реагента в отключаемые пласты подтверждается дан-
ными наблюдений при осуществлении этого вида РИР в скважинах
многих месторождений. В подавляющем большинстве случаев надеж-
ное отключение пластов достигается лишь после проведения несколь-
ких операций. При этом при проведении каждой последующей опера-
ции давление закачки изолирующего реагента увеличивается, а при-
емистость отключаемого пласта уменьшается. Последнее свидетель-
ствует о постепенном закупоривании отдельных участков пласта .-
сначала более, а затем менее проницаемых.
Изложенное позволяет сформулировать основные направления со-
вершенствования технологии РИР по отключению проницаемых плас-
тов методами, основанными на создании непроницаемых оторочек,
основные из которых следующие:
использование в качестве изоляционного материала маловязких
жидкостей, лишенных взвешенных частиц, фильтрующихся в пористую
среду и отверждающихся во всем объеме;
проведение ступенчатой закачки изолирующего реагента для по-
этапного образования непроницаемой оторочки по периметру ствола
скважины в пределах толщины отключаемого пласта.
107
14-2
Глава VI
РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ НА ОСНОВЕ СЛАНЦЕВЫХ ФЕНОЛОВ
В настоящее время практически РИР всех видов ведутся с приме-
нением синтетических смол на основе сланцевых фенолов ТСД-9 и
ТС-10. Наибольшее распространение указанные смолы получили при:
отключении отдельных обводненных и^ервалов пласта;
исправлении негерметичного цементного кольца (в том числе и лик-
видации межпластовых перетоков);
отключении отдельных пластов;
ликвидации нарушений в обсадных колоннах.
Отключение отдельных обводненных интервалов пласта является
наиболее сложным видом РИР. При этом имеются в виду пласты, ха-
рактеризующиеся по геофизическим данным как монолитные. Принци-
пиальная возможность ограничения притока воды при отключении об-
водненных интервалов в подобных пластах обосновывается возможным
наличием в них непроницаемых прослоев, не выделяемых геофизи-
ческими методами исследования.
Исходя из этого, РИР данной группы проводят по схеме селектив-
ной изоляции. Как правило, при проведении таких РИР должны быть
решены одновременно несколько задач: выявление в разрезе пласта
нефтенасыщенных интервалов, непроницаемых прослоев и исключение
из разработки в данной скважине уже обводненных интервалов.
Технология РИР с использованием смол ТСД-9 и ТС-10 во всех
случаях аналогична технологии этих работ с применением тампонаж-
ного цемента. Основные положения технологических схем РИР с
использованием смол были разработаны БашНИПИнефтью [8].
"Успешность" проведенных РИР оценивают в соответствии с су-
ществующей методикой, основанной на сопоставлении величин дебита
нефти и содержания воды в добываемой продукции до и после прове-
дения РИР. При этом возможные изменения указанных величин без
проведения РИР и влияние интерференции скважин на их эффектив-
ность не учитывались.
К категории успешных отнесены РИР, обеспечившие1.
увеличение или сохранение дебита нефти при снижении объема до-
бываемой воды;
значительное снижение притока воды при небольшом снижении де-
бита нефти;
при отключении отдельных пластов и исправлении нарушений в об-
садных колоннах ликвидацию притока или приемистости, определяе-
мых снижением уровня в скважине и опрессовкой ее.
При использовании смол для изучения характера насыщенности
108
5055
пластов проведенные РИР оценивались как успешные, если они выпол-
нялись с соблюдением намеченной программы исследований и их тех-
нологии, независимо от полученных результатов.
Оценка экономической эффективности проводимых РИР с применени-
ем смол, равно как и с любым другим изоляционным материалом,
затруднена.
Объединение Башнефть. Синтетические смолы на основе слан-
цевых фенолов ТСД—9 и ТС-10 синтезированы специально в качестве
изоляционного материала для РИР. Скважины месторождений Башкирии
явились первыми объектами, в которых изучали возможность исполь-
зования смолы ТСД-9. В них же отрабатывали основные положения
технологии РИР с использованием смолы, проводили уточнение ее ре-
цептуры.
Выбор смолы ТСД-9 для применения ее в скважинах месторожде-
ний Башкирии определен величиной температуры продуктивных плас-
тов до 40°С.
Перечень эксплуатационных объектов, в скважинах которых прово-
дили РИР с применением, смолы ТСД-9, приведен в табл.10. Здесь
же даны основные геолого-физические характеристики указанных объ-
ектов.
Объекты проведения РИР различаются между собой по вязкости
пластовой нефти, степени неоднородности, условиям выработки и об-
воднения, стадии разработки и т.д. Месторождения девона и нижнего
карбона характеризуются упруго-водонапорным режимом и разрабаты-
ваются с поддержанием пластового давления заводнением. Залежи
нефти в известковых рифовых массивах пермского возраста характе-
ризуются режимом газовой шапки, который постепенно переходит к
режиму растворенного газа, а затем - к гравитационному.
Сведения о масштабах проведения и успешности различных видов
РИР с использованием смолы ТСД-9 за 1964-1977 гг. приведены
в табл. 11.
При рассмотрении табл, 11 прежде всего обращает на себя вни-
мание исключительное разнообразие видов РИР, проводимых с приме-
нением смолы, и технологических схем их выполнения, а также огра-
ниченность масштабов проведенных работ: за 13 пет в восьми НГДУ
всего 209 скважинно-операций.
В некоторых НГДУ смолу используют эпизодически в единичных
скважинах и, по сути дела, проводимые работы не выходят из стадии
опытно-промышленных, поскольку за указанный период на некоторых
месторождениях изменились условия проведения РИР: приобщены до-
полнительные горизонты, повышены пластовое давление, степень об-
воднения и т.д.
Указанные обстоятельства в значительной степени обусловили
низкую успешность проведенных работ - в среднем 52,6%. Смолу
применяют в скважинах с наиболее сложными условиями, при отсут-
ствии четких представлений о путях поступления изолируемой воды
в скважину и часто после безрезультатного применения всего пе-
речня имеющихся других методов РИР. Бессистемность проведе-
ния РИР затрудняет отработку и совершенствование одной из основ-
109
Виды РИР и технологические схемы	Туймаза- нефть	
	числе сква- жин	успеш- ность, %
Отключение обводненных интервалов пласта	20	30
а) по схеме селективной изоляции	15	46,6
6) то же с последующей закачкой цементного раствора	—	—
в) то же с отключением подошвенной части пласта	5	80
г) то же для изучения насыщенности пласта	—	—
д) то же для регулирования закачки воды в нагнета-		
тельных скважинах	—	—
е) то же для создания экрана	—	—
Исправление негерметичного цементного кольца	21	47,6
а) по схеме селективной изоляции	15	46,6
б) то же с последующей закачкой цементного раствора	—	—
в) через специальные отверстия с пакером	6	50
г) то же с последующей закачкой цементного раство-		
ра	—	—
Отключение пластов	5	40
а) верхнего	3	33,3
б) то же с последующей закачкой цементного раствора	1	100
в) нижнего	1	0
Ликвидация нарушений обсадных колонн	23	69,5
а) с предварительной закачкой цементного раствора	6	67
б) с последующей закачкой цементного раствора	3	100
в) без закачки цементного раствора	14	64,2
Итого	69	49,2
ных их составляющих - технологии, а ограниченность масштабов вно-
сит элемент случайности в оценку их эффективности.
Отключение обводненных интервалов пласта проводили
по нескольким технологическим схемам (см.табл.11).
Полностью по схеме селективной изоляции - закачка раствора
смолы по всему интервалу перфорации с перекрытием его мостом,
последующее разбуривание стакана и перфорация пласта в прежнем ин-
тервале Ц4^] - работы проведены в 56 скважинах. Из них в семи
скважинах для перекрытия ствола мостом использовали цементный
раствор, который закачивали непосредственно вслед за раствором
смолы ТСД-9.
110
Таблица 11
Аксаков-		Арлан-		Южарлан-		Октябрьск-		Ишимбай-		Объедине-	
нефть		нефть		нефть		нефть		нефть, Чек- магушнефт! Уфанефть		. ние , неф1	Баш- ь
ЧИС-	успеш	- ЧИС-	ус-	ЧИС-	Ус-	ЧИС-	Ус-	ЧИС-	Ус-	ЧИС-	успеш-
по	ность	по	пеш-	ло	пеш-	ло	пеш-	ло	пеш-	ло	ность.
сква- жин	. %	сква- жин	ность %	, с ква- жин	ность, %	сква жин	-HOCTI %	сква ж ин	-ность, %	скв^ ж ин	- %
20	60	7	43	22	55	8	50	4	50	81	48,1
12	33,3	4	25	14	50	—	—	4	50	49	40
—	—	1	100	—	—	6	33,3	—	—	7	42,8
2	100		—	—	—	2	100		—	9	88,9
6	100	2	50	1	0	-	-	-	-	9	77,6
—	—	—	—	2	100	—	—			2	100
—	—	—	—	5	60		—	—		5	60
8	50	14	28,4	8	88	—	—	6	50	57	49,1
4	50	8	37,5	8	88			6	50	40	55
—	—	1	0	—	—	—	—	1	0	2	0
4	50	3	33,3	-	-	-	-	-	-	13	46,1
—	—	2	0		—	—		__	—	2	0
3	33,3	6	50	18	44,4	1	0	5	60	38	45
2	50	4	25	13	38,5	1	0	3	33,3	26	35
—	—	—	—	5	60	—	—	2	100	8	75,0
1	0	2 100		—	—	—	—	—	—	4	50
1	0	2 100		6	50	—	—	1	100	33	66,6
—	—	—	—	—	—	—	—		—	6	67
—	—	—		2	0		—	—	—	5	60
1	0	2 1	00	4	66,6	-	-	1	L00	22	73
32	53,1	29	41,3	54	55,5	9	44,4	16	56,2	209	52,6
Назначение применяемого цементного раствора - предупреждение
выноса раствора смолы ТСД-9 из изолируемого интервала в ствол
скважины до начала отверждения смолы.
Указанные работы проведены в скважинах с высоким содержанием
воды (90% и более). Успешность их в среднем по 49 скважинам
без цементного раствора и по семи скважинам с цементным раство-
ром составляет соответственно 40 и 42,8%.
В остальных скважинах при значительном снижении притока воды
произошло и снижение притока нефти. Проведенные в этих скважинах
РИР отнесены к безуспешным, несмотря на то что указанные работы,
по сути дела, являются одновременно и исследовательскими (изучали
111
геологическое строение пласта и характер его выработки и выявляли
принципиальную возможность ограничения притока воды при сохранении
притока нефти).
Проведенные РИР, как видно из табл.11, н и по одному из объек-
тов не позволяют однозначно ответить на поставленные вопросы. Одна-
ко полученные результаты со всей очевидностью подтвердили правиль-
ность выбранного направления в разработке методов селективной изо-
ляции обводненных интервалов пласта.
В девяти скважинах указанный метод был применен при наличии
сведений об обводнении подошвенной части пласта (геолого-промысло-
вые данные), которая была отключена мостом из отвержденной смолы.
В восьми случаях проведенные работы оказались успешными (88,9%).
Сохранение и даже увеличение притока нефти в них подтверждают се-
лективное проникновение неселективных изоляционных материалов в
обводненные части пласта, обладающие большей проницаемостью.
Это со всей очевидностью подтверждено и результатами приме-
нения метода в двух нагнетательных скважинах для регулирования
закачки воды по толщине пласта. Причем, в обеих скважинах смолу
закачивали по всей толщине заводняемого пласта при наличии в нем
открытых трещин. Обе скважины освоены под закачку воды непосред-
ственно после разбуривания моста из отвержденной смолы (без допол-
нительной перфорации пласта). При этом была снижена приемистость
интервалов, содержащих трещины.
Описанные результаты предопределили применение метода отклю-
чения обводненных интервалов пласта по схеме селективной изоляции
для оценки характера насыщенности пластов в полностью обводнен-
ных скважинах. Эти работы проводили в качестве контрольной провер-
ки при отсутствии однозначных представлений о степени выработки
пласта по данным исследований и эксплуатации скважин.
Наконец, в пяти скважинах смолу ТСД-9 использовали для созда-
ния водоизолирующего экрана в заданном интервале пласта дополни-
тельно вскрывавшегося ПК—103 или ГПП в пределах существующего
интервала перфорации. Смолу закачивали по всей толщине пласта че-
рез НКТ с пакером. В двух скважинах пласт перекрывали цементным
мостом. По нашему мнению, проведение подобных работ лишено смыс-
ла вообще.
Исправление негерметичного цементного кольца с
использованием смолы ТСД-9 проводят по двум описанным техноло-
гическим схемам с закачкой раствора смолы в нарушения через су-
ществующий интервал перфорации - схема селективной изоляции; с
закачкой раствора смолы через специальные отверстия. При проведе-
нии работ по любой из схем интервалы перфорации пласта и спе-
циальных отверстий перекрывают мостом из отвержденной смолы или
цементного раствора, закачиваемого вслед за смолой.
При закачке смолы через специальные отверстия в интервале
между ними и перфорацией продуктивного пласта устанавливают пакер
и вызывают затрубную циркуляцию. Часть смолы закачивают в на-
рушения при закрытом затрубном пространстве.
В среднем успешность этого вида РИР составляет 49,1%, причем
112
5055
(см.табл.11) при использовании стакана из цемента цель проводив-
шихся РИР ни в одном случае не была достигнута. Причиной этого
может быть разбавление смолы или ее вытеснение из нарушений в
процессе срыва и подъема пакера и контрольной срезки цементного
раствора.
Отключение пласта. Во всех случаях при отключении верхних
пластов нижние перекрываются песчаной пробкой или цементными мос-
тами, при отключении нижних — верхние пласты перекрываются за-
качкой цементной суспензии.
Трудность этого вида работ обусловливается высокими величинами
пластового давления и различием их величин в пластах. Иногда про-
ведение РИР усложняется наличием некачественного цементного коль-
ца.
Кроме того, при закачке смолы по всей толщине пласта она пог-
лощается лишь отдельными наиболее проницаемыми его интервалами
и при этом проницаемость значительной части пласта сохраняется.
Указанными причинами в основном и объясняется наиболее низкая
успешность РИР по отключению верхних пластов - 35% (см.табл.11).
Закачка цементного раствора после раствора смолы для преду-
преждения его выдавливания в ствол скважины повышает успешность
проводимых РИР.
Ликвидация нарушений обсадной колонны осуществляется
по тем же технологическим схемам, что и работы по отключению
верхних пластов - с изоляцией продуктивного пласта песчаной пробкой
и чаще - цементным мостом.
В большинстве случаев нарушения в обсадной колонне обнаружива-
ются в интервалах отсутствия цементного кольца за обсадной колон-
ной. Нарушения при этом ликвидируют совместно с наращиванием це-
ментного кольца,
В зависимости от характера нарушения и интенсивности поглоще-
ния жидкости через интервал нарушения раствор смолы закачивают
перед закачкой цементного раствора или после него, а иногда - без
закачки цементного раствора вообще.
Из табл.11 видно, что эффективность этого вида работ наибольшая
и в среднем равна 66,6%.
Расход смолы ТСД-9 при РИР. Смолу ТСД—9 используют
при решении большого перечня задач (см.выше). Успешность их ре-
шения определяется степенью заполнения отвержденной смолой
пористой среды в пределах толщины отключаемых пластов или от-
дельных их интервалов, каналов, трещин и нарушений в призабойной
зоне пласта, цементном кольце и теле труб.
При отсутствии даже самых приближенных представлений о разме-
рах изолируемых путей поступления воды в скважины объем раство-
ра смолы, необходимый для их заполнения, определяется по ре-
зультатам опытных обработок.
С этой точки зрения несомненный интерес представляет рассмот-
рение успешности проведенных РИР в зависимости от объема раство-
ра смолы, израсходованного при их осуществлении, что нами выпол-
нено по двум НГДУ - Туймаэанефть и Южарланнефть, в скважинах ко-
15-1	113
торых проведен наибольший объем с использованием смолы ТСД—9
(табл.12).
Таблица 12
Виды РИР и группы обработок	Объем раствора смолы ТСД-9, закачанный за об- Q садную колонну» м°			
	на об- работку	на 1 м	на обработку	на 1 м
	Туйк	газанефть	Южарле	ннефть
Отключение об- воднявшихся инте' валов: успешные безуспешные	э- 0,6-2,0 0,5-2,6	0,088-0,3 0,04-0,2 2	0,37-2,3 0,71-5,3	0,16-0,43 0,067-0,62
Исправление це- ментного кольца: успешные безуспешные	0,2-1,0 0,3-1,4	0,08-0,5 0,02-0,33	1.1 1.8	0,145 0,18
Отключение плас- тов: успешные безуспешные	0,9 0,9-2,0	0,24 0,03-0,3	1,1-3,0 0,6-5,0	0,173-0,55 0,067-0,62
Ликвидация нару- шений обсадной колонны: успешные безуспешные	0,3-1,0 0,2-0,3		1,2-1,975 0,5-1,8	
Общий расход растворов смолы больше приведенного в таблице
на величину оставляемого в стволе скважины моста. Эта величина в
основном определяется диаметром обсадной колонны и толщиной ин-
тервала вскрытия пласта, В условиях рассматриваемых НГДУ (диа-
метр обсадных колонн 168-мм и 146-мм) на создание моста расхо-
дуется 0,2-0,5 м^ раствора смолы, в отдельных случаях - до 1 м^.
Попытка выявления связи между расходом смолы и толщиной ин-
тервалов вскрытия пласта перфорацией (расход смолы на 1 м тол-
щины) для РИР по отключению пластов и отдельных их интервалов, а
также исправлению негерметичного цементного кольца обосновывает-
ся закачкой смолы при проведении всех видов РИР по схеме селек-
тивной изоляции. Однако по анализируемым данным на сегодня такой
связи не установлено, возможно, из-за ограниченности объема прове-
денных РИР.
Приведенные данные также свидетельствуют о неравномерности вы-
работки пластов по толщине: закачка растворов смолы в сравнительно
114
5055
5055
небольших объемах, указанных в табл.12, обеспечивает надежное от-
ключение пластов или их интервалов, перекрытие нарушений в цемент-
ном кольце или обсадной колонне.
В то же время в одних и тех же условиях проведения РИР, выпол-
ненные с закачкой гораздо больших объемов растворы смолы, оказы-
ваются безуспешными. Наиболее распространенной причиной этого яв-
ляется продавка раствора смолы далеко в глубь пласта или потеря
способности растворов к отверждению за счет дополнительного их
разбавления. Вероятность первой и второй причин может быть умень-
шена при использовании растворов смолы ТСД—9 с минимальным
сроком отверждения, ограниченным лишь временем закачки растворов
за обсадную колонну [7,71] . Увеличение объема закачиваемого раст-
вора смолы без сокращения времени начала их отверждения в слож-
ных гидродинамических условиях скважин может оказаться малоэф-
фективным.
В течение 1975-1977 гг. при проведении РИР в объединении
Башнефть чаще использовали растворы смолы с малым сроком отвер-
ждения, приготавливали их непосредственно на забое скважины [7,71]
За 1975-1977 гг. в НГДУ "Гуймазанефть и Южарланнефть РИР
по отключению обводненных интервалов пласта по схеме селективной
изоляции проведены в 23 скважинах, причем почти во всех из них
использовали растворы смолы с малым сроком отверждения. Успеш-
ность этих работ повысилась до 52% при средней успешности их по
объединению Башнефть 40%.
РИР по исправлению негерметичного цементного кольца (в том
числе и перекрытие перетоков закачиваемой воды в непродуктивные
пласты) с использованием смолы с малым сроком отверждения про-
ведены в шести скважинах и все они оказались успешными.
Таким образом, в течение 1975-1977 гг. в НГДУ объединения
Башнефть РИР с использованием смолы проведены в 51 скважине,
в 33 из которых применяли смолу с малыми сроками отверждения,
что способствовало повышению успешности проводимых работ.
Приводимые примеры дополняют представления о технологии и эф-
фективности различных видов РИР в скважинах месторождений Баш-
кирии.
Скв.5080 Новохазинской площади Арланского месторождения
(НГДУ Южарланнефть) эксплуатирует пласт Сц . Ко времени прове-
дения РИР дебит нефти составлял 1,2-0,2 т/сут при обводненности
95-99%. Предположение об обводнении скважины по некачественному
цементному кольцу было подтверждено результатами ее исследования
ГД (дренирование компрессором, Q - 45 м^/сут, рис.29). Наличие
значительного притока жидкости в интервале подошвенной малопро-
ницаемой части пласта Сц свидетельствует о поступлении жидкости
(воды по некачественному цементному кольцу из нижележащих плас-
тов.
Закачка водного раствора смолы ТСД-.9 со временем начала от-
верждения 2,5 ч в объеме 1 м^ в интервал перфорации с перекрыти-
ем его мостом из отвержденной смолы, разбуривание моста и перфо-
рация пласта Сц в прежнем интервале.
15-2
115
Рис.29. Каротажная диаграмма и
профиль отдачи скв. 5080 НГДУ
Южарланнефть
Рис.30. Каротажная диаграмма скв.
105 НГДУ Чекмагушнефть
Начальный дебит нефти после РИР 0,2-0,4 т/сут постепенно уве-
личился до 3,5 т/сут, а содержание воды снизилось до 56%.
В результате аа 28 месяцев из скважины дополнительно добыто
1900 т нефти.
Скв,72 Манчаровского месторождения (НГДУ Чекмагушнефть) пос-
ле эксплуатации пласта С[ (интервал перфорации 1349-1364 м)
была переведена в пьезометрические при дебите нефти 1,4 т/сут и
обводненности 93% ,
Через два года и пять месяцев было решено перевести скважину
на нижележащий пласт	• Попытка отключения пласта Cj с по-
мощью цементного раствора оказалась безуспешной: при давлении
9,8 МПа за колонну удалось закачать всего 0,2 м^ раствора.
Затем в интервал перфорации было закачано 1,2 mj водного раст-
вора смолы ТСД-9 со сроком отверждения 2,5 ч. После разбурива-
ния моста отвержденной смолы герметичность колонны была подтверж-
дена опрессовкой, и после вскрытия пласта Cyj в интервалах
26
1373,2-1275,2 и 1377,2-1378,8 м скважина введена в эксплуа-
тацию. Средняя величина дебита нефти в первые три месяца эксплуа-
тации составила 1,9 т/сут при содержании воды 60%,
За 66 месяцев после РИР из скважины дополнительно добыто
9760 т нефти и изолировано 14 790 м^ воды.
Скв.105 Манчаровского месторождения (НГДУ Чекмагушнефть)
эксплуатировалась по пластам Cyj и Cyj , вскрытым перфора—
1а 26
цией в интервалах соответственно 1300-1 309 и 1 318-1 324,2 м
(рис.30). Ко времени проведения РИР дебит нефти составил 4,7 т/сут
при обводненности 93%.
Проведение РИР по схеме селективной изоляции обосновывалось
лучшими коллекторскими свойствами пласта Cyj^ и возможным пер-
воочередным его обводнением. Работы проводили по следующей тех-
нологии. За обсадную колонну было закачано 1,2 м^ водного раствора
смолы ТСД-9 со временем начала отверждения 2,5 ч, интервалы пер-
116
5055
Рис.31, Каротажная диаграмма и профиль приемистости скв. 4666
НГДУ Южарланнефть: 1 - до закачки смолы: ру = 13,72 МПа,
Q = 1200 м^/сут; 2 - после закачки смолы: ру = 12,74 МПа,
Q = 565 м^'/сут
форадии обоих пластов были перекрыты мостом (1286-1330 м). Пос-
ле разбуривания стакана опрессовкой было установлено преиму-
щественное закупоривание пласта CVr , при опрессовке интервала
V1la
пласта Cvi, давление 9,8 МПа за 30 мин снизилось до 8,33 МПа,
1а
интервала Cyj^g-flo- 3,43 МПа. После вскрытия пласта ^Vl26 перфо-
рацией в прежнем интервале скважина была введена в эксплуатацию
с дебитом 33 т/сут жидкости при содержании воды 37%.
В течение 50 месяцев из скважины дополнительно добыто
11 300 т нефти и ограничен приток 64 975 м^ воды.
Скв,4666 Новохазинской площади Арланского месторождения
(НГДУ Южарланнефть) находится под закачкой воды в пласт С[[
(рис,31). Из профиля приемистости видно преимущественное поглоще-
ние воды интервалом 1211,5-1212,0 м. Трехкратная закачка в
пласт суспензии извести позволяет утверждать существование в этом
интервале открытой трещины.
Для ограничения прорыва закачиваемой воды к эксплуатационным
скважинам по трещине были проведены работы по ее закупориванию
с помощью суспензии глины на основе смолы ТСД-9. Суспензия со
сроком отверждения 50 мин при 10°С в объеме 2,2 кг была пол-
ностью закачана за обсадную колонну по всему интервалу перфора-
ции (схема селективной изоляции). Однако из-за негерметичности
задвижки часть суспензии (1,1 м^) оказалась выдавленной в ствол
скважины, так что интервал перфорации оказался перекрытым мостом
из отвержденной смолы. После разбуривания моста скважина была
пущена под закачку воды без дополнительной перфорации пласта.
117
Снижение приемистости интервала трещин свидетельствует об ус-
пешности проведенных РИР.
Скв.4 976 Новохазинской площади Арианского месторождения (НГДУ
Южарланнефть) находилась под закачкой воды в пласты Cyjo и Cyj
(интервалы перфорации 1243,2-1244,8; 1248—1249,8; 1260,0-
1268,8 м). В процессе закачки воды произошло нарушение обсадной
колонны в интервале 1072-1074 м.
Для ликвидации нарушения на глубине 1144 м был установлен
взрывной пакер ВП-118 и в интервал нарушения было закачано
2,0 м^ водного раствора смолы ТСД-9 со временем начала отверж-
дения 2 ч с перекрытием интервала нарушения стаканом.
После разбуривания моста и пакера скважина введена под закачку
с приемистостью 306 м^/сут при давлении 12,25 МПа (до РИР -
770 мЗ/сут при давлении 9,31 МПа). Эффект от проведенных РИР
выражается в предотвращении закачки воды в непродуктивные пласты
в количестве около 500 м^/сут.
Объединение Татнефть. Первые работы по ограничению при-
тока воды с применением смолы ТСД-9 в скважинах объединения Тат-
нефть были проведены с участием БашНИПИнефть в 1966 г. В после-
дующем эти работы вели сами НГДУ, а с организацией специализи-
рованного Лениногорского управления по повышению нефтеотдачи
пластов и капитальному ремонту скважин (ЛУПНП и КРС) масштабы
применения смолы резко увеличились [45, 92] .
Основными объектами проведения РИР были скважины девонских
залежей Ромашкинского, Ново-Елховского и Бондюжского месторож-
дений. Наиболее типичным в указанной группе является Ромашкинское
месторождение, в скважинах которого проведено наибольшее количест-
во РИР с применением смолы ТСД—9.
Основным эксплуатационным объектом Ромашкинского месторож-
дения является горизонт пашийских отложений нижнефранского
подъяруса, залегающих на глубине 1700 м. Залежь нефти приурочена
к терригенным породам, имеющим исключительно сложное геологи-
ческое строение. В разрезе горизонта выделены шесть песчано-
алевритовых пластов, отличающихся между собой как по толщине и
коллекторским свойствам, так и по характеру их распространения по
площади.
Нефти девонских залежей относятся к легким нефтям; величина их
вязкости в пластовых условиях в пределах различных месторождений
Татарии изменяется от 0,2 до 0,6 сПа>с при температуре 40°С. Ве-
личина пластовой температуры колеблется в пределах 35-40°С.
Все месторождения характеризуются упруго-водонапорным режимом
и разрабатываются с поддержанием пластового давления заводнением.
Залежь нефти Ромашкинского месторождения разрезана на ряд пло-
щадей, разрабатывающихся самостоятельно. Все пласты эксплуатиру-
ются через общий фильтр.
До 1. VIII. 1970 г. все РИР с использованием смолы ТСД-9
проводили семью цехами КРС НГДУ, разрабатывающих 2 3 площади
Ромашкинского месторождения, и четырьмя цехами КРС НГДУ, раз-
рабатывающих Ново-Епховское, Бондюжское, Бавлинское и другие
месторождения.
118
Всего по состоянию на 1.1.1978 г. в 11 НГДУ объединения
Татнефть смолу ТСД-9 использовали при проведении РИР в 654
скважинах, в 466 из которых (69,5%) проведенные работы оказались
успешными.
Ниже приведены результаты различных видов РИР (по состоянию
на 1.1.1975 г.).
Отключение обводненных интервалов пласта. Исходя из
особенностей геологического строения и разработки горизонта ,
по классификации ЛУПНП и Н°С эти работы относятся к "изоляции
подошвенных вод без отключения пласта" [45]. Работы проводят по
схеме селективной изоляции с перекрытием всего интервала перфо-
рации пласта мостом из смолы или из цементного камня (так назы-
ваемый комплекс смола ТСД-9 - цемент). При этом в зависимости
от характера поступления воды в скважину - по подошве неоднород-
ного пласта большой толщины или по кольцевому пространству - РИР
проводят с частичным или полным разбуриванием моста. В первом
случае после проведенных работ перфорацией вскрывается лишь кро-
вельная часть, во втором - полностью прежний интервал пласта.
Это самая малочисленная группа ремонтов - 27 скважино-опе-
раиий, проводимых с наименьшей успешностью - 36%. Возможные
причины этого следующие.
1.	Сложный характер обводнения скважин и отсутствие четких
(однозначных) представлений о нем при планировании и проведении
РИР.
В некоторых скважинах обводнение в действительности может
явиться следствием одновременно двух причин: обводнение отдельных
наиболее проницаемых интервалов пласта и поступление подошвенной
воды по некачественному цементному кольцу из интервалов пласта,
не вскрывавшихся перфорацией.
2.	Несоответствие выбранной рецептуры растворов смолы слож-
ным гидродинамическим и температурным условиям в скважинах.
Большие сроки начала отверждения растворов смолы могут явиться
причиной поглощения их в глубь пласта, вытеснения в ствол скважи-
ны или дополнительного разбавления с потерей способности к отвер-
ждению раствора вообще.
Именно указанными причинами может быть объяснено некоторое
повышение успешности проведения РИР этого вида с закачкой вслед
за раствором смолы цементного раствора и перекрытием подошвен-
ной части пласта мостом как из отвержденной смолы, так и из це-
ментного раствора.
С одной стороны, частицы цемента, закупоривая фильтрующую по-
верхность породы, предупреждают поглощение раствора смолы в
глубь пласта, С другой" стороны, цементный раст'‘вор7''обладая повы-
шенной плотностью, предупреждает вытеснение раствора смолы в ст-
вол скважины. Оставление же в стволе скважины моста повышает ве-
роятность успешного перекрытия нарушений в цементном кольце.
3.	Помимо всего прочего более низкая успешность РИР этого
вида может быть объяснена ограниченной толщиной продуктивных
пластов.
119
На сегодня целесообразность проведения РИР по отключению об-
водненных интервалов в скважинах с подобными пластами окончатель-
но не установлена [ 92] .
Исправление негерметичного цементного кольца. Труд-
ности проведения этого вида РИР обусловливаются сложными гидро-
динамическими условиями: наличием как минимум двух пластов с раз-
личным пластовым давлением и, как следствие этого, перетоком жид-
кости из одного пласта в другой.
Подавляющее большинство РИР выполнено с закачкой раствора смо-
лы ТСД-9 по следующим технологическим схемам:
1)	через интервал перфорации продуктивного пласта - по схеме
селективной изоляции;
2)	через интервал специальных отверстий в кровепвдой части
пласта-обводнителя для ликвидации нарушений в цементном кольце и
исключения из разреза скважины водоносного пласта как коллектора
вообще [ 45];
3)	через интервал специальных отверстий в кровельной части плас-
та-обводнителя с отключением продуктивного пласта или его интервала
(перенос фильтра).
При проведении РИР по второй и третьей схемам продуктивный
пласт предварительно изолируют цементным раствором. Затем перфо-
рируются специальные отверстия, через которые закачивают раствор
смолы при посаженном между ними и продуктивным пластом пакера.
По всем схемам интервалы специальных отверстий и продуктивного
пласта перекрывают мостом из смолы или цементного камня. Затем
при проведении РИР по первым двум схемам мост разбуривают в ин-
тервале продуктивного пласта полностью и пласт перфорируют в преж-
них интервалах. По третьей схеме мост разбуривают лишь в пределах
интервала пласта, назначенного для перфорации. При переходе на дру-
гой пласт мост из смолы или цементного камня в пределах прежнего
интервала перфорации можно не вскрывать.
В целом успешность проведенных работ также низка: из 62 сква-
жино-операций успешными оказались 25, или 40,3%. Причины низ-
кой успешности изложены выше, они являются общими для всех видов
РИР (табл.13).
Отключение продуктивного пласта. В объединении Татнефть
это наиболее многочисленная группа РИР, выполняемых с использо-
ванием смолы ТСД-9 - 139 скважино-операций. Средняя успешность
проведенных работ - 61,2%.
В зависимости от расположения отключаемого пласта РИР этого
вида делятся на две группы:
от	ключение верхних и средних (промежуточных) пластов;
отключение нижних пластов.
Технологически эти работы осуществляются по двум схемам:
закачкой раствора смолы в интервал перфорации отключаемого
пласта;
Установкой "летучки" и герметизацией ее растворами смолы.
При отключении верхних пластов нижние, как правило, перекрыва-
ют песчаными пробками или цементными мостами, которые затем вы-
120
Таблица 13
Технологические схемы РИР	Число сква— жино-опе- раций	Успешность, %
Через существующий фильтр	10	40
То же с установкой цементного моста	6	17
Через специальные отверстия	17	24
То же с установкой цементного моста	21	48
Через специальные отверстия с перено- сом фильтра	5	80
То же с установкой цементного моста	3	67
5055
мывают или разбуривают. При отключении нижних пластов верхние
пласты предварительно изолируют закачкой цементного раствора для
предупреждения проникновения в них растворов смолы.
Сведения об успешности этого вида работ по восьми НГДУ приве-
дены в табл.14, из которой особенно отчетливо видно влияние слож-
ности гидродинамических условий на успешность проводимых РИР:
наименьшая успешность при отключении нижних пластов;
повышение успешноети при применении_ комплекса., омола ТСД-9 -
цемент.
Ликвидация нарушений обсадной колонны. В большинстве
случаев необходимость проведения этого вида работ обусловлена не-
достатками в самой конструкции скважины - тампонирование обсадной
колонны лишь в интервале продуктивных пластов. Именно в интер-
валах отсутствия цементного кольца или низкого его качества чаше
всего отмечается коррозия наружной поверхности обсадных колонн и,
как следствие, их нарушение.
Наиболее распространенным методом ликвидации нарушений обсад-
ных колонн является закачка изоляционных материалов через зону на-
рушения. Сложность этого вида РИР определяется наличием в интер-
валах нарушения зон поглощения жидкости.
При проведении этих работ смола ТСД-9 была использована в
98 скважинах месторождений Татарии с успешностью 75%. Причем
с увеличением масштабов использования смолы ТСД-9 успешность
проводимых РИР этого вида повышается.
В зависимости от интенсивности поглощения жидкости интерва-
лом нарушения обсадных колонн с использованием смолы ТСД-9 при-
меняют следующие технологические схемы РИР с закачкой раство-
ров смолы в интервал нарушения с перекрытием его мостом из от-
вержденной смолы:
с последующей установкой цементного моста;
после предварительной закачки в него цементной суспензии и с
последующей установкой цементного моста.
16-1
121
Т аблица 14
Виды и технологические схемы РИР	Число сква- жин	Успешность, %
Отключение верхних и средних пластов	36	64
То же с установкой цементного моста	43	77
Отключение нижних пластов	20	30
То же с установкой цементного моста	25	68
Отключение верхних и средних пластов		
'летучкой*	4	50
То же с установкой цементного моста	5	80
Во всех случаях перед проведением РИР интервалы перфорации
продуктивных пластов перекрывают цементным мостом.
Сведения об успешности РИР, проведенных по перечисленным схе-
мам, приведены в табл.15. В эту же таблицу включены и работы,
Выполненные с использованием смолы ТСД-9 по наращиванию цемент-
ного кольца за обсадной колонной.
Из табл.15 видно, что с наибольшей успешностью в данных усло-
виях проводятся РИР с использованием смолы ТСД-9 с предваритель-
ной закачкой в интервал нарушения цементного раствора. В указанных
условиях цементный раствор используют для предварительного запол-
нения кольцевого пространства против интервала нарушения, а раст-
вор смолы для окончательной герметизации и кольцевого пространст-
ва, и самого нарушения. Закачка растворов цемента и смолы в об-
ратной последовательности является менее успешной, так как основ-
ные преимущества смолы при этом не используются.
В скважинах месторождений Татарии объем раствора смолы на од-
ну обработку колеблется от 0,3 до 6 м^ и даже более.
Анализ имеющихся данных по месторождениям Башкирии на сегод-
ня не позволяет выявить строгой зависимости между расходом смолы
и параметрами обрабатываемого пласта. В качестве примера в табл.16
приведены-сведения о расходе смолы ТСД-9 при РИР, проведенных
с целью отключения пластов в скважинах НГДУ Лениногорскнефть и
Иркеннефть в 1973-1974 гг.
В 1975-1977 гг. в объединении Татнефть РИР с использованием
смолы проведены в 328 нефтяных и нагнетательных скважинах для
изоляции вод, исправления нарушений обсадных колонн, доподъема
цементного кольца и т.д. (табл.17).
Основные работы проводили для изоляции притока нагнетаемых
вод с отключением части или всего пласта закачкой комплекса смола
- цемент (141 скв.), а также для исправления нарушений колонн
(162 скв.). При этом последовательно закачивали в интервал наруше-
ния глинистый и цементный растворы с наполнителями из инертных
материалов и раствора смолы ТСД-9. Для этой же цели в некоторых
122
5055
Таблица 15
Виды и технологические схемы РИР	Число сква- жин	Успешность, %
Закачка раствора смолы в интервал на- рушения	30	77
То же после предварительной закачки це- ментного раствора	49	82
То же с последующей установкой цемент- ного моста	6	67
То же с предварительной и последующей закачкой цементного раствора	5	80
Наращивание цементного кольца	2	50
скважинах апробирована технология с предварительной закачкой нефте-
сернокиспотных смесей и раствора смолы с последующим закрепле-
нием ее цементным раствором. Такая технология позволила сократить
число закачек изолирующего материала в интервал нарушения с 4,2
до 2,7 на один ремонт.
055
Таблица 16
Успешные				Безуспешные			
Номер	Толщина	Объем	эаство-	Номер	Т о пшика	Объем	раствора
сква-	; отключа-	ра смолы		сква-	отключае-	смолы	ТСД-9,
ж ины	емого	ТСД-9,	MJ	жины	мого	м3	
	пласта, м	на об-	на 1 м		пласта, м	на об-	на 1 м
		работ-	ТОЛ-			работку	толщины
		ку	шины				
	н	ГДУ Лг	эни ног	орскн	ефт ь		
3933	3	3,8	1.1	12501	2,0	2,0	1.0
1890	4	4,0	1.0	9256	5,0	3,7	0,74
1694	12,4	4,0	0,32	9328	11,8	1.0	0,085
1625	15,0	3,0	0,2	3926	20,4	5,0	0,24
1726	18,0	3,2	0,17				
		НГДУ Ирке		н нефт	ь		
9073	4,6	4,0	0,88	3013	3,6	1.0	0,23
9164	5,6	4,0	0,71	3314	5,0	1.0	0,2
9086	8,4	4,0	0,47	3418	5,8	1.0	0,18
9151	9,4	1.0	0,10	807	8,1	1,0	0,12
835	10,8	1.0	0,09	1103	9,0	1.0	0,11
343	12,0	3,0	0,25				
319	16,0	4,0	0,25				1 РЛ
16-2
Таблица 17
РИР	Число РИР по годам,			
	1975	1976	1977	Всего
Отключение обводненных интервалов пласта	5	5	5	15
Исправление негерметичного цементно- го кольца	4	2	4	10
Отключение продуктивного пласта	50	48	43	141
Ликвидация нарушений обсадной колон- ны	80	46	36	162
Итого	139	101	88	32 8
В качестве примера приведены данные о технологии и эффектив-
ности некоторых видов РИР в НГДУ объединения Татнефть.
Скв.966 Елховской площади Ромашкинского месторождения (НГДУ
Елховнефть) (рис.32) эксплуатировалась по пласту "г" горизонта
Д1 ЭЦН с дебитом 150 т/сут жидкости при 85-90%-ной обводнен-
ности; плотность воды 1040 кг/мЗ.
Для отключения обводненного пласта "г" (интервал перфорации
1685,6-1689,0 м) в него при давлении 9,8 МПа было задавлено
1 м3 раствора смолы со сроком отверждения 2-3 ч и 1,2 м3 це-
ментного раствора. После разбуривания цементного моста в интерва-
ле 1665-1683 м перфорацией были вскрыты пласты "бд_ ", 'бз+з'' и
"г" соответственно в интервалах 1667-1670; 1671,6-1676,0;
1679,2-1681,8 м.
Скважину пустили в эксплуатацию ЭЦН-80 с дебитом нефти
68 т/сут при 15%-ной обводненности. За 9 месяцев после РИР из
скважины добыто 12 208 т нефти, изолировано 34 751 т нефти.
Скв.1694 Южно-Ромашкинской площади (НГДУ Лениногорскнефть
эксплуатировалась по пластам "а", ‘'бз"”» *63" (интервалы перфора-
ции: 1783,6-1786; 1791,6-1794,8; 1795,4-1802,0 м) (рис.33)
с дебитом нефти 0,1 т/сут при обводненности 98%.
Для отключения перфорированных интервалов пласта дважды была
закачана смола У КС (3 и 2 м3). Однако работы оказались безус-
пешными. Затем во все интервалы перфорации были задавлены
4 м3 раствора смолы ТСД-9 и цементный раствор. После разбурива-
ния цементного моста до глубины 1813 м перфорацией был вскрыт
пласт "г", в интервале 1809-1812 м скважину пустили в работу с
дебитом 46 т/сут нефти при 25%-ной обводненности. За 7 месяцев
из скважины дополнительно добыто 6804 м нефти.
Скв.61 33 Западно-Лениногорской площади (НГДУ Лениногорск- к
нефть) эксплуатировалась по пластам, перфорированным в интерва- <
лах 1776-1779; 1781-1790; 1794-1796 м. Перед РИР из сква-
жины добывалась практически чистая вода.
124
Рис.32. Каротажная диаграмма
скв. 966 НГДУ Епховнефть
Рис .33. Каротажная диаграмма
скв. 1694 НГДУ Лениногорск-
нефть
После установки взрывного пакера (ВП) на глубине 1500 м ис-
следованием РГД установили место нарушения обсадной колонны на
глубине 856 м. (Нарушение принимает закачиваемую жидкость при
давлении 0,98 МПа).
О
В нарушение колонны закачали 8 м глинистого раствора плот-
ностью 1400 кг/м^ и 3,2 м^ цементного раствора при давлении
0,98-2,45 МПа. После разбуривания цементного моста в интервале
780-856 м колонну опрессовали давлением 9,8 МПа; за 10 мин
давление снизилось до 5,88 МПа. Поэтому в нарушение колонны бы-
ло задавлено 2 м^ смолы ТСД-9, но уже при давлении 11,76 МПа,
т.е. после первоначальной заливки приемистость нарушения резко
снизилась.
Разбурили мост смолы в интервале 820-890 м и опрессовкой
колонны давлением 9,8 МПа убедились в ее герметичности.
После РИР скважину пустили в работу с дебитом нефти 12 т/сут
при 5%-ной обводненности. За 2 месяца дополнительно добыто около
700 т нефти.
Скв,11024 Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского мес-
торождения (НГДУ Актюбанефть) эксплуатировала пласты гбЗ* и 'в'
перфорированием в интервалах 1779-1781; 1782,8-1786,0 м
(рис.34). Перед РИР из скважины добывали 6 т/сут нефти при
74%-ной обводненности. По геолого-промысловым данным было вы-
сказано предположение о негерметичности цементного кольца и при-
нято решение о проведении РИР с закачкой изоляционного материала
в специально перфорированный интервал 1791-1794 м. Попытка оп-
ределения приемистости скважины с помощью РГД оказалась безус-
пешной из-за заклинивания дебитомера. После промывки скважины
125
11024 НГДУ Ак-
тюбанефть
интервал специальных отверстий засыпали
песком, сверху установили цементный мост
из раствора на углеводородной основе с
одновременным перекрытием интервалов
перфорации продуктивного пласта. Разбурили
цементный мост, промыли скважину до глу-
бины 17 99 м и с помощью РГД при давле-
нии 11,76 МПа определили, что принимал
интервал 1791-1794 м.
Через специальные отверстия в пласт
закачали 5 м^ раствора смолы ТСД-9,
1,5 м3 цементного раствора при давлении
14,7 МПа.
После разбуривания цементного моста
до глубины 1788 м и перфорации пластов
в прежних интервалах скважина вступила в
эксплуатацию с дебитом 13 т/сут безводной
нефти. За 9 месяцев дополнительно добыто
около 1900 т нефти и изолировано 5000 т
воды.
Г л ав тюме нн ефте газ. Постановка исследований в БашНИПИнефти
по синтезу синтетической смолы как изоляционного материала для
скважин с повышенной пластовой температурой (60-80°С) прежде
всего обосновывалась перспективами развития нефтедобывающей про-
мышленности Западной Сибири.
Основные скопления нефти на разрабатываемых месторождениях
Западной Сибири приурочены к: апт-барремским (AB^-ABg), готерив-
барремским (БСд., БСд, BCg, БС^), валанжинским (BCg-EBg,
БСю-БВю) и верхнеюрским отложениям (II ). Продуктивные го-
ризонты представлены песчано-глинистыми образованиями.
Отличительной особенностью продуктивных горизонтов, особенно
группы А, является их высокая неоднородность и прерывистость. Про-
дуктивные пласты характеризуются наличием широких водонефтяных
зон и высокой пластовой температурой (80-100°С).
Разработку нефтяных месторождений ведут в условиях интенсивно-
го заводнения продуктивных пластов, обусловливающих прорыв закачи-
ваемых вод по наиболее проницаемым интервалам пласта.
Наличие в разрезе многочисленных водо- и газоносных пластов и
недостаточно качественное их разобщение обусловливают приток к
скважинам "чужой' воды и газа. В последнее время все чаще обна-
руживаются нарушения герметичности обсадных колонн (пропуск
резьбовых соединений, разрушение тела трубы и т.д.), связанные с
отсутствие цементного кольца или низким его качеством в интервалах
водоносных отложений^-).
Проведенные РИР. Смолу ТС-10 использовали при проведении
различных видов РИР: отключение обводненных интервалов пласта по
г)во многих скважинах при тампонаже обсадных колонн цемент-
ный раствор поднят на высоту всего 500-600 м от башмака.
126
схеме селективной изоляции; ликвидация нарушений обсадных колонн;
исправление негерметичного цементного кольца (в том числе и ликви-
дация заколонной циркуляции) и т.д.
Все работы проводили по широко применяемой технологической
схеме: задавка раствора смолы за обсадную колонну через существую-
щий интервал перфорации или нарушения в обсадной колонне.
При этом НКТ спускаются на 2-3 м ниже интервала перфорации
или нарушения и при открытом затрубном пространстве раствор смолы
закачивают в обрабатываемый интервал с расчетом выравнивания
его в НКТ и затрубном пространстве. Затем НКТ поднимают на 20-
30 м выше уровня раствора в скважине, проводят контрольную срез-
ку и при закрытом затрубном пространстве раствор задавливают в
изолируемый интервал.
В подавляющем большинстве случаев работы проводили с перекры-
тием интервала перфорации или нарушения обсадной колонны мостом
из отвержденной смолы или цемента. Иногда раствор смолы полностью
продавливался за обсадную колонну или его излишки "вымывались*’ на
поверхность.
При ликвидации перетоков по негерметичному цементному кольцу
из вышележащих пластов раствор смолы закачивали через верхнюю
часть интервала перфорации продуктивного пласта толщиной 1 м.
Нижнюю часть интервала перфорации перекрывают песчаной пробкой,
которую в последующем удаляют промывкой.
При ликвидации перетока из нижележащих пластов интервал пер-
форации продуктивного пласта предварительно отключают закачкой
цементного раствора. После разбуривания цементного моста подо-
швенную часть продуктивного пласта перфорируют специально для за-
давки растворы смольД ).
В зависимости от целей проводимых РИР и геолого-физических
условий пласта по рекомендации института СибНИИНП применяли
следующие смеси на основе смолы ТС-10: водные растворы с исполь-
зованием в качестве отвердителя формалина; водные растворы с ис-
пользованием в качестве отвердителя уротропина; полимерцементные
растворы. Иногда использовали одновременно водные растворы смолы,
полимерцементные растворы и цементные растворы, закачиваемые в
различных сочетаниях.
Как правило, перечисленные тампонажные смеси готовили непо-
средственно перед закачкой их в скважину. При этом заданное ко-
личество уротропина, формалина или их смеси растворяли в расчет-
ном объеме пресной воды. Затем водный раствор уротропина, форма-
лина или их смеси тщательно перемешивали со смолой ТС-10 и го-
товую тампонажную смесь закачивали в скважину.
При использовании полимерцементных растворов в приготовленный
описанным образом водный раствор смолы ТС-10 добавляли расчет-
ное количество цемента и смесь тщательно перемешивали до получе-
ния однородной массы.
Описанные схемы ликвидации перетоков приемлемы лишь для
условий, когда величина пластового давления в продуктивном пласте
ниже, чем в изолируемом.	,
Месторождение	Flo мер сква- жины	Пласт	Интервал перфо- рации, м	Пластовая темпера- тура, С	рпл’ МПа
1		3	4	3	6
Тетерево-Мар- тымьинское	721	11	1564 - 1581	80	17,15
Трехозерное	493	II	1543,5-1558,5	80	16,78
	54 3	II	1557 - 1568	80	14,7
Западно-Сургутс- кое	1О-Н	Б1- б2	2076 - 2080 2094 - 2096		20,58
	1О-Н		2076-2080 2094-2096		20,58
	143	Б10	2322 - 2325,6 2329-2333		
	1-Н	Б1 +	3 2042,4-2048 1 2056 - 2057,6 1 2058- 2074,8		
Самотлорское	25 З;	а2+	3 1763 - 1765 1766 - 1769 1771,5 - 1776 1777 - 1779	72	17,15
Усть-Балыкское	1 707	1 Б1	| 2093,7 - 2103	|	68	| 9,8
Правд инское	|725	1 Б6	2495,6 - 2508,	4j 80	1
11 р и м еч а	н и е. Н	- нагнетательная, UP -		цементный	раствор,
128
О	Цель проводимых ра- бот	Применяемая смесь	Объ- ем СКфСИ м	Время отверж дения, час- мин	Успешность .проведен- ных РИР
	7	8	9	10	11
	IJ аимнефть Ограничение притока пластовой воды Ликвидация нарушений обсадной колонны: глу- бина 394 м, Т==18°С Ликвидация нарушений обсадной колонны: ин- тервал 868-875, Т=40°С Оургутнефть Заливка интервалов се- номанских отложений: 1234-1240 м, 1248- 1250 м, Т=30°С Отключение пласта Б2+з: интервалы 2094-2096 2098-2100 м, Т=35-60°С Ликвидация нарушений обсадной колонны: ин- тервал 1517-1589 м, Т=43°С Ликвидация нарушений обсадной колонны Нижневартовскнефть Ликвидация нарушений об- садной колонны, проры- ва газа Юганскнефть Ограничение притока пластовой воды Нефтеюганское VБР Исправление негерметич- ного цементного коль- ца ПНР - полимерцементны!	ТС-10+уротропин ТС-10+формалин ТС-10+формалин ТС-10+формалин, ЦР ЦР ЦР ПЦР ТС -10+формалин ТС-10+формалин, ЦР ПЦР, UP ТС-10+формалин, ЦР | ТС-1 О+уротропин ТС-1 О+уротропин раствор на основ	4,0 2,0 2,0 3,2 3,0 3,0 1,4 0,8 0,8 3,2 3,2 4,0 3,2 1,6 0,35 | 2,2 смол	1-2С 1-4С 0,45 0-50 3-00 я ТС-1	Безуспешны Цель дос- тигнута То же н и № № — ж (Безуспешны V 0.
17-1
129
Основные сведения об опытно-промышленных работах, проведенных
в первых скважинах, приведены в табл.18. Всего в 1973-1974 гг.
на месторождениях Главтюменнефтегааа указанные работы были прове-
дены в 12 скважинах. Полученные результаты подтверждают возмож-
ность использования смолы ТС-10 в качестве изоляционного материа-
ла в скважинах месторождений Западной Сиби^.
Разнообразие решаемых задач и геолого-физических условий, а
также ограниченность масштабов опытно-промышленных работ, естест-
венно, не позволяют оценить экономическую эффективность проведения
того или иного вида РИР с применением смолы. Тем более что неко-
торые из них носили исследовательский характер (изучение харак-
тера обводнения продуктивных пластов, например, работы в скв. 721
и 707. Именно в них проведенные работы оказались безуспешными).
В скважинах, где задачи носили более конкретный характер, про-
веденные работы обеспечили ликвидацию нарушений обсадных колонн,
исправление некачественного цементного кольца и т.д. (см.табл.18).
Перед опытно-промышленными работами стояли также задачи выбо-
ра технологии изоляционных работ и основных ее показателей. В це-
лом из 18 проведенных в первых скважинах РИР с использованием
смолы ТС-10 успешными оказались 12, или 7S%. При этом по
видам РИР успешность характеризуется сведениями, приведенными
в табл.19 (данные СибНИИНП).
В 1975-1977 гг. на месторождениях Западной Сибири РИР с
использованием смолы ТС-10 проведены в 50 скважинах. Помимо
указанных в табл.18 продуктивных горизонтов и месторождений смо-
лу ТС-10 использовали при проведении РИР в скважинах: Ватинско-
го месторождения, продуктивный горизонт Бд (НГДУ Мегионнефть),
Правдинского, Бд (НГДУ Правдинскнефть), Мамонтовского, Ej.q
(НГДУ Юганскнефть), Советского, Бд (НГДУ Томскнефть).
Ниже приведены примеры проведенных ремонтно-изоляционных
работ с применением смолы ТС-10 в скважинах месторождений За-
падной Сибири.
Скв.573 Правдинского месторождения (рис.35) эксплуатирует
продуктивный пласт БСд, характеризующийся в интервале 2566,2-
2579,2 м как нефтенасышенный, в интервале 2579,2-2580,8 м
как содержащий воду. После вскрытия пласта БСд в интервале 2566-
2574 м перфорацией при освоении скважины был получен приток плас-
товой воды (Q =10 т/сут).
Проведенными исследованиями скважины с закачкой изотопа Fe
было установлено, что причиной обводнения скважины явилось низкое
качество цементирования обсадной колонны в интервале нефтенасыщен-
ного пласта БСд и водонасыщенных вышележащих пластов БСд' и
БСд. Таким образом, возможными источниками обводнения являются
как подошвенная "часть пласта БСд так и пласты БСд* и БСд (см,
рис.35).
Для исправления некачественного цементного кольца использовали
водный раствор смолы ТС-10 в объеме 1,6 м^, со сроком отвержде-
ния 2 ч 45 мин при пластовой температуре 81 °C. В качестве отвер-
дителя использовали уротропин.
130
5055
Приготовленный раствор смолы был закачан в скважину через НКТ,
спущенные до уровня нижних отверстий перфорации. После подъема
НКТ примерно на 40 м выше расчетного уровня раствора смолы в
скважину за обсадную колонну при давлении 14,7-16,66 МПа было
закачано 0,4 м'^ раствора смолы и скважина была загерметизирована.
Таблица 19
Виды РИР	Число скважин	
	всего	в том числе успешных
Ликвидация нарушений обсадных колонн: а) в новых скважинах, до вскрытия пласта	4	4
перфорацией б) в эксплуатирующихся скважинах	3	0
Отключение водоносных горизонтов, ошибочно	4	3
вскрытых перфорацией в новых скважинах Заполнение заколонного пространства с целью	4	3
ликвидации перетоков из выше- и нижележа- щих водогазоносных горизонтов Отключение пластов с переходом на другой	1	1
объект Отключение обводненных интервалов пласта	2	1
5055
После разбуривания моста из отвержденной смолы пласт БСд в
интервале 2566-2572 м перфорировали дважды из-за отсутствия при-
тока в скважину вообще. Скважина была освоена лишь после вскры-
тия пласта в указанном интервале гидропескоструйной перфорацией с
плотностью 4 отверстия на 1 м и сдана НГДУ Правдинскнефть с ус-
тойчивым дебитом 70 т/сут нефти при содержании воды 2%.
Скв.543 Трехозерного месторождения (НГДУ Шаимнефть) эксплуа-
тировала пласт П , вскрытый перфорацией в интервале 1557,0-
1568,0 м. Начальный дебит скважины 9,4 т/сут безводной нефти. По-
явившаяся через три года в продукции скважины вода в течение
4,5 лет сохранялась на уровне 20-25%, после чего содержание воды
резко возросло до 99%, а дебит нефти снизился до 0,1 т/сут. С
февраля по октябрь 1974 г. скважина находилась в бездействии.
Для выявления путей поступления воды в скважину был проведен
17-2
131
Рис.35. Диаграммы ПС и ГК скв. 573
НГДУ Правдинекнефть: 1 - ПС; 2 - фо-
новый замер ГК; 3 — ГК после закачки
изотопов
Рис. 36. Диаграммы термометрии скв. 543 НГДУ Шаимнефть:
а - в остановленной скважине t = 43,2°С; б - после закачки
холодной воды < “ 37,3°С
комплекс промыслово -геофизических исследований, включающий: тер-
мометрию, РГД, СТД, ГК. С помощью термометрии была установле-
на негерметичность обсадной колонны в интервале 868-875 м
(рис.36) с температурой 40°С и приемистостью 220 м^/сут при
давлении закачки 7,84 МПа.
к
ir
Для ликвидации нарушения колонны использовали водный раствор С
смолы ТС-10 со сроком отверждения 1 ч при температуре 40°С.
132
В качестве отвердителя применяли формалин. На время проведения
работ по ликвидации нарушения обсадной колонны над продуктивным
пластом [[ был установлен цементный мост высотой 50 м. В скважи-
ну на глубину 875 м были спущены 6 3-мм НКТ с воронкой, скважи-
ну тщательно промыли пресной водой до выравнивания плотности жид-
кости в НКТ и в затрубном пространстве.
Готовый раствор смолы ТС-10 в объеме 2,0 м^ при открытом
затрубном пространстве закачали в НКТ и довели до башмака НКТ.
Затем при закрытом затрубном пространстве 1,6 м^ раствора смолы
закачали за обсадную колонну при давлении 5,88-7,84 МПа, после
чего НКТ были подняты до глубины 858 м, проведена контрольная
срезка и при давлении на устье 5,88 МПа скважина загерметизиро-
вана.
Мост из отвержденной смолы был обнаружен на глубине 860 м
и разбурен в интервале 860-875 м. Опрессовка скважины до и после
разбуривания моста из смолы показала полную герметичность 146-мм
обсадной колонны при давлении 11,76 МПа.
После разбуривания цементного моста скважина введена в эксплу-
атацию с дебитом 10 т/сут безводной нефти.
Объединение Укюнефть
Исследования и опытно-промышленные работы по использованию
синтетических смол ТСД-9 и ТС-10 в скважинах месторождений
объединения Укрнефть были поставлены и проводились под руковод-
ством сотрудников ЦНИИ объединения СДО}.
М ес тор ожд ен и я П р едк арп а т ья (НГДУ Д о л и н а неф тегаэ).
Залежи нефти месторождений Долина и Северная Долина представ-
лены песчано-глинистыми отложениями манявской, выгодской и
быстрицкой свит эоцена и менелитовой свиты олигоценового возраста.
Для залежей обоих месторождений характерны:
большой этаж нефтеносности (800-1400 м); толщина манявской
свиты колеблется от 180 до 350 м, выгодской от 50 до 200 м, ме-
нелитовая свита представлена 625-м толщиной;
многопластовосты в разрезе свит выделяется от 10 до 39 нефте-
насыщенных пластов толщиной от 0,5 до 6 м и более;
неоднородность коллекторов по проницаемости (от нуля 0,1 мкм^);
невыдержанность пластов по толщине и площади;
высокая пластовая температура (50-85°С).
Оба месторождения вначале разрабатывали на режиме растворен-
ного газа, потом - с поддержанием пластового давления заводнением.
Проведенными исследованиями установлено неравномерное поглощение
закачиваемой воды по толщине и продвижение ее по простиранию. Во-
да прорывается к нефтяным скважинам по наиболее проницаемым про-
пласткам. По результатам геофизических исследований и промысловым
данным нижняя часть разреза подвержена опережающим выработке
и обводнению. Ко времени проведения описываемых РИР весь дейст-
вующий фонд уже был обводнен.
133
Скважины глубиной до 2944 м обсажены 146-мм обсадными ко-
лоннами, в некоторые из них спущен готовый фильтр длиной до 264 м
без цементирования. В подавляющем большинстве скважин перед опи-
сываемыми РИР были проведены многочисленные мероприятия по ин-
тенсификации притока: ГРП, ГКО и т.д. На участках расположения
опытных скважин величина пластового давления колебалась в широких
пределах: от 20,09-22,54 до 24,5-27,44 МПа.
В 11 скважинах месторождений Долина и в восьми скважинах мес-
торождения Северная Долина проведены РИР с использованием ТС-10.
Все работы проводили для отключения обводненных интервалов плас-
та по схеме селективной изоляции с перекрытием интервала перфорации
мостом из отвержденного полимера, разбуриванием его и вскрытием
перфорацией в соответствии с данными геофизических исследований.
В ряде же случаев после проведенных РИР скважины были введены
в эксплуатацию без дополнительной перфорации пласта, сразу же пос-
ле разбуривания моста.
Отличительными особенностями применявшейся технологии РИР яв-
ляются:
глушение скважин глинистым раствором (для проведения геофизи-
ческих исследований) или минерализованной водой;
установка 73 мм НКТ на 50-100 м выше верхнего интервала
перфорации;
удельный расход раствора смолы, закачиваемой в пласт, 0,025-
0,030 м3 на 1 м толщины изолируемого пласта;
для предупреждения разбавления раствора смолы закачка перед и
после него "буфера" из нефти;
увеличение объема продавочной жидкости на 0,25-0,030 м^ по-
сравнению с расчетным для учета деформации обсадной колонны;
установка цементного моста в случае обнаружения моста из от-
вержденной смолы ниже планировавшегося уровня.
Для приготовления растворов смолу ТС-10 использовали как в
чистом виде, так и с добавкой 7-10% мочевино-формальдегидной
смолы (МФС)1' для снижения фильтруемости растворов. Для этой же
цепи в некоторых скважинах в последнюю порцию раствора смолы
вместо воды добавляли глинистый раствор.
В качестве отвердителя использовали аммиачно-формальдегидную
смесь (а.ф.с.)2), приготавливаемую предварительным смешением раст-
воров формалина и аммиачной воды. Для увеличения срока отверждения
указанных растворов рекомендовано добавлять едкий натр ^20}. В
описываемых работах применяли растворы смолы ТС-10 со сроком
отверждения от 40 мин до 3 ч и более.
Из 17 освоенных после проведенных РИР скважин в 13 отмечено
ограничение притока воды (более 80%). Соответственно эти скважи-
ны могут быть разделены на две группы.
1^В данном случае использовали МФС марок УКС "А" или УКС "Б"
) Использование а.ф.с. обусловлено отсутствием уротропина. Кро-
ме того, применение а.ф.с. расширяет температурные пределы исполь-
зования смолы ТС-10 в сторону их высоких значений.
134
1. Скважины, в которых в результате проведенных работ одновре-
менно со снижением притока веды отмечено сохранение или увеличение
притока нефти. Таких шесть скважин и почти все они ко времени
проведения РИР были обводнены на 98-99%. Это позволяет предпо-
ложить, что в этих скважинах наиболее проницаемые и обводненные
интервалы пласта были полностью промыты. Их закупоривание привело
к снижению притока воды и обеспечило вовлечение в разработку ме-
нее проницаемых, но еще нефтенасыщенных интервалов.
2. Скважины, в которых в результате проведенных работ наряду
со снижением притока воды отмечено и снижение притока нефти. Та-
ких скважин семь; большинство из них ко времени проведения РИР
были обводнены в меньшей степени, нежели скважины первой группы.
Основная причина снижения притока нефти в этих скважинах, «не-
видно, та же, что и в скважинах Туймазинского месторождения: за-
купоривание наиболее проницаемых интервалов, по которым происходи-
ло движение нефти. Кроме того, в некоторых скважинах этой группы
для глушения применяли глинистый раствор. Избирательное проник-
новение раствора в наиболее проницаемые обводненные интервалы
привело к их предварительному закупориванию еще до начала закач-
ки смолы. В процессе же закачки смолы часть ее могла проникнуть и
в нефтенасыщенные интервалы, что, возможно, привело к снижению
притока нефти в скважину.
Из оставшихся четырех скважин в трех после проведенных РИР
отмечено увеличение притока воды при сохранении и даже существен-
ном увеличении притока нефти. Причем во всех этих скважинах РИР
проведены одновременным сокращением интервала перфорации со 122
до 12 м, с 272 до 204 м и со 150 до 82 м. Одной из причин
такого явления может быть интерференция скважин, их реакция на
проведение РИР в ближайших нефтяных скважинах, изменение закач-
ки воды в нагнетательных скважинах.
В одной скважине отмечено снижение притока нефти и увеличение
притока воды.
Скв. 215 месторождения Долина эксплуатирует продуктивные
горизонты выгодской и быстринкой свит эоценовой залежи, представ-
ленные плотными песчаниками, в значительной степени неоднородны-
ми, проницаемость - от единиц до 0,02-0,03 мкм^ (рис.37). Сква-
жина до глубины 2729 м обсажена 146-мм обсадной колонной,
интервал продуктивных горизонтов 2537-2675 м перекрыт готовым
незацементированным фильтром. Ко времени проведения РИР вели-
чина среднесуточного дебита нефти составляла 0,85 т, воды -
103 м^. Величина пластового давления 25,97 МПа, температура
на глубине 2600 м - 74°C.
Для проведения геофизических исследований скважина была запол-
нена глинистым раствором. По данным НГК и ИННК обводнена ниж-
няя часть разреза находится ниже глубины 2608 м.
Через спущенные на глубину 2440 м 73-мм НКТ глинистый ра-
створ в скважине был заменен на нефть и было закачано в скважи-
ну при открытом затрубном пространстве 4 м® водного раствора смо-
лы ТС—10 со сроком отверждения 1 ч 10 мин. Закачивали раствор
13S
О 10 20 ЗООм-м
Рис.37. Каротажная
диаграмма скв. 215
НГДУ Долинанефте-
газ
смолы за обсадную колонну вначале по НКТ,
а затем - через затрубное пространство
без срезки. Мост из отвержденной смолы
был встречен на глубине 2490 м, опрес-
совкой скважины давлением 14,7 МПа под-
тверждена его герметичность.
Скважина введена в эксплуатацию после
разбуривания моста до глубины 2558 м
(по техническим причинам разбурить до
глубины 2600 м не удалось) без дополни-
тельной перфорации. После проведенных РИР
среднесуточный дебит нефти увеличился
до 11,2 т, а воды снизился до 13 м^. За
первые 800 сут работы после РИР из сква-
жины дополнительно добыто 5400 т нефти
и изолирован приток более 75 тыс.м^ во-
ды. Эффект продолжается.
Месторождения Д н е п р о вс к о-До-
нецкой впадины (НГДУ Полтаванеф-
тегаэ). В НГДУ Полтаванефтегаз к 1. VI.
1975 г. проведены РИР с использованием
смол ТСД-9 и ТС-10 в семи скважинах,
эксплуатирующих продуктивные пласты в
триасовых, пермских и каменноугольных
отложениях, представленных песчаниками.
Основные сведения о скважинах и видах
РИР даны в табл.20.
Работы проводили по известной техноло-
гии: закачка раствора смолы за обсадную
колонну без пакера с планированием пере-
крытия интервалов перфорации мостом из
отвержденной смолы. При проведении работ
в верхних пластах нижние временно перекры-
вали цементным мостом. В скважинах Ка-
чановского месторождения применяли смолу
ТСД-9 с отвердителем формалином, в сква-
жинах остальных месторождений - смолу
ТС-10 с отвердителем аммиачно-формаль-
дегидной смесью. Срок отверждения используемых растворов колебал-
ся от 35 мин до 2,5 ч.
К указанному сроку после РИР было освоено шесть скважин (за
исключением скв. 3 Рыбальского месторождения, см.табл.26), из ко-
торых в четырех поставленная цель достигнута полностью (скв. 187,
58, 50, 24), а в двух - частично.
Так, в скв.187 проведенные РИР с задавкой в интервал перфора-
ции 0,25 смолы ТС-10 обеспечили исправление негерметичного
цементного кольца и полностью изолировали приток жидкости из плас-
та К-1, неса отря на его дополнительное вскрытие перфорацией в ин-
тервале 1870-1875 м.
136
Т аблица 20
5055
Номер сква- жины	Пласт	Интервал перфорации, м	Т °C	МПа	Виды РИР
187	К-1	Глине 1870-1881	КО-Р 03 б 53	ы ш е в с к о 16,37	е Отключение обвод- ненного интервала, исправление негер- метичного цементно- го кольца
58	М-7 М-8	Нов 1345-1 35 3 1407-1417	о-Григо 48	рьевск ое 13,43	Отключение газо- носного пласта М-7
50	В-2	1926-1932	67	8,47	Ликвидация нару- шений обсадной ко- лонны в интервале 1885-1886 м, ис- правление негерметич- ного цементного кольца
52	В-6	2018-2030 2085-2110	72	19,89 11,31	Отключение газоносно- го пласта В—4
24	Тпк П-3	1435-1487 1819-1910	Качане 45	>вское 16,18	Отключение плас- та Тпк, изучение нефтегазоносности пласта П-1. Ликви- дация нарушений об- садной колонны на глубине 360 и
89	Тпк П-3	11428-1452 [1460-1490 1787-1795	43 62	12,74 16,17	Отключение пласта Тпк, изучение неф- тегазоносности плас- та П-1
3	К-5	2227-2229 2234-2241 2254-2257	Рыба	льское 20,68	Отключение плас- та К-5, переход на нижележащие пласты К-8 и К-9
18-1
137
В скв.58 закачка в интервал пласта М-7 0,4 м® раствора смолы
ТС-10 обеспечила его надежную изоляцию. До РИР скважина нахо-
дилась в бездействии, после - введена в эксплуатацию с дебитом
12,3 т/сут нефти и 35,7 т/сут водь,.
Ликвидация нарушения обсадной колонны в результате проведенных
РИР в скв. 50 подтверждена понижением уровня в ней. Перед РИР
скважина простаивала около года, после - введена в эксплуатацию с
дебитом 0,8 т/сут нефти и 22-26 т/сут воды.
В результате проведения в скв.52 двух операций РИР с использо-
ванием раствора смолы ТС-10 приток газа из пласта В-4 полностью
не был изолирован и для его ликвидации между пластами В-4 и
В-6 был установлен пакер.
В скв.24 с использованием смолы ТСД-9 было проведено две
операции РИР. Первую операцию проводили для отключения пласта
Тпк и изучения нефтегазоносности пласта И—I (пермские отложения)
в интервалах 1703-1708 и 1720-1725 м. В результате ее выпол-
нения изолировать пласт Тпк полностью не удалось, хотя его прие-
мистость была значительно снижена. При этом было обнаружено нару-
шение обсадной колонны на глубине 360 м, которое ликвидировали в
процессе проведения второй операции РИР. В результате же испыта-
ния пласта II—I	последний оценен как непродуктивный, а в процессе
его испытания вновь была нарушена герметичность обсадной колонны
на глубине 360 м.
В скв.89 цель проводимых РИР аналогична работам по скв.24.
Для отключения пласта Тпк в оба его пропластка с общей толщиной
интервала перфорации 54 м было задавлено всего 0,65 м^ раствора
смолы ТСД-9. В результате пласт Тпк был изолирован частично:
за 14 ч уровень поднялся с 900 до 2 70 м. Пласт П-I, перфориро-
ванный в интервале 1750-1770 м, оценен как непродуктивный. В
итоге же проведенных работ дебит нефти увеличился с 10 до 15 т/
сут, а воды снизился с 210 до 138,7 т/сут.
В течение 1975-1976 гг. РИР с использованием смол ТСД—9 и
ТС—10 были проведены в 15 скважинах разных месторождений объе-
динения Укрнефть.
Цель проведенных РИР: отключение обводненных пластов и отдель-
ных их интервалов, исправление негерметичности цементного кольца
и ликвидация заколонных перетоков, испытание пластов на нефтегазо-
носность и т.д. Успешность выполненных РИР аналогична описанным
выше.
Объединение Краснодарнефтегаз
Впервые в скважинах Краснодарского края РИР с использованием
смолы ТСД-9 были проведены с участием БашНИПИнефти в июне
1969 г. в скв. 137 месторождения Зыбза [3]. К середине 1975г.
смолы ТСД-9 и ТС-10 использовали для указанных целей более чем
в 70 скважинах всех крупных месторождений края.
Основные геолого-физические показатели продуктивных пластов-
объектов проведения РИР с использованием смол Т.СД-9 и ТС-10
приведены в табл.21.
Как видно из таблицы, нефтяные месторождения Краснодарского
138
5055
Таблица 21
Месторожде- ние	Продуктивный г оризонт ;пласт	Глубина залегания, м	Проницаемость, мкм^	Т емпера- тура, °C
	Аби н	нефть		
Ахтырско-	Майкопский	1400		
Бугундырс-	Свита Горячего			
кое	Ключа, I	1100	0,061-0,083	
	II	1150	0,006-0,404	
	III	1300	0,009-0,850	
	IV	1520	0,001-0,515	
	V	1725	0,001-0,446	
	Ильский, VI	1925	0,021-0,103	
	VII	2050	До 0,154	
	Кумский	2300		
	Понтический			
	Мэотический	450-850	0,013-0,350	
	Свита Цеце			
Абино-Ук-	Миоценовый --	700-		46-5 9
раинское	Майкопский	1800		
	Кумский	2400		
	Ч ер	чоморнефт	ь	
Зыбзинское	Сарматский, IV	800		
	VI	850		
	VII+VIII+IX	890		
	Караганский, X	900		
	XI	920		
	Чокракский, XII	950		
Участок Гор-	Сарматский	510		
ка Новодмит-	/Майкопский, I	2050		72
риевское	II	2300-2600	0,005-0,182	86-89
	III	2900	0,001-0,5 95	112
	Кумский	2300-2800	0,0002-0,350	96-108
Южно-Каре-	Миоценовый	300	До 143	20
кое				
П р и а з о в н еф т ь
Анастасиев-	Мэотический, IV	1350-154С	До 4	
ско-Троицкое	V	1610	До 0,250-0,90(	Э 61
	VI	1640	1,250-0,900	65
	Via	1700		61-69 66
5055
края являются многопластовыми. Залежи нефти этих месторождений
существенно различаются между собой по геологическому строению,
типу, режиму, условиям разработки, характеру обводнения и т.д.
139
18-2
Пласт IV Ахтырско-Бугундырского месторождения характеризуется
частым чередованием песчаных и глинистых прослоев и месторождение
разрабатывается при смешанном режиме (вытеснение газированной
нефти водой).
Продуктивный пласт нефтегазовой залежи IV горизонта Анаста-
сиевско-Троинкого месторождения характеризуется хорошо отсортиро-
ванными алевролитами с высокой проницаемостью. Однако результата-
ми детальных исследований установлено наличие в них совершенно
непроницаемых тонких прослоев.
IV мэотический горизонт Анастасиевско-Троицкого месторожде-
ния характеризуется активной водонапорной системой. Обводнение
скважин происходит главным образом подошвенными водами. Сред-
няя скорость подъема ВПК составляет примерно 0,6-0,7 м в год.
Продуктивные пласты Кумской напорной системы ( Новодмитриево-
кое нефтяное месторождение) отличаются повышенной неоднороднос-
тью и сложены из большого числа прослоев, представленных алевроли-
тами, алевропилитами и глинами.
Скважины почти всех остальных нефтегазовых залежей, в том чис-
ле кумского горизонта Новодмитриевского месторождения, обводняют-
ся контурными и пропластковыми водами [42].
Общим для большинства нефтяных залежей являются:
продуктивные горизонты (пласты) характеризуются резкой лито-
логической неоднородностью и представлены частым чередованием
алевролитов, песчаников, глин;
коллектора характеризуются слабой сцементированностью;
разработка залежей вступила в среднюю и позднюю стадии, харак-
теризующиеся обводнением скважин.
С самого начала применения в скважинах Краснодарского края
смолы ТСД-9 и ТС-10 используют прежде всего для отключения об-
водненных интервалов пласта по схеме селективной изоляции [3]. В
своем большинстве указанные РИР проведены в малодебитных и
высокообводненных скважинах - дебит нефти 0,1-4,5 т/сут, содер-
жание воды 85-99%.
В ряде скважин проведенные РИР обеспечили снижение притока
воды при одновременном увеличении притока нефти. В ряде же слу-
чаев они привели к снижению притока и воды, и нефти. Для вызова при-
тока в некоторых из таких скважин требуется дополнительная пер-
форация пласта^-). В скважинах с более высоким дебитом (до 10т/
сут) при небольшом содержании воды проведенные работы оказыва-
ются менее эффективными.
В последние годы для снижения притока воды в скважинах IV
горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения получили широкое
распространение работы по переносу фильтра - отключение подошвен-
ной части пласта стаканом из цемента. При этом одновременно при-
общаются вышележащие нефтенасыщенные интервалы и пласты.
•^Указанное явление наблюдалось и при проведении РИР с исполь- и
зованием цементных растворов на углеводородной основе [42]	с
140
используются для установки водоиэолирующих экранов на границе ВНЕ.
Цементный мост устанавливают после отверждения созданного экрана
из смолы. Расход раствора смолы - 1-1,5 м® на 1 м фильтра.
Результаты опытно-промышленных работ показали, что установка
экрана из смолы более эффективна, чем перенос фильтра без установ-
ки экрана [42].
Закачка смолы в пласт перед установкой цементного моста обеспе-
чивает более надежное перекрытие и отключение наиболее раздрениро-
ванных и обводненных интервалов пласта.
В качестве примера ниже приведено описание проведенных РИР в
скв. 137 месторождения Зыбза.
Скв.137 месторождения Зыбза (НГДУ Черноморнефть) эксплуати-
рует VII сарматский горизонт, представленный чередованием трещи-
новатых песчаников и глин и вскрытий перфорацией в интервале
642-656м (рис.38). Пластовая температура - около 40°С, плас-
товое давление ко времени проведения ремонта - 1,47 МПа, дебит
нефти - 0,9 т/сут, содержание воды - 99%.
Отсутствие сведений о характере обводнения VII горизонта и пу-
тях проникновения воды в скважину обусловило проведение работ по
отключению обводненного интервала по схеме селективной изоляции,
а низкое пластовое давление и высокая поглотительная способность
VII горизонта - использование для этих целей раствора смолы
ТСД-9 с малым сроком отверждения, что обусловило и целесообраз-
ность забойного смешения смолы ТСД-9 и формалина.
Для проведения работ была подобрана рецептура раствора смолы
ТСД-9 со сроком отверждения 12-15 мин при температуре 40°С,
состоящего из смолы - 1 часть, формалин - 0,5 частей и добавки в ка-
честве катализатора NaOH в количестве 8 кг на 1 т исходной смолы.
Статический уровень отбит на глубине 606 м, 63-мм НКТ спу-
щены на глубину 592 м со смесителем длиной 1м- сетка из 63-мм
НКТ с заглушенным концом.
Попытка заполнить скважину водой до устья оказалась безуспеш-
ной, вследствие чего исходные компоненты закачали лишь при частич-
но заполненной скважине и сильном поглощении жидкости пластом.
Смола ТСД-9 в объеме 2,4 м^ с добавкой 18,9 кг NaOH была за-
качана в НКТ, а формалин в объеме 2,0 м^ - в затрубное простран-
ство. Из указанного количества формалина 0,8 м^ было израсходова-
но на создание оторочек по 0,4 м^ перед рабочим раствором смолы
141
и после него для предупреждения разбавления раствора. Смолу и
формалин закачивали одновременно двумя агрегатами 2АН-500. Не-
обходимое соотношение смолы и формалина (1:0,5) при этом поддер-
живали с помощью кранов насосных агрегатов.
Мост из отвержденной смолы был обнаружен на глубине 654 м,
статический уровень отбит на глубине 622 м. Скважина была введена
в эксплуатацию без разбуривания моста и дополнительной перфорации
пласта. Начальный дебит скважины после проведенных работ (первые
6 сут) составлял 4,4 т/сут нефти при содержании воды 60%, В те-
чение последующих двух месяцев дебит нефти был равен 3,8 и
3,4 т/сут при содержании воды 58 и 64% соответственно. За первые
68 сут работы после проведенных работ из скважины дополнительно
добыто 230 т нефти и изолирован приток 1360 м^ воды.
Объединение Сахалиннефть
Ремонтно-изоляционные работы с использованием смолы ТСД-9
в качестве изоляционного материала проведены в 17 скважинах шести
наиболее крупных нефтяных месторождений Сахалина. Сведения об
основных геолого-физических характеристиках объектов проведения
РИР и их целевом назначении даны в табл.22.
Указанные нефтяные и газонефтяные месторождения отличаются ис-
ключительно сложным геологическим строением: резкая литолого-фа-
циальная изменчивость коллекторов, значительная геологическая не-
однородность по площади и разрезу, значительное количество текто-
нических разрывных нарушений. Проницаемость продуктивных плас-
тов, в которых проводили РИР с применением смолы ТСД-9, колеб-
лется в широких пределах: от тысячных долей до 2,5 мкм^. Отли-
чаются они и по состоянию разработки.
Как видно из табл.2 2, смолу ТСД-9 испытывали при выполнении
большого перечня геолого-промысловых работ. При этом все работы
проводили с водными растворами смолы ТСД-9 и лишь в одном слу-
чае - с суспензией глины на основе смолы ТСД-9. В качестве, отвер-
дителя во всех случаях использовали формалин. Время отверждения
применяемых растворов колебалось от 45 мин до 4 ч. Растворы
готовили по различным схемам: предварительное приготовление раст-
вора во всем объеме на поверхности, приготовление раствора в про-
цессе его закачки в скважину при раздельной и одновременной закач-
ке смолы и формалина через тройник.
РИР по креплению призабойной зоны пласта сводились к закачке
приготовленного раствора смолы ТСД-9 за обсадную колонну во
всем объеме. Лишь в стволе одной скважины был оставлен мост из
цемента. При этом закачиваемые растворы смопы и цемента разде-
ляли 'буфером' из пресной воды в объеме 0,2 м^. В последующем
продуктивный пласт вскрывали ГПП или ПК-103.
Оценивая выполненные работы, к успешным могут быть отнесе-
ны около 50% обработок, в результате проведения которых постав-
ленная цель достигнута полностью или частично. Так, в нагнетатель-
ной скв.138 месторождения Колендо закачка раствора смолы по схе-
142
Т аблица 22
Мес торождение	Продуктивная свита, пласт	Глубина зале- гания, м	Т °C Ann’	Рпл. МПа	Вид проведенных РИР
Коленао н еф т ь
Колендинское	Окобыкайская, XVII	1407-1432	40	-	Регулирование закачки воды
В ос т оч но—Э ха-	Окобыкайская, XXI	Эх; 1076-1141	б и н еф т ь 40		Ограничение притока воды
бинское Одептинское	Окобыкайская, XXI	2091-2103	60	15,48	Исправление негерметичного
Катангпинское	Ларинская, 1,11,III	Ката 120-160	1Гпинефт 0-10	ь 0,25-0,29	цементного кольца Крепление призабойной зоны
Западно-Са-	Окобыкайская III	Вост 989-1093	о к н еф т ь 33-36	9,60-10,ЗС	пласта Крепление призабойной эоны
бинское	VIII	1307-1348	44	8,75-9,78	пласта Ограничение притока воды
	X	1369-1 37 3	45	8,77	Крепление призабойной эоны
Мухто	Окобыкайская, Г	669-775	24-26	3,23	пласта То же
	Г-Д	512-838	19,5 -28	4,84-5,96	*
	Ж-3	713-775	26	5,49	4»
143
ме селективной изоляции с перекрытием подошвы пласта привела к
более равномерному охвату закачкой воды по толшине первого плас-
та XVII горизонта. В простаивавшей до проведения РИР скв.552
Восточно-Эхабинского месторождения закачка раствора смолы также
по схеме селективной изоляции обеспечила приток нефти с дебитом
3,0 т/сут при содержании воды 50%. В скв. 68 и 127 Западно-Са-
бинского месторождения проведенные работы по креплению призабой-
ной зоны пласта обеспечили увеличение дебита нефти с 4,3 до 7,5 и
с 3,8 до 6,5 т/сут соответственно. Проведение подобных работ в
скв. 169 и 120 месторождения Мухто также обеспечило увеличение
дебита с 1,7 до 2,1 и с 1,7 до 4,4 т/сут соответственно. В нескольких
скважинах проведенные РИР привели к увеличению межремонтного пе-
риода.
В то же время в некоторых скважинах проведенные РИР оказа-
лись безуспешными, а в отдельных - обеспечили ликвидацию притока
воды и нефти полностью. Например, безуспешными оказались РИР по
креплению призабойной зоны в скв.205, 362 и 315 месторождения
Катангли, что может быть объяснено большой раздренированностью
призабойной зоны. В скв. же 132 Западно-Сабинского месторождения
работы по ограничению притока воды привели к снижению притока и
воды, и нефти. В скв. 84 Западно-Сабинского и скв. 29 Мухтинско-
го месторождений работы по креплению призабойной зоны пласта при-
вели к полной его закупорке - приток и воды, и нефти снижен практи-
чески до нуля.
Объединение Куйбышевнефть
Описываемые опытно-промышленные работы с использованием
смол ТСД-9 и ТС-10 при РИР в скважинах объединения Куйбы-
шевнефть проведены в 1972-1973 гг. под руководством и при учас-
тии института Гипровостокнефть, За этот период РИР проведены в
11 скважинах пяти месторождений Куйбышевской области. Основные
геолого-физические характеристики этих скважин и назначения прове-
денных РИР приведены в табл.23. Коллекторами нефти служат разно-
зернистые песчаники различной проницаемости.
Наибольший объем РИР с использованием смол ТСД-9 и ТС-10
проведен с целью ликвидации нарушений обсадных колонн - в семи сква-
жинах, отключения верхних обводненных пластов - в трех, отключения об-
водненного интервала пласта по схеме селективной изоляции - в одной.
При проведении РИР использовали водные растворы смол ТСД-9
и ТС-10, а в двух случаях - суспензии глины на основе растворов
смол. Время отверждения применяемых растворов и суспензий в
большинстве случаев было равным 4-6 ч. В качестве отвердителя при
приготовлении растворов и суспензий использовали формалин или ФОГ-111
Описываемые РИР проводили по известной технологии - закачка
раствора смолы или суспензии по 73-мм НКТ с пакером или без него.
В двух скважинах при ликвидации нарушения 168-мм обсадной ко-
лонны суспензию закачивали через колонну. При проведении РИР с
1)ФОГ-1 - раствор водорастворимых гликолей в техническом
формалине, выпускаемый в соответствии с ТУ 38=4095-71.
144
5055
Таблица 23
Месторождение	Продуктивный гори- зонт, пласт	Глубина зале- г ания, м	Тпл>	Рпл*	Виды РИР
Муха нов с кое Дмитриевское	Малиновский, Сц-Сщ Пашийский, D[[— Малиновский, Cjy	Пер 2135-2180 2735-2805 2316-2371	зо майне* 50 73 51	>ть 14,7-22,54 28,42 23,03-24,50	Ограничение притока воды. Ликвидация нарушения обсадной колонны Ликвидация нарушения обсад- ной колонны Отключение пласта. Ликвида- ция нарушений обсадной ко- лонны
Покровское	Тульский, бобриков- ский, Б0-Б2	Чаг 1573-1670	аевскне 45	>ть 17,15	Отключение пласта
Дерюжевское Л1очалеевское	Верейский, А2-А3 Верейский, A3	Ки 1010-1074 1262-1268	нельнефт	ь 5,88	Ликвидация нарушений обсад- ной колонны То же
145
профиль приемистости скв. 67 объе-
динения Куйбышевнефть
пакером раствор смолы за-
качивали в НКТ при непо-
саженном пакере и откры-
том затрубном пространст-
ве. После продавки раство-
ра за обсадную колонну па-
кер срывали, НКТ припод-
нимали и проводили конт-
рольную срезку.
Перед и после раствора
смолы или суспензии зака-
чивали 'буфер" из пресной
воды в объеме до 1,0 м^.
При ликвидации наруше-
ний обсадных колонн или
отключении верхних пластов
нижние пласты перекрывали
песчаной пробкой и цемент-
ным мостом.
В некоторых скважинах запланированные работы с использованием
смол повторяли дважды, а в двух - четыре раза. В одних скважинах
это было обусловлено необходимостью уточнения технологии и ее
основных показателей, а в других - неправильным выбором и нару-
шением рецептуры растворов смолы, а также техническими неполад-
ками - неисправностями пакера, НКТ.
Оценивая проведенные РИР, следует отметить, что ставившаяся
перед ними цель в различной степени достигнута во всех скважинах.
К успешным же могут быть отнесены РИР лишь в четырех' в скв. 67
и 71 Дмитриевского месторождения, проведенные с целью отключения
обводненного пласта (скв.71) и отдельных его интервалов (скв.67)',
в скв. 500 Дерюжевского и в скв. 81 Мочалревского месторожде-
ний - ликвидация нарушений обсадных колонн. В остальных же сква-
жинах после выполненных РИР с использованием смол были прове-
дены дополнительные работы с применением в качестве изоляционно-
го материала гипана, цемента, а также с установкой "летучки".
Примером может служить описание выполненных работ по одной
из скважин.
Скв. 67 (рис.39) эксплуатировавшая пласт С[у (интервал пер-
форации 2 327-2340 м), полностью обводнилась и с Х..1971 г.
простаивала. Цель запланированных РИР - отключение пласта Cjy и
переход на нижележащий пласт Су .
Проведенными исследованиями было установлено, что и притоком,
и поглощением охвачено два узких интервала пласта Cjy - 2329-
2330 и 2338-2340 м.
При проведении РИР в интервал перфорации пласта Cjy при по-
саженном пакере и давлении 12,74-14,70 МПа было продавлено
1,8 м^ суспензии глины на основе смолы ТСД-9 со временем от-
верждения 6 ч. 'Мост' из отвержденной смолы был обнаружен на
глубине 2290 м. После разбуривания "моста* скважина была иссле-
и
и
С
и
146
дована на приемистость: в результате проведенных работ ее величина
снизилась с 200 до 50 м^/сут.
Затем в скважине были проведены еще три аналогичные операции
РИР с закачкой за обсадную колонну соответственно 2,0 м^ суспен-
зии глины на основе смолы ТСД-9; 0,6 м^ суспензии цемента на
основе смолы ТСД-9 и 0,6 водного раствора смолы ТСД-9.
Проведенными работами пласт Cjy полностью изолировать не уда-
лось. После трех первых операций приемистость пласта была снижена
в 14,3 раза (до 14 м*3/сут).
После проведенных работ по дренированию пласта Cjy из сква-
жины была получена водонефтяная эмульсия, после чего скважину
опробовали на приток из пласта Cjy . Последующие РИР свелись к
отключению обводненных интервалов этого пласта с использованием
селективной изоляции.
В скважину был спущен насос ЭЦН-80, и она введена в эксплуа-
тацию со средним дебитом 4,1 т/сут нефти при содержании воды
89%. За первые 13,5 месяца эксплуатации после РИР из скважины
дополнительно добыто 187.5 т нефти.
ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ УСПЕШНОСТИ РИР
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ ТСД-9
И ТС-10
Синтетические смолы ТСД-9 и ТС-10 уже использовали при про-
ведении РИР более чем в 1000 скважинах свыше 50 месторождений
Советского Союза (табл.24). При этом в различных районах посте-
пенно уточняются области наиболее рационального использования смол,
повышается успешность применения РИР.
Низкая успешность РИР с использованием смол ТСД-9 и ТС—10
не характеризует изоляционных возможностей смол, а отражает не-
благоприятные условия проведения работ:
сложность гидродинамической обстановки в скважинах (совмест-
ная эксплуатация нескольких пластов с различными коллекторскими
свойствами, высокие пластовые давления, межпластовые перетоки и т.д.).
Многие работы с применением смол проводили после безуспешных работ
с применением цемента и других изоляционных материалов;
несоответствие поставленной задачи действительным характеру
обводнения скважины и гидродинамическим условиям в них;
несоответствие рецептуры рабочих смесей смол действительным
гидродинамическим параметрам и температуре в скважинах и ее на-
рушением;
несовершенство технологии проводимых работ и т.д.
Значительным резервом в повышении успешности РИР с применением
смол ТСД-9 и ТС-10 является совершенствование технологии работ:
О применение растворов смол с коротким временем отверждения;
3 ступенчатая закачка изоляционного материала с различным време-
4 нем превращения его в нетекучее состояние;
19-2
147
Таблица 24
Объединения	— Начало опытно- промышленных работ, год	Число сква- жин	Успешность, %
Башнефть	1964	209	52,6
Татнефть	1966	654	6 9,5
У крнефть	1973	26*	50
Краснодарнефтегаз	1969	45*	51
Сахалиннефть	1972	17*	41
Куйбышевнефть	1972	10*	30
Глав Тюменнефтегаз	1973	50	45
Всего по МНП	1011		
* Сведения на 1.1.1976 г.
продавка растворов смол цементными растворами (применение комп-
лекса 'смола-цемент');
применение технологических схем РИР, исключающих использова-
ние пакера, подъем НКТ и проведение контрольных срезок после за-
качки растворов смол в изолируемый интервал пласта или нарушения
колонны, цементного кольца и т.д.;
ликвидация нарушений обсадных колонн, расположенных в интерва-
лах с высокой приемистостью, - использование'буфера' (пробок),
закачиваемого перед раствором смолы. В качестве 'буфера' могут
применяться жидкости, эмульсии, суспензии и т.д., отличающиеся низ-
кой плотностью, высокой вязкостью и стабильностью;
строгое соблюдение технологии: выбор рецептур растворов смол в
соответствии с температурой изолируемых пластов, установление ин-
тервалов нарушения колонны, цементного кольца и т.д.
РИР с применением смол ТСД-9 и ТС-10 выполняют цехи капи-
тального и текущего ремонта скважин, Стоимость РИР при этом оп-
ределяется по фактической продолжительности работы бригады на
скважине и изменяется в широких пределах как в различных НГДУ,
так и в пределах одного НГДУ. Данные о стоимости РИР с исполь-
зованием смол, проведенных в начале опытно-промышленных работ,
приведены в табл.25.
Как показывает опыт проведения, технологические схемы почти
всех видов РИР в различных районах мало чем отличаются. Незначи-
тельно различаются и объемы, и продолжительность основных работ
в различных скважинах. В то же время объемы и продолжительность
подготовительных и заключительных работ значительно отличаются даже
в пределах одного месторождения при проведении одного вида РИР.
Приведенные в табл.25 данные о стоимости РИР с использованием
смол прежде всего отражают условия проведения этих работ, характе-
ризующиеся следующим.
148
Таблица 25
НГДУ, место- рождение	Число сква- жин	Глубина скважина м	Объем ис- пользо- ванного раствора.	Продолжи- тельность РИР, сут	Стоимость РИР, руб
Колендонефть,	1	Саха 1418	линнефт! 5,5	4	
Колеццо Эхаб и .нефть,	1	1141	1,95	4	476
Б.Эхаби Одопту	1	2103	9,3	70	59100
Востокнефть,	6	994-		4-15	2700-11000
Сабо Мухто	5	1373 556-825		6-32	2300-4700
Долинанефтегаз,	8	У кр 2229-	лефть 2,2-4,5	9-73	3120-63840
Долина Долина	6	2880 2 750-	0,6-3,0	13-30	7025-14015
Туймаэанефть,	28	2950 Баш 1700	нефть 1,0-4,0	7-30	3898-17523
Туймазинское Южарланнефть,	9	1310	1,0-4,0	17-51	82 33-18710
Арланское Лениногорск-	44	Т а т 1700	л еф ть 0,3-6,0	9-103	1581-53082
нефть, Иркен- нефть, Аль- метьевскнефть Ромашкинское Шаимнефть, Сур-	17	Г лавп 1543-	гюмен неф 0,4-4,0	т ь 2-57	2496-84252
гутнефть, Me— гионнефть, Нижневартовск нефть, Юганск нефть, Нефть- Юганское УБР Т етерево- Мар- ты мьинс кое, Трехозерное, Западно-Сур- гутское, Ва- тинское, Са- мотлорское, Усть-Балыко- кое, Правдинс- кое		25 74			149
Продолжение табл. 25
НГДУ, место- рождение	Число сква- жин	Глубина скважин, м	Объем ис- пользован- ного рас- твора, м3	Продол- • житель- нос ть РИР, сут	Стоимость РИР, руб
		Куйбышевнефть			
Первомайн ефть, Чапаевскнефть, Кинепьнефть, Мухановское, Дмитр невское, Покровское, Дерюжевское	10	1010- 2805	0,8-4		2700-51731
1.	Отсутствие эффективных методов глушения скважин.
2.	Неудовлетворительное техническое состояние скважин (наличие
на стенках обсадных колонн парафиновых отложений, в стволе сква-
жин - оставленных деталей насосов, геофизических приборов, кабеля
труб и тд.).
3.	Проведение большого объема геофизических исследований, не
имеющих непосредственного отношения к выполняемым РИР.
4.	Недостаточная оснащенность цехов капитального и текущего ре-
монта скважин техникой (насосные агрегаты, автоцистерны, элемен-
ты малой механизации, турбобуры и т.д.).
5.	Неудовлетворительное снабжение материалами (в основном фор-
малином и каустической содой).
6.	Низкий уровень^ организации (большие вспомогательные простои,
низкая эффективность использования агрегатов и т.д.).
7.	Низкий уровень технологической дисциплины.
Все указанное в равной степени относится и к РИР, выполняемым
с любыми другими материалами. Например, средняя стоимость прово-
димых в то же время РИР в НГДУ Нижневартовскнефть и Шаимнефть
составляет: с использованием нефтецементных растворов 21 500 руб
и водоцементных - 26 000 руб.
Применение смол в качестве изоляционного материала, как прави-
ло, осложнений не вызывает. Подтверждением этого могут служить
РИР, проведенные по отключению обводненных интервалов пласта Д]_
Туймазинского месторождения по схеме селективной изоляции. Стои-
мость проведения РИР в шести скважинах ЦДНГ-3 НГДУ Туймаза-
нефть составила от 4602 до 734 3 руб. и в среднем - 5 375 руб.
Эти РИР свидетельствуют о возможности снижения стоимости ремонт-
ных работ вообще и с использованием сланцевых смол, в частности.
В большинстве случаев экономическую эффективность описанных
рабо'г не проводили. Вместе с тем выполненные расчеты по отдель -
150
ным районам подтверждают высокую их эффективность. В качестве
примера могут быть приведены результаты расчетов по НГДУ До-
линанефтегаэ [ 32] . Полученные данные показывают, что РИР с ис-
пользованием смол ТСД-9 и ТС-10 являются экономически эффектив-
ными. Затраты на их проведение более чем в 3 раза перекрываются
полученной экономией эксплуатационных затрат. В табл.26 приведены
средние значения показателей на одну скважино-операцию РИР, вы-
полненных в 1973-1975 гг.
Т аблицл 26
Показатели	Годы		
	1973	1974	1975
Затраты, тыс.руб.	5,67	4,87	6,66
Прирост добычи нефти, тыс.т	1,01	1,46	0,3
О Уменьшение отбора воды, тыс.м	30,95	10,81	29,26
Экономия эксплуатационных затрат, тыс. руб.	14,5	27,0	8,6
Помимо перечисленных видов РИР смолы ТСД-9 и ТС-10 исполь-
зовали для крепления слабоецементированных пород месторождений
Азербайджана [81] и Краснодарского края[89].
Кроме того, при бурении скважин на месторождениях Краснодар-
ского края и Западной Сибири для ликвидации негерметичности в
резьбовых соединениях обсадных колонн применяют суспензии глины
на основе смолы ТС-10 (так называемые отверждаемые глинистые
растворы - ОГР) [94] .
151
Гнева VII
РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ
СО СЛОЖНЫМИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ
Большинство проводимых в настоящее время РИР осуществляется
в сложных гидродинамических и температурных условиях, обусловлен-
ных одновременной эксплуатацией нескольких пластов одной скважи-
ной, различием в величине пластового давления в различных пластах,
разработкой продуктивных пластов высокими темпами и при пласто-
вых давлениях, превышающих первоначальное (гидростатическое), за-
качкой громадных объемов воды с температурой, отличной от пласто-
вой и тд. Поэтому при проведении РИР возникают условия для допол-
нительного разбавления используемых тампонажных смесей и измене-
ния их температуры до величины, значительно отличающейся от рас-
четной, принятой при обосновании рецептуры смесей. И то, и другое
приводит к изменению физико-химических свойств тампонажных сме-
сей и в конечном счете - их изолирующей способности.
В наибольшей степени изменяются свойства тампонажных сме-
сей на основе сланцевых фенольных смол ТСД-9 и ТС-10, которые
хорошо растворимы в воде, обладают исключительно высокой реак-
ционной активностью апкилрезорцинов к формальдегиду, повышенной
чувствительностью скорости конденсации смол к температуре.
Влияние изменения температуры на срок отверждения водных раст-
воров смолы ТСД-9 дают данные, приведенные на рис. 40.
Из рис. 40 видна исключительная чувствительность растворов смо-
лы ТСД-9 к Изменениям температуры и особенно растворов, приго-
тавливаемых с добавлением катализатора (NaOH). Например, время
отверждения раствора, приготовленного с добавлением NaOH в ко-
личестве 15 г/л, при понижении температуры с 30 до 25°С увеличи-
вается с 4 до 50 мин. Время же отверждения этого раствора при
температуре 20°С уже составляет 1 ч 20 мин, а при 15°С -4ч
10 мин. Наоборот, раствор, имеющий время отверждения при темпе-
ратуре 5°С 1 ч 10 мин, при температуре 10°С отверждается за
30 мин, а при 15°С - за 8 мин.
Дополнительное разбавление готовых растворов смол водой приво-
дит к увеличению времени их отверждения, а также к ухудшению ка-
чества отвержденного полимера. В качестве примера в табл. 27
приведены данные влияния дополнительного разбавления приготовлен-
ных растворов смолы ТСД-9 на время отверждения смесей и каче-
ство получаемого полимера.
Из табл. 27 видно, что разбавление раствора смолы ТСД-9 прес-
ной (водопроводной) водой до соотношения 1 : 0,75 увеличивает вре-
мя начала отверждения почти в 2 раза. При этом меняется цвет по-
лучаемого полимера, а сам полимер получается рыхлым. Разбавление
152
Рис. 40. Зависимость срока отверждения растворов смолы ТСД-9
(отношение объема смолы к объему формалина 1 : 0,5) от кон-
центрации катализатора NaOH при температуре. °C: 1-5, 2 -
10, 3 - 15, 4 - 20, 5 - 25, 6 - 30, 7 - 35
такого раствора до соотношения 1 :1 и более приводит к отделению
воды и отверждению лишь части получаемой смеси. С увеличением
степени разбавления раствора увеличивается и объем выделяющейся
воды.
У растворов, приготовленных с добавлением катализатора, по ме-
ре разбавления водой также увеличивается время начала отвержде-
ния. Качество же получаемого при этом полимера начинает ухудшать-
ся при большей степени разбавления и выражается в снижении проч-
ностных свойств получаемого полимера.
Изложенное обосновывает необходимость детального изучения усло-
вий проведения РИР в скважинах со сложными гидродинамическими
условиями и их учета при разработке технологии РИР.
Табпипа 27
Степень разбавления готового раствора	Время начала отверждения, ч-мин	Характеристика отвержденного полимера
1	2	3
Без добавления катализатора
5055
Исходный раствор	3 ч 50 мин	Твердый, прочный
1 :0,75	6 ч 18 мин	Меняет цвет, рыхлый
1:1	1 ч 40 мин	Выделяется вода, отверждается
		55 % смеси	.£tj3
20-1
Продолжение табл. 27
Степень разбавления готового раствора	Время начала отверждения, ч-мин	Характеристика отвержденного полимера
1	2	3
1 :1,5	1 ч 35 мин	Выделяется вода, отверждается
		48 % смеси
1 : 2	1 ч 30 мин	Выделяется вода, отверждается
		40 % смеси
1 :3	1 ч 05 мин	Выделяется вода, отверждается
		27,5 % смеси
С до	бавпением Na	ОН в количестве 20 г/п
Исходный раствор	20 мин	Твердый, прочный
1 :3,5	3 ч 30 мин	Упругий
1 : 5	7 ч	Вязко-упругий
1:6	7 ч	Вязкий
ТЕМПЕРАТУРНЫЕ УСЛОВИЯ В СКВАЖИНЕ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РИР
При проведении РИР в скважинах температура применяемого изо-
ляционного мате риала изменяется как в процессе закачки его по
стволу скважины, так и в процессе эадавки в изолируемый интервал.
Изменение температуры по стволу скважины определяется геотер-
мическим градиентом в районе расположения скважины и процессами
теплообмена, происходящими между извлекаемыми из пласта и за-
качиваемыми в него (в скважину) при эксплуатации и ремонте жидкос-
тями, между трубами, цементным кольцом и стенками скважины.
Точное аналитическое решение задачи распределения температу-
ры по стволу скважины сопряжено с большими трудностями. Чаще все-
го для этого используют упрощенные методы расчета, примененные
и в данной работе для изучения изменения температуры закачивае-
мой в скважину жидкости при проведении РИР, Одновременно инстру-
ментально измеряли температуру при моделировании процесса РИР
непосредственно в скважине для оценки точности и возможности ис-
пользования выбранных методов расчета [51.
Температура закачиваемой в скважину жидкости как функция глу-
бины и времени определяется из соотношения [47]
-Н
T(H,t}~0Q+Г(Н_£)+(Тп+ Г Д-0о)е Т~,	(11)
где T(H,t) - температура закачиваемой жидкости на глубине Н че-
рез время t, °C: 0q - температура на глубине 20 м от поверх-
ности земпи,°С1); Г - геотермический градиент, °С/м;
1) Верхние 20 м являются так называемым "деятельным слоем", в
пределах которого заметно влияние сезонных колебаний температуры.
154
q .	(12)
4rr
где - массовый расход жидкости, кг/с; с _ удельная теплоемкость
закачиваемой жидкости, кДж/(кг.°С); * - коэффициент теплопере-
дачи, Вт/(м^.°C); Тп - поверхностная температура закачиваемой
жидкости, °C,
Ниже приведены результаты расчетов по оценке возможного влия-
ния основных факторов на изменение температуры закачиваемой жид-
кости по стволу скважины. Расчеты выполнены в основном для усло-
вий закачки в скважину воды.
Время закачки t определяет радиус теплового влияния, кото-
рый входит в формулу для оценки коэффициента теплопередачи. Приб-
лиженно Rt можно определить по формуле Парного И.А.
Rt=2yfaT, (13)
где а- температуропроводность, м^/с; t _ время закачки, с.
В основном время закачки при проведении РИР изменяется в пре-
делах 600-3600 с и определяется объемом тампонажного раствора
V = (1 _ 5) м® и скоростью его закачки И' = (2,03-10) кг/с. Для
этих условий Rt = (0,01 - 0,03) м, что находится в пределах рас-
стояния от НКТ до эксплуатационной колонны. В этих условиях тепло-
передача происходит лишь между закачиваемой жидкостью, находящей-
ся в затрубном пространстве, температура же внешней стенки обсад-
ной колонны соответствует температуре пласта. При этом относи-
тельная ошибка в определении температуры при изменении Rt =(О,Ol-
О. 03) м не превышает 5 %. Исходя из этого, время закачки в ука-
занных пределах не будет оказывать существенного влияния на из-
менение температуры в стволе скважины.
В указанных условиях коэффициент теплопередачи может быть вы-
числен из соотношения [47].
2
к = —-------—----------------—-------- )	(14)
J_ln 22_+_Х_1п Ч-
авг1 Лс Г1	г2
где а0 - коэффициент теплоотдачи от жидкости к НКТ, Вг/(м2-°С);
г1» г2’ г3 " соотве'гс'гвенно внутренний, внешний радиус НКТ и внут-
ренний радиус обсадной колонны, м; Хс - теплопроводность НКТ,
Вт/(м,оС); Хв - теплопроводность жидкости в затрубном прост-
ранстве, Вт/(м>0С);	- коэффициент, учитывающий конвекцию в
затрубном пространстве.
д Теппо физические свойства. Сведения о показателях бопь-
5 шинства используемых тампонажных смесей, характеризующих их теп-
лофизические свойства, могут быть оценены лишь приблизительно.
155
20-2
Так, для смолы ТСД-9 могут быть приведены показатели тепло-
физических свойств лишь для исходных продуктов.
кДж/(кг,оС) Вт/(м-°С)
Суммарные сланцевые водорастворимые
фенолы .,. .	2,30-2,51	-
Этиловый спирт (100 %) . . . .	2,85	0,167
20 %-ный водный раствор NaOH . . . .	3,85	0,64
Ди этиленгликоль (100 %) . . . .	2,39	0,264
Вязкость применяемых водных растворов смолы ТСД-9 колеб-
лется в пределах (3-20) 10-3 Па-с.
Вязкость и коэффициент теплопроводности входят в формулу по
определению коэффициента теплоотдачи ав . При скоростях закачки
жидкости в процессе проведения РИР W= (2,03 - 10) кг/с сущест-
вует турбулентный режим движения. Тогда ав определится по форму-
ле
ah-— 0,023 Не0.8рг0.4,	(15)
2 Ж
где пе = -^> —— . - число Рейнольдса;
" р
X— теплопроводность закачиваемой жидкости, Вт/(м-°С);
v - кинематическая вязкость, м3/с; р - плотность, кг/м3; Рг -
критерий Прандтпя.
Используя приведенные зависимости, были выполнены расчеты из-
менения температуры растворов смолы ТСД-9 при проведении РИР в
нефтяных скважинах Туймазинского месторождения. Исходные дан-
ные для расчетов: Q = 0,03 м; г2 = 0,0375 м; <3 = 0,063 м;
1700 м; Р = 10-3 кг/м3; Лс = 45,36 Вт/(м’°С); V =
- 6,06 кг/с; Тп= 4О°С; Тзав = 28°С; 0О = 4°С.
Расчеты показывают, что изменение вязкости растворов от
3-10-3 до 20-10-3 Па-с и коэффициента теплопроводности от 0,167
до 0,64 Вт/(м-°С) не приводит к существенному изменению в харак-
тере распределения температуры закачиваемой жидкости по стволу
скважины^). Изменение температуры при закачке растворов смолы по
сравнению с температурой при закачке воды не превышает 2°С.
Геотерма, замеренная в одной скважине, не постоянна для всего
месторождения в цепом и определяется геологическими и технологи-
ческими факторами. Так, исследования, проведенные ЦНИПР НГДУ
Туймазанефть, показали, что разность в температуре пласта Д) на оди-
наковых глубинах достигнет 6°С, Поэтому в наших расчетах геотерма
определена как средняя по результатам исследования четырех кон-
трольных скважин.
156
Рис. 41. Изменение температуры за-
качиваемой жидкости с различной
удельной теплоемкостью С по стволу
скважины:
1 - геотерма; 2 3,4 -термограммы
соответственно для С равны 4,19;
3,35; 2,09 кДж/(кг-°С).
Рис, 42. Изменение температуры за-
качиваемой воды с различной поверх-
ностной температурой по стволу сква-
жины:
1 - геотерма; I,II,III	- термо-
граммы для температур 40, 20, 0°С
и скорости: 2-Ю 800; 3 - 21 800,
4- 28 800 кг/ч соответственно.
температуры по стволу скважины при закачке жидкости с удельной
теплоемкостью 2,1; 3,35 и 4,2 кДж/кг-°С (остальные данные ос-
таются постоянными). Из рис. 43 следует, что удельная теплоем-
кость жидкости оказывает значительное влияние на характер распре-
157
деления температуры по стволу скважины. С уменьшением удельной
теплоемкости жидкость быстрее принимает температуру пласта.
Температура закачиваемой жидкости. При проведении РИР
возможны два случая :
а)	температура закачиваемой жидкости ниже температуры 'ней-
трального слоя' земли - 0Q ;
б)	температура закачиваемой жидкости выше температуры 'ней-
трального слоя' земли.
На рис. 42 приведены результаты расчета изменения температуры
по стволу скважины при закачке воды с различной исходной (поверх-
ностной) температурой.
Полученные результаты прежде всего свидетельствуют о том, что
температура закачиваемой воды существенно изменяется по стволу
скважины. При этом характер ее изменения при прочих равных усло-
виях в значительной мере определяется величиной исходной (поверх-
ностной) температуры закачиваемой воды.
Величина скорости закачки непосредственно входит в форму-
лы для определения коэффициента /3 и коэффициента теплопередачи.
Повышение скорости закачки при принятых условиях замедляет
темп изменения температуры закачиваемой воды (см. рис. 42),
Геотермический градиент. В процессе длительной эксплуа-
тации нефтяных скважин или закачки воды в нагнетательные ск-важи-
ны между скважинами и горными породами устанавливается псевдо-
стационарный теплообмен. При этом характер распределения тем-
пературы по стволу скважины, обусловленный геотермическим градиен-
том, изменяется в соответствии с конструкцией скважины, величи-
нами ее дебита или приемистости, длительностью работы, теплофизи-
ческими свойствами отбираемых или закачиваемых жидкостей и пород,
слагающих разрез скважины и тд.
В последующем, при остановке скважины происходит постепенное
восстановление температуры до исходной геотермы. Скорость восста-
новления определяется величиной предшествовавшего изменения. При
этом иногда РИР проводят при неустановившемся естественном тем-
пературном попе.
Для оценки характера изменения температуры закачиваемой воды
по стволу скважины с нарушенной естественной геотермой на рис. 43
приведены результаты расчета, выполненного для различных усло-
виях геотерм. Расчеты выполнены для Тп = 40°С; W = 6 кг/с; ус-
ловные геотермы построены изменением величины 0® в пределах,
наблюдаемых при разработке Туймазинского месторождения.
Изменение геотермического градиента при эксплуатации скважины
может существенно повлиять на характер изменения температуры за-
качиваемой воды по стволу скважины (см. рис. 43).
Для сопоставления результатов расчета и фактического распределе-
ния температуры по стволу скважины температуру измеряли с по-
мощью термометров ТЭГ-36 и 'Стаб'. Измерения проводили в неф-
тяных и нагнетательных скважинах НГДУ Туймаэанефть и Южарлан-
нефть, специально остановленных для этих цепей, а также в процессе
выполнения работ по КРС. Перед проведением измерений скважину ос-
158
танавпивают для восстановления естес-
твенного температурного поля. Для оп-
ределения геотермического градиента
снимают геотерму в скважине. Изме-
рения проводили по следующей мето-
дике.
1.	Термометр устанавливают на
заданной глубине Н.
2.	Измеряют исходную поверхност-
ную температуру закачиваемой жидкос-
ти (воды) - Т .
3.	Закачивают воду в скважину в
объеме V с заданной скоростью W
и замеряют температуру закачиваемой
воды Т на глубине Н во времени t.
Измерения температуры закачивае-
мой воды проводили, устанавливая
термометр на различной глубине, как
и при закачке воды в пласт при за-
крытом затрубном пространстве, так
и при закачке воды в НКТ при откры-
том затрубном пространстве.
Последнюю схему закачки тампо-
нажной смеси в скважину широко при-
меняют при проведении РИР в сква-
жинах с высоким пластовым давле-
нием и ограниченной поглотительной
способностью пласта. При этом меж-
ду нисходящим потоком закачиваемой
в НКТ жидкости и восходящим пото-
ком жидкости, выходящей из скважи-
ны по затрубному пространству, про-
исходит теплообмен. Одновременно
теплообмен происходит между восхо-
дящим потоком жидкости и стенками
скважины. Расчет процесса теплооб-
мена при закачке по данной схеме
исключительно сложен и трудоемок.
Скв. 376 2 НГДУ Южарланнефть с
VIII. 1970 г. по VIII.1971 г. эксплу-
атировала пласты С[[> Су, Cyjo , Cyj.
пературы закачиваемой во-
ды по стволу скважины при
изменении геотермического
градиента:
.1,2,3,4 - условные ге-
отермы соответственно
для градиентов 0,014;
0?0105; 0,005 0°С/м;
1 , 2, 3, 4 - термограм-
мы закачиваемой воды с
поверхностной температурой
40°С в скважины с гра-
диентами соответственно
0,014; 0,0105; 0,005;
0°С/м
За это время из скважины
добыто 5500 т нефти. Затем скважина переведена под закачку во-
ды в те же пласты с начальной приемистостью 800 м®/сут при дав-
лении на устье Ру = 13,72 МПа. В последующем приемистость сква-
жины возросла до 870 м^/сут при Ру = 9,8 МПа. К моменту иссле-
дования (VI. 1977 г.) в скважину закачано 1,7 млн. м^ воды.
В скважине 146-мм обсадная колонна спущена на глубину 1321м,
и искусственный забой - 1310 м, интервалы вскрытия пластов пер-
форацией 1253,2 - 1285,6 м, 89-мм НКТ спущены на глубину 1193м.
159
Рис. 44. Изменение температур
ры закачиваемой воды по ство-
лу нагнетательной скв. 3762
НГДУ Южарланнефть:
1 - исходная геотерма в
районе скважины; 2 - услов-
ная (текущая) геотерма; 3 —
расчетная термограмма за-
качиваемой воды; 4 - заме-
ренные значения температуры
Рис. 45. Изменение темпера-
туры закачиваемой воды во вре-
мени на глубине 1100 м в скв.
3 76 2 НГДУ Южарланнефть:
t" - время подхода зака-
чиваемой воды к глубине
1100 м
Перед построением геотермы скважина простаивала в течение 3 ч.
Результаты измерений, проведенных при закачке воды с исходной тем-
пературой 28°С в объеме 4 м^ со скоростью 9-1O-® м"^/с(9кг/с),
приведены на рис. 44. Температуру замеряли в процессе закачки во-
ды в пласт 1).
Как показывают исследования, условная текущая геотерма, соот-
ветствующая времени опыта, значительно отличается от естествен-
ной геотермы в данном районе. Кроме того, замеренная температура
на глубинах 500 и 1000 м близка к вычисленной по формуле (11)
(расхождение не превышает 0,5°С).
Изменение температуры на глубине 1100 м в процессе закачки
воды во времени показано на рис. 45, из которого следует, что до
момента времени t"> соответствующего подходу закачиваемой воды
к глубине 1100 м, наблюдается незначительное понижение темпера-
туры за счет движения более холодных масс воды, находившейся в
верхней части НКТ. С момента времени t* температура стабилизи-
руется и остается постоянной в течение движения всего объема жид-
кости через данное сечение.
Полученные данные подтверждают вывод о том, что продопжитепь-
Указанный объем воды продавливали водой с температурой
28°С.
160
ность закачки жидкости при проведении РИР не влияет на изменение
ее температуры.
Аналогичные исследования были проведены в ряде других нагнета-
тельных и эксплуатационных скважин.
В большинстве случаев характер распределения температуры по
стволу скважин значительно отличается от естественной геотермы для
данного района. Различие между текущей и естественной геотермами
зависит от продолжительности работы скважины; величины дебита
или приемистости и ее изменения; температуры добываемой жидкости
или закачиваемой воды; продолжительности простоя скважины и т.д.
Значительно изменяется темпера тура закачиваемой жидкости при
движении ее по стволу скважины. В ходе РИР разница между темпе-
ратурой закачиваемой жидкости и температурой, соответствующей те-
кущей геотерме, различна по стволу скважины и уменьшается с уве-
личением глубины.
Для окончательной оценки возможного изменения температуры за-
качиваемых тампонажных смесей при проведении РИР в скважинах
необходимо оценить ее изменение в самом изолируемом интервале,
что сопряжено с большими трудностями. Результаты исследований,
посвященных изучению изменения температуры пласта в результате
закачки в него жидкости с температурой, отличной от пластовой, не
могут быть использованы применительно к процессу ремонтных ра-
бот, так как все они связаны с закачкой больших количеств воды
(заводнение, методы увеличения нефтеотдачи, обработки призабойной
зоны пластов).
Процесс РИР характеризуется закачкой в пласт или в нарушении
в цементном кольце небольших объемов тампонажной смеси, ограничен-
ностью времени закачки в пористую среду пласта или трещины, об-
ладающих значительной активной поверхностью для теплообмена с за-
качиваемой смесью. Перечисленные особенности позволяют предпо-
лагать, что закачиваемая за об садную колонну тампонажная смесь в
ограниченных объемах при температуре, изменяющейся в описанных
пределах, очень быстро принимает температуру изолируемого интер-
вала.
Некоторые представления о скорости изменения температуры за-
качиваемых тампонажных смесей могут быть получены при реше-
нии задачи об остывании (нагревании) скважины, заполненной жид-
костью с температурой, отличной от пластовой. Для этих целей ис-
пользуют дифференциальное уравнение теплопроводности в цилиндри-
ческой системе координат, решение которого имеет вид
M = AtQ(l-e^ar ,	(16)
где Д< - конечная разность температур воды и пласта по истечении
ю времени г, °C;	= T(H,t) — T3ag - начальная разность темпера-
§ туры воды и пласта, °C; гс - радиус скважины, м; .	- коэф-
фициент теплопроводности, м2/с.	СР
161
21-1
Коэффициент конвекции € определяется по формуле
0,18 (Gr -Рг)0»25,	(17)
г3 д
где Сг = ——£—2- - критерий Гросгофа (18); /3 - коэффициент тер-
мического расширения воды, 1/°С; £ - ускорение сипы тяжести, м/с^;
v - кинематическая вязкость, м^/с.
Расчеты показывают, что при проведении РИР температура воды,
находящейся в скважине, очень быстро становится равной температу-
ре пласта. Так, при заполнении скважины водой с температурой, от-
личающейся от пластовой на 20, 10 и 5°С, время, за которое изме-
няется температура закачиваемой воды, составляет 3600, 2400 и
120 с соответственно.
При фильтрации тампонажных смесей в пласт вследствие резкого
увеличения поверхности контакта смеси с породой скорость процесса
теплообмена значительно увеличится. Тампонажную смесь закачивали
в изолируемый интервал в течение времени, превышающего указанное.
Таким образом, можно предположить, что при проведении РИР тем-
пература закачиваемой в изолируемый интервал тампонажной смеси
становится равной температуре пласта уже в процессе закачки смеси.
В цепом проведенные исследования и расчеты позволяют сформули-
ровать основные положения, характеризующие изменения температуры
в самих скважинах и закачиваемых жидкостей при проведении в них
РИР.
1.	Текущая геотерма в каждой скважине может существенно от-
личаться от начальной естественной (до начала разработки месторо-
ждения) геотермы в данном районе,
2.	При проведении РИР в скважинах исходная температура ис-
пользуемых тампонажных смесей изменяется в значительных преде-
лах вследствие изменений погодно-климатических и технологических
условий и может существенно отличаться от температуры в изолируе-
мом интервале.
3.	Температура закачиваемых тампонажных смесей может сущест-
венно изменяться при движении по стволу скважины и ко времени под-
хода смесей к изолируемому интервалу значительно отличаться от его
температуры.
4,	При проведении РИР температура тампонажной смеси становит-
ся равной температуре изолируемого интервала в процессе продавки
смеси за обсадную колонну.
При проведении РИР в скважинах температура закачиваемой там-
понажной смеси изменяется таким образом:
1)	на поверхности в процессе движения по стволу скважины и ко
времени подхода к изолируемому интервалу ниже температуры в изо-
лируемом интервале;
2)	на поверхности выше температуры в изолируемом интервале, но
ко времени подхода к изолируемому интервалу температура смеси ста-
новится ниже температуры в нем;
3)	на поверхности в процессе движения по стволу скважины и ко
162
3055
времени подхода к изолируемому интервалу остается выше температу-
ры в изолируемом интервале.
Такие изменения должны учитываться при планировании и осуще-
ствлении Р ИР и прежде всего проводимых с использованием материа-
лов, особо чувствительных к температуре.
Например, для тампонажных смесей на основе фенольных сланце-
вых смол ТСД-9 и ТС-10 для отверждения при температуре ниже
+25°С необходим катализатор. Добавление же катализатора при более
высокой температуре приводит к резкому сокращению времени отвер-
ждения смеси и появляется возможность преждевременного ее отвер-
ждения в НКТ или обсадной колонне. При этом само смешение смолы,
отвердителя и катализатора происходит с выделением теплоты, вслед-
ствие чего раствор разогревается и сокращается время его отвержде-
ния.
При планировании ремонтных работ в продуктивных пластах в ма-
лодебитных нефтяных скважинах в качестве исходной следует прини-
мать температуру пласта по средней геотерме данного месторождения.
Величина исходной температуры при планировании ремонтных работ в
пластах, расположенных выше продуктивного, должна уточняться по
данным специальных измерений,
В нагнетательных скважинах величину исходной температуры всег-
да необходимо уточнять специальными замерами.
ПЕРЕТОК ЖИДКОСТИ МЕЖДУ ПЛАСТАМИ
В ПРОЦЕССЕ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
В СКВАЖИНЕ
Возможность существования перетока жидкости между пластами
при наличии между ними путей сообщения (в частности, при совмест-
ной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, некачествен-
ном цементировании обсадных колонн) обусловливается различием плас-
тового давления в пластах и их коллекторских свойств.
Изучению перетока исследования как промыслово-эксперименталь-
ные [121 , так и теоретические [40, 95] . В частности, в работе
[95J предложены теоретические зависимости для определения величи-
ны перетока в нагнетательных скважинах между двумя пластами для
начального и бесконечно большого времени.
Применительно к процессу РИР в скважинах важно определить ус-
ловия перетока между пластами: время возникновения и изменение его
величины во времени. В работе [611 рассматривается случай, когда
давление закачки выше величины пластового давления в каждом из
двух изучаемых пластов. Это наиболее типичный случай в практике
заводнения и проведения РИР. Переток между пластами в таких усло-
виях возникает лишь после прекращения закачки, при снижении вепи-
чины забойного д авления 1).
1) п
В случае, когда давление закачки ниже величины пластового
давления в одном из пластов, переток может существовать и в про-
цессе самой закачки.
163
21-2
Для решения поставленной задачи была построена математическая
модель, описывающая процесс изменения приемистости пластов во вре-
мени после прекращения закачки.
В скважине общим фильтром вскрыто два пласта, характеризующих-
ся каждый своей толщиной, проницаемостью, коэффициентом пьезопро-
водности, пластовым давлением, постоянным на контуре влияния. В
скважину закачивают воду с постоянным расходом.
После прекращения закачки воды в скважину начинается процесс
восстановления (падения) давления в пластах, который описывается
системой уравнений пьезопроводности в цилиндрических координатах:
X 3	Эр1 j 1	<9р1;
г dr	dr Xj
j. -i*	,
г дг <9г	*2 “
(19)
где р—давление в пласте на расстоянии г от оси скважины; х -
коэффициент пьезопроводности; t - время.
Данную систему уравнений решали численным методом на ЭВМ
* Минск-3 2' при следующих начальных и граничных условиях.
Начальные условия ( t = О):
Р1 рзаб~ ^рзаб—рДл1 S
In
г
(20)
1П -I-
Р2^ “₽заб-— <₽заб— Рг^) —ХС—
гпе рзаб« Рп,л ~ Давления соответственно забойное и пластовое; гс _
радиус скважины; Кк - радиус контура влияния. Остальные обозначе-
ния те же, что и в уравнениях (19).
Граничные условия (t > О) на стенке скважины:
2ffrc . dpi v t, ^p2 il	va 3Pc
—K2h2-^)\r=Tc	•
(Л	&
(21)
где (x - вязкость закачиваемой жидкости; К - проницаемость; h -
толщина пласта; V - объем скважины; Д*- упругоемкость породы; рс -
164
Рис. 46. Изменение забойного
давления закачки (а) и прие-
мистости пластов (б) во време-
ни после прекращения закачки
воды в скважину (К^ = К2 =
- 0,2 мкм^; = ^2 = ® м«
р1цл = р2 пл^
1,2,3,4 - изменение за-
бойного давления при условии
р1цл= 14,7 МПа; Ртцл =
14,7; 19,6 и 24,5 МПа со-
ответственно;	- измене-
ние приемистости первого и
второго пластов при р|пл =
= 14,7 и р2цл= 9|® МПа»
2', 2"- то же при р1Пл =14,7
и Р2цл = 14,7 МПа; 3" ,3*- то
же при р1пл = 14,7 и р2цл=
= 19,6 МПа; 4’> 4**- то же
ПРИ р1цл = 14>7 и Р2пл =
= 24,5 МПа
a
Рис. 47, Изменение давления в пластах во времени после прекра-
щения закачки воды в скважину (Кр=К2 =0>4 мкм2;й1= й^ =3м;
р1пл> р2цл^	, . _
]- пласт с Р1_. = 14,7 МПа; II - пласт с Р2цЛ = МПа;
1- 13 _ через 0,1; 0,3; 0,7; 1,5; 3,1; 6,3; 12,7; 22,7; 32,7;
42,7; 52,7; 62,7; 132,7 мин после прекращения закачки
165
Рис. 48. Изменение забойно-
го давления закачки и прие-
мистости пластов во времени
после прекращения закачки
воды в скважину (^1 + ^2 ;
hl = /,2 - 3 м;
= 14,7 МПа)
Р W Р2пл
1,2,3	- изменение за-
бойного давления при К| =
= 0,2 мкм2 и К 2 = 0,6; 0,2;
0,1 мкм2 соответственно;
- изменение приемис-
тости первого и второго плас-
тов с К । = 0,2 мкм2 и К 2 =
= 0,6 мкм^; 2'2'- то же
с К1 = К2= °>2 мкм2; 3',3" -
то же с Ку = 0,2 мкм2 и
0,1 мкм2.
Рис. 49. Изменение
давления в пластах во
времени после прекраще-
ния закачки воды в сква-
жину (К\<К2; h-[ = h<2
= 3 м;Р]Пл= Р?пл =
14,7 МПа)
1 - пласт с К} =
= 0,2 мкм2; И- пласт с
К2 = 0,6 мкм2; 1	-9
через 0,1; 0,3; 0,7;
1,5; 3,1; 6,3; 12,7;
22,7; 112,7 мин после
прекращения закачки
давление на стенке скважины; /3 - коэффициент сжимаемости жидкос-
ти. Остальные обозначения те же, что и в уравнениях (19) и (20).
Результаты расчета изменения забойного давления и приемистости
(отдачи) пластов после остановки скважины во времени показаны на
рис. 46.
Расчеты проводили для различных соотношений пластовых давлений
между пластами при сгвдующих данных: (К1 = Ко = 0,2 мкм2; й| = Й2 =
= 3,0 м; Р =1-10-3Па-с;	3 = 0,98 • 10“^ 1/МПа; /9 =
166
- 0,59 «10—4 1/МПа; И = 1200 м; гс = 10 см; Я|< = 250 м; p3ag=
= 26,46 МПа; рпл1 = 14,7 МПа и рпл 2 = 9,8; 14,7; 19,6; и
24,5 МПа. Для данной репрессии на пласт (Др = Рзад —Рпл )> равной
16,66; 11,76; 6,86 и 1,96 МПа, приемистость пласта соответствен-
но равна 710, 500, 292 и 83 м^/сут.
При Рпл; / Рпл 2 переток воды из пласта с большим пластовым
давлением в пласт с меньшим пластовым давлением возникает прак-
тически мгновенно по прекращении закачки воды в скважину (см.
рис 46), Величина перетока, определяемая в данном случае соотно-
шением величин пластового давления, вначале увеличивается, а в по-
следующем стабилизируется.
Результаты расчета изменения давления в каждом из пластов пос-
ле прекращения закачки воды в скважину для условий Р1цл= 14,7МПа;
Р2пл = 9,8 МПа даны на рис, 47.
Из приведенных данных видно, что вследствие различия величин
пластового давления в двух пластах скорость понижения давления во
втором пласте выше, чем в первом. Последнее оказывает влияние на
распределение давления по пластам. При этом темп снижения давле-
ния в призабойной зоне пласта с большим пластовым давлением выше,
чем в удаленной зоне. Указанный характер распределения давления
по пластам приводит к возникновению перепада давления между ними
практически сразу после остановки скважины ( ( = 18 с) ик образо-
ванию межпластовых перетоков.
Как показывают расчеты, переток воды из одного пласта в другой
возникает и в условиях одинакового пластового давления при различ-
ной проницаемости пластов. При этом после прекращения закачки во-
ды в скважину переток воды возникает сразу же из пласта с худшей
проницаемостью в пласт с лучшей проницаемостью. Величина перетока
вначале возрастает, а затем постепенно падает до нуля.
Результаты расчета изменения забойного давления и приемистости
(отдачи) пластов после прекращения закачки воды в скважину при раз-
личном соотношении величин их проницаемости и равных величинах
пластового давления ГрПЛ| = Рцл 2 = 14,7 МПа) приведены на
рис, 48, а данные расчета изменения давления в каждом из пластов
после прекращения закачки воды в скважину для условий: Kj=0,2mkm^;
К 0,6 мкм^; рпл । =Рпл2= 14,7 МПа - на рис. 49,
Расчеты показывают, что темп перераспределения давления в плас-
те с большей проницаемостью выше, чем в пласте с меньшей прони-
цаемостью, а это оказывает влияние на распределение давления по
пластам. При этом темп снижения давления в пласте с меньшей про-
ницаемостью уменьшается от ствола скважины к контуру питания, что
и определяет существование перетока воды из него в пласт с большей
проницаемостью. Постепенно давление в призабойной зоне пласта с
меньшей проницаемостью выравнивается с пластовым, и величина пе-
ретока уменьшается.
Толщина пластов не влияет на характер изменения давления в плас-
тах, В условиях же 4^2 ипи Рпл( рпл2 изменение толщины од-
ного из пластов приводит к изменению величины перетока.
Изменения величины перетока во времени после прекращения закач-
167
Q^/cym
Рис. 50. Изменение приемистости пластов во времени после прекра-
щения закачки воды в скважину ( Kj= 0,4 мкм3; К2=О,О5 мкм3;
Л] = 5 м; Л2= 3 м; - PlruP Р2пл>
1,1' - для пластов с Р)пл = £5,68 и р2пл = £4,7 МПа; 2,2' -
для пластов Р|пд = 16,68 и р2г1 = 14,7 МПа; 3,3' - для плас-
тов с Р1цл= 17,15 и р2пл = 14,7 МПа
ки воды в скважину в условиях	йрй2и р 1 цц > р2пл пока-
заны на рис. 50. Расчеты выполнены при следующих значениях ука-
занных величин:	= 0,4 мкм3; К2 = О*3 мкм; ft j = 5,0; й2 =3,0;
р 2цл = 14,7 МПа; Р]цЛ = 15,68; 16,66 и 17,15 МПа (остальные
величины остаются неизменными).
Из приведенных данных видно, что в определенных условиях воз-
никающий после остановки закачки переток может изменять свое на-
правление. Так, при Др = 0,98 МПа вода перетекает из пласта с
меньшим пластовым давлением в пласт с большим пластовым давле-
нием. С увеличением перепада давления между пластами до Д р -
- 1,96 МПа в начальный момент после прекращения закачки воды в
скважину ( t = 186 с) вода перетекает из пласта с меньшим пласто-
вым давлением в пласт с большим пластовым давлением, а затем пе-
168
5055
реток меняет свое направление При последующем увеличении перепа-
да давления ( Ар= 2,45 МПа) наблюдается переток воды из пласта
с большим пластовым давлением в пласт с меньшим пластовым дав-
лением .
Приведенные расчеты выполняли специально исходя из условий,
близких к действительным. В этих условиях величина образующегося
перетока находится в пределах 20 м^/сут.
Таким образом, в зависимости от соотношения величин гидропро-
водности пластов и величин пластового давления после прекращения
закачки воды в скважину переток, возникающий между пластами, мо-
жет иметь различное направление и величину. Но общим является на-
личие перетока и времени его образования сразу же после прекраще-
ния закачки.
Факт возникновения перетока воды между пластами с различными
коллекторскими свойствами и пластовым давлением используется при
проведении специальных исследований скважин РГД по выявлению на-
рушений обсадной колонны в нагнетательных скважинах. Такие иссле-
дования, проведенные в некоторых скважинах Арианского месторожде-
ния, свидетельствуют о том, что переток между перфорированным
пластом и интервалом нарушения колонны возникает практически сра-
зу же после прекращения закачки. При сроке отверждения применяе-
мых изоляционных материалов, равном нескольким часам, такого пе-
ретока вполне достаточно для дополнительного разбавления изоляцион-
ного материала и образования в нем циркуляционных каналов между
пластами. Именно это является одной из распространенных причин низ-
кой эффективности РИР по исправлению некачественного цементного
кольца или любых других работ, связанных с закачкой изоляционного
материала одновременно в несколько пластов.
Результаты выполненных расчетов со всей очевидностью свиде-
тельствуют о необходимости учета гидродинамических условий и воз-
можных последствий при проведении РИР в скважинах.
Выявленные условия перетока жидкости между пластами в скважи-
не наблюдаются и в процессе цементирования скважин. Возникнове-
ние перетока сразу же после прекращения закачки цементного раство-
ра за обсадную колонну обусловливает образование циркуляционных ка-
налов между пластами в цементной суспензии до начала ее схватыва-
ния [83].
РАЗБАВЛЕНИЕ ИЗОЛИРУЮЩЕГО МАТЕРИАЛА
В ТРУБАХ В ПРОЦЕССЕ ЗАКАЧКИ ЕГО
В СКВАЖИНУ
В процессе последовательного движения жидкостей в трубах в зоне
контакта жидкостей происходит их перемешивание. При этом процесс
массообмена характеризуется двумя механизмами: конвективной диф-
фузией, обусловленной неравномерностью распределения скоростей по-
тока по сечению трубы, и турбулентной диффузией, происходящей из-
за пульсации скорости жидкости.
169
22-1
В результате неравномерности распределения скоростей движения
частиц жидкости по сечению трубы при последовательном движении жи-
дкостей клин вытесняющей жидкости вдвигается в вытесняемую жид-
кость. Одновременно с этим процессы турбулентной диффузии разру-
шают образующийся клин и перемешивают вытесняющую и вытесняе-
мую жидкости, образуя по сечению трубы более или менее равномер-
ную смесь. Переходная зона (зона разбавления) характеризуется уве-
личивающимися пропорционально	( t _ время закачки) разме-
рами и плавно изменяющейся концентрацией жидкостей от сечения к
сечению. Указанная зона оценивается величиной концентрации жидкос-
ти средней по сечению трубы. Распределение вещества в зоне сме-
си связывается с некоторым фиктивным процессом продольного диффу-
зионного переноса. Математическая модель такого процесса описыва-
ется уравнением теплопроводности
C = C(t,x),	(22)
dt ° дх дх дх
где С _ средняя в сечении концентрация смеси; х- расстояние вдоль
оси трубы; Vo - средняя скорость потока; к - эффективный коэффи-
циент диффузии.
Величина к учитывает конвективную и турбулентную диффузию и
определяется с помощью опытов или теоретических решений простран-
ственной задачи перемешивания в потоке.
При решении этой задачи установлено, что распределение концен-
трации в зоне смеси носит автомодельный характер и зависит только
от одной переменной:
*-vot
2/н
(23)
где t - время с начала движения, с;
Таким образом, С= С(г). Окончательно для определения объема
и длины зоны смеси получены следующие выражения:
Усм = 4 z(C)	(24)
2см=4гГС) Ре-0,5-Ь,	(25)
где z= z(C) - функция, обратная зависимости С= С(г);
Ре =	- параметр Пекле;
к
* = 3 -ЮЗр + бО,? Re°>545. v;
(26)
(27)
170
v ~ кинематическая вязкость 50 % -ной смеси, м^/с;
Re = -.3- - число Рейнольдса,	(28)
ndv
Для определения значений z в зависимости от заданных концен-
траций смесей Сд и Cg (соответственно вытесняемой и вытесняю-
щей жидкостей) вначале подсчитывают значения функции интеграла ве-
роятности
z
erfz =—2— f ехр(—z^jdz ‘
О
(29)
erfz = 1-20^,	(30)
или
erfz = 20 g — I»	(31)
Затем по erfz находят значения аргумента z ,
В табл. 28 приведены значения z в зависимости от концентра-
ции закачиваемых жидкостей Сд и 0g в пределах 0,01-0,5.
По описанной методике были рассчитаны объем и длина зоны сме-
си при закачке в скважину (через НКТ) пресной воды и раствора смо-
лы ТСД-9 (табл. 29), пластовой воды ( р ~ 1180 кг/м'~0 и раство-
ра смолы, цементного раствора и пресной воды в условиях различно-
го расхода жидкости (внутренний диаметр НКТ 6 2 мм, длина
1200 м). Во всех случаях было принято, что концентрация раствора
смолы в воде изменяется в пределах от 99 до 1 %, т.е. С = 0,01.
Результаты выполненных расчетов показывают, что при проведе-
нии РИР с закачкой ограниченных объемов изоляционного материала
значительная часть его смешивается со скважинной и продавочной жид-
костями. Объем образующейся смеси определяется вязкостью за-
качиваемых жидкостей, диаметром НКТ и обсадной колонны и их дли-
ной, скоростью закачки.
Т аб лиц а 28
С	Z	С	2	С	Z
0,01	1,645	0,07	1,044	0,25	0,477
0,02	1,452	0,08	0,994	0,30	0,3 71
л 0,03	1,330	0,09	0,948	0,35	0,272
л 0,04	1.238	0,1	0,906	0,40	0,180
Л 0,05	1.163	0,15	0,733	0,45	0,089
0,06	1,099	0,20	0,595	0,50	0
171
2 2-2
Г аб лиц а 29
Расход жидкос- ти q .10-ЗмЗЛ	Среднее число Рейнольдса ГЯе)	Эффективный коэффициент диффузии к  10-4	Средняя ско- рость потока ^о-10-2,м/ с	•J о а	Параметр Пекле (Ре)	Объем смеси VCm« м3	Длина зоны смеси /см ,м
Последовательная закачка в НКТ смеси раствора смолы ТСД-9 с
пресной водой при Рср= 11 •				10-6 м2/с;	d = 62 мм; Д =1200 м		
1,7	3177	870,3	56,3	6,7-102	7 600	0,270	90
3,0	5 607	1066,4	100	12-Ю2	11 000	0,227	75
3,3	6168	1105,7	109	13,1,102	11 800	0,219	73
5	9 346	1302,5	165	19,8-Ю2	15 200	0,193	64
6,7	12 523	1470,6	222	26,6-Ю2	18 000	0,177	59
8,3	15514	1612,6	275	33 -Ю2	20 400	0,166	55
10	18692	1749,4	332	40 -102	22 800	0,158	53
Последовательная закачка в НКТ смеси раствора смолы ТСД=9 с
пластовой водой ( р = 1180кг/м3) при Рср=2О • 10-6м2/с; d =
= 62 мм;		- = 1200 м		6,7-Ю2	5100	0,333	110
1,7	1 748	1307,7	56,3				
3	3 084	1564,7	100	12-102	7 000	0,285	95
3,3	3 393	1616	109	13,1-Ю2	8100	0,264	88
5	5141	1874	165	19,8-Ю2	10 500	0,232	77
6,7	6 889	2094,3	222	26,6-Ю2	12 000	0,217	72
8,3	8 535	2280,6	275	22 -102	14 000	0,201	67
10	10283	2457,3	332	40-102	16 000	0,188	62
По	с ледова те	пьная заке	1чка в 1	-IKT смеси ц	ементного	растворг	1 (В:Ц=
1,0; f	= 1520кг/см3) с		пресной	водой при Р	гп= 14-Юьм2/с;		d =
= 62	мм; L -	1200 м					
1,7	2 500	1024	56,3	6,7-Ю2	6 500	0,296	98
3,0	4 411	1242	100	12-Ю2	9600	0,243	81
3,3	4 853	1286	109	13,1-102	10100	0,227	75
5	7353	1507	165	19,8-Ю2	13100	0,207	69
6,7	9 853	1694	222	26,6-Ю2	15 700	0,189	63
8,3	12 206	1853	275	33 • Ю2	17 800	0,178	59
10	14 706	2005	332	40-Ю2	19 900	0,169	56
Последовательная закачка в 146-мм эксплуатационную колонну сме-
си раствора смолы ТСД=			Э с пресной водой при рСп =11-10-6м2/с;				
d = :	.32 мм;	L = 1-10^	см	-			
1.7	1 494	688	12,43	12,43	180	0,670	49
3,0	2637	818	21,9	21,9	260	0,558	41
3,3	2901	844	24,1	24,1	280	0,538	39
5	4396	975	36,6	36,6	370	0,46 8	34
6,7	5890	1084	49	49	450	0;424	31
8,3	7297	1180	60,7	60,7	510	0,398	29
10	8791	1270	73,1	73,1	570	0,377	28
172
В условиях, когда закачиваемый изоляционный материал, скважин-
ная и продавочная жидкости имеют различную плотность, их дополни-
тельное перемешивание наблюдается при остановках закачки. Вслед-
ствие разности плотностей происходит подтекание более тяжелой жид-
кости под слой более легкой (или всплывание более легкой жидкости
в более тяжелой). Скорость смешения жидкостей при этом обуслов-
ливается соотношением величин их плотности.
Свойства образующейся смеси закачиваемого изоляционного мате-
риала со скважинной и продавочной жидкостями могут существенно
отличаться от свойств исходного изоляционного материала, часть же
образующейся смеси теряет свою изолирующую способность вообще
(способность к отверждению, геле- или осадкообразованию, прочность
и тд.).
Иногда отрицательное действие смешения части изоляционного ма-
териала с потерей его изолирующей способности остается незамечен-
ной из-за того, что закачивают изоляционный материал в объемах,
значительно превышающих необходимые (исходя из выполняемой за-
дачи); спускают НКТ до изолируемого интервала и исключают таким
образом движение изоляционного материала по обсадной колонне; ши-
роко применяют в качестве изоляционного материала цементные раст-
воры, обладающие высокой плотностью.
Вместе с тем изложенное со всей очевидностью свидетельствует
о необходимости учета процессов смешения изоляционного материа-
ла во время РИР для выбора технологии, обеспечивающей снижение
объема смешивающегося изоляционного материала до минимума или
позволяющей уменьшить отрицательные последствия .происходящего
смещения.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИИ РИР
В СКВАЖИНАХ
СО СЛОЖНЫМИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ
Исходя из изложенного, может быть сформулировано основное на-
правление совершенствования методов и технологии РИР в скважинах
со сложными гидродинамическими условиями: предупреждение допол-
нительного разбавления изоляционного материала после его закачки в
обрабатываемый интервал. Одним из путей достижения этого явля-
ется применение изоляционных материалов с регулируемыми величина-
ми плотности и времени превращения его в нетекучее состояние.
Суспензии гипса в нефтяной эмульсии. Использование
суспензий гипса на водной основе, обладающих короткими сроками
гидратации, широко известно, например при ликвидации зон поглоще-
ния в процессе бурения скважин. Вместе с тем основное преимущест-
во этих суспензий - короткие сроки гидратации - одновременно явля-
ется и недостатком, усложняющим их практическое применение.
Для увеличения срока отверждения предложено использование раз-
личных замедлителей процесса гидратации, а также применение сус-
пензий гипса в нефти или дизельном топливе. При этом процесс гидра-
173
тации гипса начинается лишь после интенсивного перемешивания сус-
пензии с водой.
Однако низкие прочность и устойчивость гипсового камня при хра-
нении в воде, особенно в пластовой воде хпоркальциевого типа, прак-
тически исключают использование суспензий гипса при проведении
РИР в скважинах.
Более детальное изучение суспензии гипса на нефтяной основе и
образующегося гипсового камня позволило обнаружить, что выделяю-
щаяся в процессе гидратации гипса нефть находится в гипсовом кам-
не в виде капель, что придает камню пористость и проницаемость.
Это и позволяет использовать такую суспензию для получения облег-
ченного и проницаемого каркаса, в последующем заполняемого раст-
вором синтетической смолы, например ТСД=9, придающим гипсово-
му каркасу прочность, снижающим его проницаемость и предупреждаю-
щим растворимость в воде. В результате появляется реальная воз-
можность использования гипса в качестве изоляционного материала
при проведении РИР в скважинах.
При этом изоляция интервалов с большой поглотительной способ-
ностью может быть обеспечена в два приема. Вначале закачивают сус-
пензию гипса плотностью, близкой к плотности пластовой воды, и
коротким сроком отверждения, практически исключающим разбавление
суспензии. Создается проницаемый каркас, выполняющий роль времен-
ного тампона, ограничивающего поглотительную способность изолируе-
мого интервала и являющегося основой непроницаемого изолирующего
материала. Затем каркас заполняют раствором смолы, обладающим ма-
лой вязкостью, хорошей фильтруемостью и достаточно большим вре-
менем отверждения, В результате изолируемый интервал перекрыва-
ется стойким к воде, непроницаемым материалом. Описываемые ниже
лабораторные исследования подтвердили возможность практической
реализации предлагаемого способа.
Для получения суспензии гипса использовали водонефтяную эмуль-
сию, приготовляемую перемешиванием водопроводной воды и нефти
(дизельного топлива) в соотношении 1:1 без эмульгатора. Для при-
готовления эмульсии использовали дегазированную нефть Арианского
месторождения,
Одновременно изучали возможность снижения плотности суспензий
гипса применением пламипона (пластмассовые микробалпоны, запол-
ненные азотом).
Кроме того, изучали влияние добавления ПАВ в суспензию гипса
на свойства самой суспензии и образующегося из нее камня, При
этом прежде всего предполагалось повышение прочностных свойств
образующегося гипсового камня за счет более полного замещения дис-
персионной среды суспензии (дизельное топливо) водой, В качестве
ПАВ применяли реагент 44-11,
Данные лабораторных исследований по разработке рецептуры сус-
пензии гипса и изучению возможности их использования в качестве
изоляционного материала приведены в табл. 30,
Из рассмотрения приведенных данных следует:
суспензии гипса в водонефтяной эмульсии и образующийся из них
камень обладают пониженной плотностью;
174
Проницаемость образца по нефти.
Вязкость по воронке
СПВ=5, с
Проницаемость по воздуху,
мкм^
Плотность суспензий,
кг/м^______________,
	начало	Сроки схва- тывания, мин
	конец	
Отстой, %
Растекаемость по кру-
гу АзНИИ, м
Водоотдача за 5 мин, п			
водопроводная вода	на разрыв	2 суток	J	Прочность, МПа
пластовая вода			
водопроводная вода	на изгиб		
пластовая вода			
водопроводная вода	на разрыв	5 суток	
пластовая вода			
водопроводная вода	на изгиб		
пластовая вода			
водопроводная вода	1 на разрыв	10 суток	
пластовая вода			
водопроводная вода	на изгиб		
пластовая вода			
Т абпица 30
суспензии гипса в водонефтяной эмульсии, а также суспензии гип-
са с добавкой ппамипона в воде имеют более длительные сроки поте
ри текучести, чем обычные суспензии гипса в воде;
добавление ппамипона к гипсу при сохранении достаточной текучес-
ти суспензии позволяет регулировать ее плотность в пределах от
1500 до 1100 кг/м3;
прочность гипсового камня снижается при хранении его в воде,
особенно в пластовой-*-);
наименьшей устойчивостью к воде обладает гипсовый камень, по-
лученный с добавкой ппамипона;
гипсовый камень, полученный на основе водонефтяной эмульсии, об-
ладает проницаемостью;
добавление ПАВ (реагент 44-11) в суспензию гипса на водонеф-
тяной эмульсии не влияет на прочностные свойства подучаемого кам-
ня.
Через полученные проницаемые образцы на фильтрационной установ-
ке фильтровали раствор смолы ТСД=9 со сроком начала отверждения
2-3 ч. После отверждения смолы определяли проницаемость образцов
по воде и их прочность. При этом прочность образцов проверяли на
сжатие, поскольку фильтрация растворов смолы на фильтрационной ус-
тановке возможна только через образцы цилиндрической формы.
Результаты исследований по изучению снижения проницаемости и
упрочнению гипсового камня фильтрацией через него раствора смолы
ТСД=9 приведены в табл. 31.
Описанный способ может быть использован при изоляции пластов
и нарушений обсадных колонн с бо льшой поглотительной способностью,
а также при ликвидации зон поглощения в процессе бурения скважин.
Изоляционный материал на основе гипса и синтетической смолы ТСД=
=9 обладает регулируемыми плотностью, временем потери текучести и
высокими изолирующими свойствами образующегося гипсополимерного
камня.
Проведение РИР предложенным способом может быть осуществле-
но следующим образом.
Во всех случаях подбирают рецептуру суспензии гипса в водонеф-
тяной эмульсии с минимальным временем потери текучести, обеспе-
чивающим безопасную закачку ее в скважину и продавку в изолируе-
мый интервал. Время начала отверждения раствора смолы устанавли-
вают равным 2-3 ч.
Суспензию гипса на основе водонефтяной эмульсии готовят в про-
цессе ее закачки в скважину. Для этого заранее приготовленную во-
донефтяную эмульсию и гипс смешивают в цементосмеситепьной ма-
шине и суспензию закачивают насосным агрегатом в скважину.
Кроме того, с помощью цементосмесительной машины можно гото-
вить суспензию гипса в нефти (дизельном топливе), которую одним
агрегатом подают на устье скважины. Одновременно на устье вто-
рым агрегатом подают воду. Таким образом, суспензия гипса в водо-
1) Для хранения образцов использовали модель пластовой воды
Арианского месторождения.
176
Табпипа 31
	Состав тампонажно			й смеси	Проницаемость образцов гипсового камня			
ГИПС,КГ		вода, л	нефть,л	дизель- ное топ- ливо, л	К1 по нефти или дизельно- му топли- ву, мкм^	Объем профиль- трован- ного ра- створа смолы, л	К2 по воде, мкм^	Прочность на сжа- та, МПа
1		0,7	0,7					0,30
1		0,7	0,7		0,025	0,143	2-10"4	4,07
1		0,7	0,7		0,046	0,240	1-1 о-4	3,74
1		0,7	—	0,7	0,85	0,518	0	5,42
1		0,7	-	0,7	1,92	0,340	0	6,33
нефтяной эмульсии образуется в процессе закачки и смешения суспен-
зии гипса в нефти ( дизельном топливе) и воды.
Суспензию гипса в водонефтяной эмульсии закачивают в изолируе-
мый интервал во всем объеме или при необходимости в стволе сква-
жины оставляют мост.
В первом случае раствор смолы можно закачивать непосредствен-
но вслед за суспензией гипса с закачкой между ними в качестве бу-
ферного слоя нефти (дизельного топлива) в объеме 0,2-0,5 м®. При
этом после продавки за обсадную колонну суспензии гипса во всем
объеме закачку прекращают на время схватывания гипса, после че-
го за обсадную колонну закачивают раствор смолы во всем объеме
или с оставлением моста.
При оставлении в скважине моста из суспензии гипса раствор
смолы закачивают в скважину и продавливают за обсадную колонну
после разбуривания моста из гипса.
Суспензии гипса на основе смолы ТСД = 9, Изоляционные
материалы с регулируемыми плотностью и временем потери текучес-
ти могут быть получены и непосредственно на основе синтетических
смол, например ТСД=9 и ТС=10. Так, известно применение суспен-
зий глины и цемента в указанных смолах, обладающих регулируемы-
ми плотностью, коротким сроком отверждения и отверждающимся
фильтратом [10],
Однако использование этих суспензий при проведении РИР иногда
затруднено. Добавление к смоле глины (глинопорошка) несколько
снижает прочность образующегося полимера. Трудности практического
использования суспензий цемента в смоле обусловлены узостью пре-
делов концентрации отвердителя (формалина, обеспечивающих получе-
ние суспензий с приемлемым временем отверждения суспензий и их
фильтрата. При низких концентрациях формалина получаются неотвер-
ждающиеся суспензии, при высоких - отверждающиеся за очень корот-
177
23-1
кое время, недостаточное для закачки суспензии в изолируемые ин-
тервалы.
Лабораторными исследованиями было показано, что добавление в
раствор смолы ТСД=9 гипса незначительно изменяет время отвержде-
ния растворов.
Это, очевидно, объясняется тем, что водные суспензии гипса
(CaSO^j являются практически нейтральными и изменение времени от-
верждения его суспензий обусловлено уменьшением содержания воды,
расходуемой на процесс гидратации гипса. В то же время прочност-
ные показатели получаемого полимера из суспензии гипса в смоле
значительно выше, нежели у полимера, образующегося из раствора
смолы. Это послужило основанием для постановки лабораторных ис-
следований по изучению возможности получения суспензий гипса в смо-
ле ТСД=9 с регулируемыми плотностью и временем отверждения с це-
пью использования их при проведении РИР в скважинах со сложной
гидродинамической обстановкой.
В проводимых исследованиях плотность суспензий регулировали из-
менением содержания гипса, а срок отверждения - содержанием катали-
затора (NaOH).
Срок отверкдения суспензий определяли по изменению величины
вязкости их во времени, наблюдаемой визуально и измеряемой на вис-
козиметре В3=1 с герметичной рубашкой для термостатирования сус-
пензий при температуре 25°С [10].
Прочность изучаемых образцов суспензии определяли на разрыв и
изгиб. В последнем случае измерение прочности проводили на разрыв-
ных машинах типа МИИ-100 и РЦ=1. Образцы отвержденной суспен-
зии хранили в водопроводной и пластовой воде.
Проволочные исследования (табл. 32 и рис, 51 и 52) показывают,
что:
плотность суспензии легко регулируется введением различного ко-
личества гипса;
с увеличением содержания гипса постепенно снижается срок от-
верждения суспензии за счет уменьшения содержания воды, необходи-
мой для образования двуводного гипса;
введение гипса повышает прочность (на разрыв) полимера в 2 ра-
за. Одновременно данные табл, 32 показывают, что прочностные
свойства полимеров не могут характеризоваться прочностью на из-
гиб ввиду больших погрешностей при определении этого показателя,
обусловливаемых высокой пластичностью отвержденной смолы, равно
как и суспензий не е основе;
с увеличением разбавления суспензии водой или формалином проч-
ность образующегося полимера снижается;
прочность образцов, хранившихся в пластовой воде, выше прочнос-
ти образцов, хранившихся в водопроводной воде;
прочность полимера на разрыв возрастает в течение первых 5 сут,
затем она практически не изменяется (см. рис. 51);
объем образцов при хранении в воде возрастает: в водопроводной -	£
до 16, в пластовой - до 12 % (рис. 52). Пластовая вода, благодаря С
действию ионов, способствует уплотнению структуры полимера: боль-
1 78
Таблица 32
гип-	Состав суспензии			X	сус	Прочность образцов через			
S ф 2 о				(0 X	X X X X		z сут,	mi ia	
Ф о					Ф X				
ев аз 'g 2		X		о	и 2	на раз	рыв	на Ик	згиб
лие ?и к	О 1	ё га	о		ф Д •	§ w	3	Ct О Л <3	X га га
Ф о а о о м Я И н 5 а	ТСД	S а о •е	с £	8 * X Е- О Е	° § W « 2 g 8.	О § & 2 И S	ластов вода	о ct а о X X о а к о 3	га п о о й X о <0 Й
О S о				с	со	л к	с	Л X	и
-	1	0,5	—	1060	4-05	1,10	1,23	4,02	4,10
6	1	0,5	0,25	1170	4-05	2,02	2,25	3,77	3,83
3	1	0,5	0,50	1240	3-55	2,26	2,94	3,48	4,35
2	1	0,5	0,75	1330	3-50	1,96	3,04	4,06	5,22
1,5	1	0,5	0,10	1410	3-45	2,17	2,84	4,17	5,48
1.0	1	0,5	0,15	1510	3-35	1,69	2,40	3,92	4,14
0,75	1	0,5	0,20	1680	3-35	1,47	2,20	4,70	4,50
1	1	1	0,20	1530	4-10	0,74	0,63	2,11	2,06
2	1	1	0,10	1330	4-10	1,42	1,87	-	-
5055
шая прочность и меньшая степень объемного расширения образцов при
хранении их в пластовой воде.
Кроме этого, по принятой нами методике были определены адгези-
онные свойства полимера, образующегося из суспензии гипса на ос-
нове смолы ТСД=9, Проведенные исследования показали, что проч-
ность сцепления с поверхностью цементного камня, смоченного во-
дой, практически равна прочности сцепления полимера, полученного
из смолы ТСД=9 без наполнителя, и составляет 0,39 МПа, что сви-
детельствует о хороших адгезионных свойствах изучаемого полимера.
Результаты исследований по разработке рецептур суспензии гипса
на основе смолы ТСД=9 с регулируемым сроком отверждения приве-
дены на рис. 53.
Исследования проводили при температуре 5 - 40°С, для чего про-
бы помещали в водяную баню. При этом время начала отверждения
суспензии определяли визуально.
Как видно из рис. 53, полученная зависимость аналогична зави-
симости для водных растворов смолы ТСД=9, а также суспензий гли-
ны на ее основе [10],
Таким образом, время отверждения суспензии гипса определяется
в основном составом раствора смолы (ТСД=9, формалин, МаОН, во-
да) .
Проведенные исследования показали, что суспензия гипса на осно-
ве смолы ТСД=9 отвечает требованиям, предъявляемым к иэоляцион-
179
23-2
Рис. 51. Изменение прочности об-
Рис. 52. Изменение объема об-
разцов на разрыв в пластовой (1)
и пресной (2) водах. Состав сус-
пензии, объемн. %: смола ТСД-9-
29,5; формалин - 14,8; гипс -
55,7
разцов во времени в пресной
(1) и пластовой (2) водах. Сос-
тав суспензии, объемн. %: смо-
ла ТСД-9 - 29,5; формалин -
14,8; гипс - 55,7
Концентрация катализатора NaOH,г/л
Рис. 53. Зависимость срока отверждения суспензии гипса на основе
смолы ТСД-9 (отношение объема смолы к объему формалина 1:0,5),
отношение объема раствора смолы к весу гипса от концентрации ка-
тализатора NaOH и температуры, °C:
- 1,5: 1. 1- 5;, 2- 10; 3- 15; 4-20; 5 - 25; 6 -30;
7-40
ным материалам для проведения РИР в сложных гидродинамических
условиях скважин: регулируемые плотность и срок отверждения сус-
пензии, высокие физико-механические свойства (прочность, пластич-
ность, адгезионные свойства) полимера, доступность сырья.
Технология проведения РИР с использованием суспензии гипса
на основе смолы остается такой же, что и при использовании водных
растворов смолы ТСД-9, При раздельной подаче в скважину смолы и
180
5055
отвердителя гипс, так же как и катализатор, предварительно переме-
шивают со смолой ТСД-9.
Возможность использования суспензий пшса на основе смолы
ТСД-9 подтверждена при проведении РИР в некоторых скважинах
НГДУ Туймазанефть и Южарланнефть.
В скважинах НГДУ Туймазанефть суспензию гипса использовали
при ликвидации нарушений обсадных колонн в интервале глубин 74 -
1320 м (пластовая температура 7-25°С) , Учитывая отсутствие за
обсадной колонной против интервалов ее нарушения цементного коль-
ца и заполнение затрубного пространства пластовой водой плотностью
1180-1190 кг/м3, использовали суспензии плотностью 1190 -
1370 кг/м3 со сроком отверждения 20 - 30 мин.
При выполнении указанных РИР суспензию гипса на основе смолы
ТСД-9 готовили следующим образом. В отдельной емкости предвари-
тельно с помощью цементировочного агрегата готовили суспензию гип-
са в смоле с добавлением катализатора NaOH (без отвердителя). За-
тем полученную суспензию и отвердитель (формалин) с помощью двух
цементировочных агрегатов через тройник одновременно закачивали в
73-мм НКТ, спущенные на 30-60 м выше интервала нарушения. По-
сле задавки суспензии за обсадную колонну проводили контрольную
срезку и скважину герметизировали.
Во всех случаях в стволе скважин в заданном интервале был об-
наружен мост из полимера и нарушение обсадной колонны было лик-
видировано, Герметичность колонны после проведенных РИР устанав-
ливали опрессовкой скважины.
В некоторых скважинах НГДУ Южарланнефть суспензию гипса на
основе смолы ТСД-9 использовали для отключения обводненных интер-
валов продуктивного пласта по схеме селективной изоляции.
Применение суспензий для указанных цепей обусловливалось вы-
сокой приемистостью пластов (например, в скв. 5151 - 420 м3/сут
при давлении закачки 8,82 МПа), Исходя из этого, применяли суспен-
зии плотностью 1250-1270 кг/м3 со временем начала отверждения
15-20 мин.
Суспензии готовили по следующей схеме. Расчетное количество
гипса загружали в цементосмеситепьный агрегат 2СМН-20, в кото-
ром готовили суспензию гипса в смоле ТСД-9 с добавлением катали-
затора NaOH. Суспензии гипса в смоле смешивали с отвердителем
(формалином) на забое скважины, для чего формалин закачивали в
48-мм НКТ, а суспензию гипса в смоле - в кольцевое пространство
между 48- и 89-мм НКТ, спущенными на 25-3 5 м выше интервала
перфорации продуктивного пласта. Формалин и суспензию гипса в
смоле закачивали одновременно двумя цементировочными агрегатами
при открытом затрубном пространстве до башмака НКТ, после чего
затрубное пространство закрывали и приготавливаемую суспензию за-
качивали в изолируемый интервал.
Суспензии гипса на основе смолы ТСД-9 могут быть использова-
ны в скважинах с пластовой температурой 5-40°С при ликвидации на-
рушений обсадных колонн, отключении пластов с высокой поглотитель-
ной способностью, ликвидации межпластовых перетекав и тд,
181
Совершенствование технологии ремонтно-изоляцион-
ных работ в скважинах со сложными гидродинамически-
ми условиями. С цепью повышения эффективности РИР в скважи-
нах со сложными гидродинамическими условиями, проводимых с исполь-
зованием смолы ТСД-9, нами было предложено применять растворы
смолы с минимальным сроком отверждения [51, 711 .
При этом для предупреждения дополнительного разбавления во вре-
мя закачки в скважину растворы смолы следует готовить непосред-
ственно на забое скважины в процессе задавливания их за обсадную
колонну. Смолу и отвердитель (формалин) подают в зону смешения
раздельно. Используемый для сокращения срока отверждения катали-
eaTop(NaOH) предварительно добавляют в исходную смолу.
При проведении работ могут быть использованы следующие техно-
логические схемы приготовления растворов:
раздельная закачка смолы и формалина по НКТ и межтрубному
пространству с устья скважины до башмака НКТ и последующая од-
новременная продавка по НКТ и межтрубному пространству обоих ком-
понентов в интервал смешения и смеси - за обсадную колонну;
раздельная закачка смолы и отвердителя по двум колоннам НКТ
до башмака НКТ и последующая одновременная продавка их в интер-
вал смешения и смеси - за обсадную колонну.
При использовании первой схемы вся жидкость, заполняющая сква-
жину, должна быть закачана в интервал изоляции. При низкой продук-
тивности его и высоком пластовом давлении это сопряжено с боль-
шими трудностями, а в ряде случаев невозможно вообще (давление
закачки выше допустимого)!).
Кроме того, большой объем межтрубного пространства между НКТ
(73-мм) и обсадной колонной (146-мм или 168-мм) определяет
необходимость увеличения расхода формалина из-за его разбавления.
Вторая схема лишена этих недостатков, однако имеет свои труд-
ности - спуск двух колонн НКТ.
В каждом конкретном случае может быть использована та или дру-
гая технологическая схема приготовления и закачки растворов смолы
в изолируемый интервал.
Учитывая неизбежность смешения части закачиваемой жидкости
при движении по трубам, при проведении РИР по описываемой тех-
нологии для приготовления рабочих растворов целесообразно исполь-
зовать смолу ТСД-9 и формалин без дополнительного их разбавления.
Одновременно должны быть несколько увеличены объемы закачиваемых
исходных продуктов.
Ниже приведено несколько примеров проведения РИР по предлага-
емой технологии.
1) п
В этих условиях может быть применена схема последователь-
ной закачки формалина и смолы по НКТ с выведением первого в
межтрубное пространство и последующей одновременной продавкой по
НКТ и меж трубному пространству обоих компонентов в интервал сме-
шения.
182
м3/сут-/?,5м
Рис. 54. Каротажная диаграмма и профиль приемистости скв. 4667
НГДУ Южарланнефть:
Дата		Ру, МПа 12,45	Q, м'^/сут 260
1 -	4. IX. 1970 г.		
2 -	11.Х. 1971 г.	14,7	282
3 -	4. XI .1972 г.	11,76	30
4 -	6.II. 1975 г.	7,35	308
5 -	20Л. 1975 г.	13,72	78
Ликвидация перетока закачиваемой воды в непродук-
тивный пласт в нагнетательной скв. 4667 НГДУ Южарлан-
нефть. Скважина обсажена 146-мм обсадной колонной. Интер-
валы перфорации продуктивных пластов (рис. 54): Сц 1205,6 -
1206,2 и 1209,6-1212 м; Су - 1221,6-1223,2 м; Сур -1226-
1227 м; Су] - 1231-1232 и 1235,6-1239,6 м.
По данным исследования РГД от 4. IX.1970 г, вся закачиваемая
вода поглощается только верхним пропластком пласта Сц толщиной
всего 0,6 м (см. рис. 54). Это явилось основанием для проведения
РИР по ликвидации перетока воды в сторону алексинского песчаника,
расположенного на 18 м выше интервала перфорации.
Для ликвидации перетока в IX. 1971 г. в верхний интервал перфо-
рации при давлении 17,15 МПа было закачано 0,8 м^ цементного
раствора. Исследованием РГД от 11.Х.1971 г. показано поглоще-
ние жидкости наиболее мощным и проницаемым интервалом пласта Сц *
Однако через год закачиваемая вода вновь поглощалась изолирован-
ным интервалом без дополнительной его перфорации. Исследование
РГД от 6.11.1975 г. также показывает, что основная часть жидкос-
ти поглощается верхним интервалом пласта Сц толщиной 0,6 м (см.
рис, 54).
183
На основании анализа данных исследований было принято решение
о проведении работ по ликвидации перетока воды через верхний интер-
вал перфорации с одновременным его отключением.
При проведении РИР использовали раствор смолы ТСД-9 со време-
нем начала отверждения 10 мин (соотношение смолы и формалина 1:1
с добавкой NaOH в количестве 20 кг на 1 м^ смеси; температура
пласта по данным ТЭГ - 16°С).
Поскольку почти вся закачиваемая вода поглощалась только вер-
хним интервалом перфорации, работы было решено проводить без от-
ключения нижних пластов засыпкой их песком или закачкой цементно-
го раствора.
Башмак 73-мм НКТ установили на глубине 1170 м, один агрегат
ЦА-320 подсоединили к НКТ, а второй - к затрубному пространству;
1,8 м® смолы с 60 п NaOH(NaOH в растворе плотностью
1450 кг/м^) и 1,8 м® формалина продавкой их соответственно в
НКТ и межтрубное пространство довели до глубины 1160 м, т.е.
на 10 м выше башмака для предотвращения преждевременного контак-
та смолы с формалином. Затем одновременной закачкой продавочной
жидкости в НКТ и межтрубное пространство в пласт закачали 3,5 м®
раствора смолы с формалином при давлении 14,7 МПа.
Мост смолы был обнаружен на глубине 1172 м, опрессован дав-
лением 14,7 МПа (герметичен ) и разбурен до глубины 1212 м. За-
тем скважина была промыта допуском НКТ до глубины 1252 м и пу-
щена под закачку.
По данным исследования РГД от 20.П .1975 г. (см. рис. 54) за-
качиваемую воду поглощают пласт Cyj и наиболее проницаемый ниж-
ний интервал пласта Cjj.
Сокращение времени отверждения применяемых растворов смолы и
приготовление их на забое скважины позволяет значительно повысить
эффективность РИР в скважинах со сложными гидродинамическими
условиями. Вместе с тем иногда проведенные РИР с самым строгим
соблюдением выбранных рецептур и технологии не обеспечивают дос-
тижение поставленной перед работами цепи. Анализ условий проведе-
ния таких РИР позволяет утверждать, что наиболее вероятной причи-
ной их безуспешности явилось взаимодействие между пластами уже по-
сле закачки тампонажных смесей в изолируемые интервалы, т.е. в
процессе перехода смесей в нетекучее состояние. Различие коллектор-
ских свойств и пластового давления в различных пластах, вскрытых
перфорацией или сообщающихся через нарушения в цементном кольце,
обусловило возникновение перетока жидкости между ними после пре-
кращения продавки тампонажных смесей в изолируемые интервалы и,
как следствие, - образование в закупоривающем материале циркуля-
ционных каналов.
Одним из направлений совершенствования технологии РИР, осу-
ществляемых закачкой темпонажцых смесей одновременно в несколько
пластов, является исключение условий образования перетока жидкос-
ти между пластами после закачки смесей в изолируемые интервалы
при установлении продолжительности их закачки, равной сроку потери
текучести тампонажных смесей,
184
5055
Практическая реализация предлагаемо!-и решепп»
установлении срока потери текучести применяемых тампонажных сме-
сей строго в соответствии с поглотительной способностью скважины
(пластов, вскрытых скважиной) и объема смеси, планируемого к за-
качке. Наиболее перспективными материалами являются синтетичес-
кие смолы, время начала отверждения которых регулируется в широ-
ких пределах.
При этом тампонажную смесь закачивают в скважину и за обсад-
ную колонну по обычной технологии с той лишь разницей, что послед-
нюю порцию смеси закачивают с минимальной скоростью с расчетом,
чтобы давление закачки до самого начала потери текучести смеси бы-
ло больше пластового в пласте с максимальным давлением, а количе-
ство оставшейся в скважине смеси было достаточным для перекрытия
интервалов перфорации.
На сегодня по описанной технологии РИР были проведены в неко-
торых скважинах в результате 'нарушения' планировавшейся техноло-
гии: приготовление растворов смолы ТСД-9 со сроком отверждения
меньшим, чем предусматривалось; непредусмотренные задержка и пе-
рерывы в закачке растворов и т.д. В указанных скважинах по тем
или иным причинам закачка растворов смолы ТСД-9 была прекращена
вследствие потери текучести растворов или одновременно с ней. Та-
ким образом, РИР были проведены в условиях, исключающих возник-
новение перетока жидкости между разобщаемыми пластами, а следо-
вательно, и образование циркуляционных каналов между ними. При за-
качке в изолируемые интервалы растворов смолы в достаточном коли-
честве проведение подобных РИР обеспечивало достижение ставившей-
ся перед ними цепи.
В качестве примера описанных РИР могут быть приведены работы
по исправлению некачественного цементного кольца в нефтяной скв.
5244 НГДУ Южарланнефть (рис. 55).
Скважина обсажена 146-мм обсадной колонной и введена в экс-
плуатацию по пласту Сц, вскрытому в интервале 1298,4-1301,0 м
50 выстрелами ПК-103. Начальный дебит скважины 35 м^/сут при
содержании воды 95 % (VIII.1974 г.), дебит скважины ко времени
проведения РИР ( XIIJ. 975 г.) 29 м^/сут при содержании воды 93%,
Высокая обводненность продукции скважины с самого начала экс-
плуатации позволила сделать предположение о негерметичности це-
ментного кольца и притока воды из водоносного пласта Су|, интервал
1322-1340 м (см. рис. 55). Исследования от 1.XII1975 г. высо-
коточным термометром 'Сигма-2' при фонтанировании и после ос-
тановки скважины, а также глубинным дебитомером ДГД-8Б подтвер-
дили сделанное предположение и явились основанием для проведения
РИР.
Исправление некачественного кольца было проведено с использова-
нием раствора смолы ТСД-9 со сроком начала отверждения 20 мин,
готовившегося на забое скважины по схеме раздельной закачки смо-
лы и формалина по 48- и 89-мм НКТ, спущенным соответственно до
глубин 932 и 1253 м.
При открытом затрубном пространстве в колонну 48-мм НКТ за-
185
24-1
U IU ZU им-м
. качивапи формалин, а в меж-
трубное пространство между
48- и 89-мм и НКТ - смо-
лу ТСД-9 с добавкой ката-
лизатора 1\аОН.Формапин и
смола с катализатором были
доведены до башмака 48-мм
НКТ, после чего затрубное
пространство было закрыто и
двумя агрегатами ЦА-320
начата их закачка в интер-
вал перфорации пласта Сц"
Закачивали при давлении до
15,68 МПа при соотношении
скоростей закачки смолы и
формалина 2:1. Ко времени
раствора смолы из 89-мм
Рис. 55, Каротажная диагр^ и .
профиль отдачи скв. 5244 НГДУ
Южарланнефть
окончания выведения приготавливаемо!
НКТ обнаружили незначительные пропуски в затрубном пространст-
ве, и закачка раствора была прекращена. Практически одновременно
прекратились и пропуски в затрубном пространстве, что объясняется
отверждением закачанного раствора смолы. Начатый сразу же подъем
НКТ подтвердил это; башмак колонны 89-мм НКТ оказался прихва-
ченным отвержденной смолой. Проведенной опрессовкой давлением
14,7 МПа до и после разбуривания моста из отвержденной смолы бы-
ла установлена герметичность изолированного интервала пласта Сц.
После вскрытия пласта Сц перфорацией в прежнем интервале
1298,4-1301,0 м скважина введена в эксплуатацию, В результате
проведенных РИР дебит нефти увеличился более чем в 2 раза (4 -
5 т/сут вместо 2 т/сут), а содержание воды снизилось до 78-65%
вместо 93 %. В течение первых восьми месяцев после проведения
РИР из скважины дополнительно добыто 1160 т нефти и изолирован
приток более 2000 м^ воды.
Сделать однозначную оценку проведенным РИР не представляет-
ся возможным, однако указанные изменения величины притока нефти
и воды позволяют говорить о повышении степени герметичности це-
ментного котпща между пластами Сц и Cyj .
Подобная ситуация сложилась при проведении РИР по отключению
обводненного интервала пласта Сц в нефтяной скв. 4732 НГДУ Южар-
паннефть, В скважине одновременно и совместно эксплуатирова-
лись пласты Сц, Су, Cyjo и Сур По результатам исследований
было установлено, что обводнение продукции скважины до 96-98%
в основном произошло по пласту Сц* Попытка отключения обводненно-
го интервала пласта по схеме селективной изоляции с использованием
раствора смолы ТСД-9 со временем начала отверждения 2,5-3 ч ока-
залась безуспешной, Задавка в пласты 4 м^ раствора смолы не из-
менила их продуктивности, более того, оставленного моста в стволе
скважины не было обнаружено вообще. При повторном проведении РИР
были использованы растворы смолы ТСД-9 с короткими сроками от-
верждения, По описанной выше схеме в пласты была задавлена пер-
186
вая порция раствора объемом 2,25 м® со временем начала отвержде-
ния 1 ч, а при залавке второй порции объемом 1,2 м^ со временем
отверждения 15 мин отверждение раствора произошло в процессе его
закачки. Скважина введена в эксплуатацию после разбуривания мос-
та из отвержденной смолы без дополнительного вскрытия пласта Сц .
В цепом проведенные работы оказались успешными. В результате от-
ключения обводненного интервала пласта Cjj только в течение пер-
вых девяти месяцев после проведения РИР из скважины дополнитель-
но добыто 4150 т нефти и изолирован приток 9800 м^ воды.
Изложенное со всей очевидностью показывает влияние гидродина-
мических условий в скважине на эффективность проводимых в ней
РИР. Одновременно показаны возможность и направления снижения
отрицательного влияния этих условий, реальность их осуществления
подтверждена опытом РИР в скважинах.
Естественно, возможность предупреждения (или ограничения) раз-
бавления тампонажных смесей в процессе проведения РИР не огра-
ничивается описанными технологическими схемами. В частности, для
указанных цепей с успехом могут быть использованы такие извест-
ные и уже проверенные решения, как закачка тампонажных смесей
между разделительными пробками, применение разбуриваемых хвосто-
виков и т.д.
5055
24-2
187
Глава VIII
РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
В СКВАЖИНАХ
С ПОВЫШЕННЫМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ
Одним иа основных направлений интенсификации разработки неф-
тяных месторождений в настоящее время является применение мето-
дов заводнения с повышением давления на линии нагнетания выше на-
чального пластового давления. В этих условиях значительно услож-
няется процесс разработки, в том числе и за счет проведения работ
по капитальному и текущему ремонту скважин, являющихся средством
реализации проектов разработки. При этом сложность проведения ре-
монтных работ в скважинах, эксплуатирующихся на участках с плас-
товым давлением выше гидростатического, прежде всего заклинается
в необходимости предупреждения открытого их фонтанирования.
На практике в основном применяют три способа предупреждения
фонтанирования:
глушение скважин (создание противодавления на пласт) жидкостью
повышенной плотности;
использование специальных отсекателей пластов, обеспечивающих
разобщение продуктивного пласта и ствола скважины;
снижение пластового давления в районе фонтанируемой скважины
ограничением или прекращением закачки воды в ближайшие к ней наг-
нетательные скважины.
Каждый из способов имеет свою область применения, обусловлен-
ную технологическими особенностями проводимых ремонтных работ,
техническими возможностями и экономическими соображениями.
Наибольшее распространение получил способ глушения скважин, что
обусловлено его универсальностью и простотой по сравнению с други-
ми способами.
Специальные отсекатели, исключающие необходимость глушения
скважин, могут быть использованы только при проведении текущего
ремонта (в настоящее время еще отсутствует простая и надежная
конструкция отсекателей).
Снижение пластового давления при ограничении закачки воды в
ближайшие нагнетательные скважины, как правило, связано с потерей
добычи нефти как в ремонтируемой, так и в окружающих скважинах.
Проведение РИР возможно лишь при отсутствии перелива жидкос-
ти из открытой скважины, исходя из чего при пластовом давлении вы-
ше гидростатического скважина должна быть заглушена или же плас-
товое давление должно быть снижено. С этой точки зрения необходи-
мо иметь совершенно четкие представления о возможностях каждого
из указанных методов и условиях их применения.
188
ВЫБОР ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РИР
Жидкость для глушения скважин (ЖГС) должна удовлетворять оп-
ределенным требованиям, основным из которых является плотность.
Именно по ее величине выбирают жидкости для глушения каждой
конкретной скважины.
Технологическая схема глушения нефтяных скважин определяется
способом их эксплуатации. Так, в фонтанных скважинах ЖГС, как пра-
вило, закачивают по НКТ. В скважинах, оборудованных УЭПН и ШГН,
при наличии устройств для слива жидкости ЖГС также закачивается
по НКТ, при отсутствии их - через затрубное пространство.
Величина необходимой плотности ЖГС может быть рассчитана в за-
висимости от принятой технологической схемы глушения.
Для нефтяных и нагнетательных скважин с закачкой ЖГС по НКТ
используются следующие соотношения:
а)	с подливом ЖГС в процессе подъема глубинного оборудования:
L Р ж (Н - L) рс
ю + ю Рпл*‘
б)	без подлива:
L (Н - L) Рс	v2
10	10 Рп-' Vj ’
Для нагнетательных скважин с закачкой ЖГС по обсадной колонне:
Н Р ж
10 ‘ пл‘
(34)
где Н— глубина залегания продуктивного пласта, м; Г _ глубина спус-
ка НКТ, УЭЦН или хвостовика, м; рп> - пластовое давление, МПа;
— объем 1 м обсадной колонны, м3; V2 — объем металла 1 м
НКТ, м3; рж - плотность ЖГС, г/см3; Рс — плотность скважин-
ной жидкости, г/мЗ.
Практически соотношение (34) используют и при определении вели-
чины необходимой плотности жидкости для глушения нефтяных сква-
жин, что обосновывается возможностью закачки скважинной жидкос-
ти в пласт или, наоборот, вытеснения ее, как более легкой, с забоя
скважины применяемой ЖГС.
В первом случае после заполнения НКТ ЖГС на глубину спуска
насоса циркуляция прекращается и закачка ЖГС продолжается до за-
полнения ею скважины на всю глубину.
Во втором случае, после заполнения НКТ ЖГС на глубину спуска
насоса, закачка прекращается на время, необходимое для опускания
189
закачанного объема ЖГС вниз и подъема скважинной жидкости вверх.
Затем поднявшаяся скважинная жидкость вытесняется на поверхность
в процессе промывки ЖГС, и закачка прекращается снова на время
подъема следующей порции скважинной жидкости. Описанные циклы
продолжаются до заполнения ЖГС скважины на всю глубину.
Как правило, продуктивные пласты в нефтяных скважинах обладают
исключительно низкой приемистостью, что ограничивает использование
технологической схемы глушения с задавкой скважинной жидкости в
пласт лишь единичными скважинами.
Ограниченное использование может иметь и технологическая схе-
ма глушения с вытеснением скважинной жидкости применяемой ЖГС
за счет различия их плотностей, так как большинство скважин к нас-
тоящему времени обводнено и в процессе замещения одной жидкости
другой происходит их перемешивание со снижением плотности ЖГС,
поэтому для глушения необходима многократная закачка ЖГС, опре-
деляющая большой ее расход,
Чаще всего при подсчете плотности ЖГС, необходимой для глуше-
ния нефтяных скважин, используют соотношение (32), для нагнетатель-
ных - (34).
Используя указанные соотношения, были найдены пределы величин
плотности ЖГС, необходимой для проведения ремонтных работ в сква-
жинах в современных условиях разработки нефтяных месторождений.
Исходя из фактических условий эксплуатации фонда нефтяных и наг-
нетательных скважин объединения Башнефть было показано, что по
состоянию на 1. VI. 1976 г. для проведения ремонтных работ глуше-
ния требовали 90% действовавшего фонда скважин. По величине плот-
ности ЖГС скважины распределялись следующим образом: до
1190 кг/м3 - 60,2%; 1190 - 1350 кг/м3 _ 18,2%; 1350-
1800 кг/мЗ — 19,2%; более 1800 кг/м3 _ 2,4%. Для глушения ря-
да скважин в анализируемый период требовались ЖГС плотностью бо-
лее 2 000 кг/м3.
В настоящее время в качестве ЖГС используют пластовую воду,
водные растворы СаС12 плотностью соответственно до 1190 и
1380 кг/м3 (практически до 1350 кг/м3) и утяжеленные глинистые
растворы.
Как показывает опыт проведения ремонтных работ с глушением
скважин, утяжеленные глинистые растворы в большинстве случаев не
удовлетворяют основным требованиям к ЖГС.
Установлено, что требованиям к ЖГС в наибольшей степени удов-
летворяют гомогенные жидкости, не содержащие взвешенных частиц.
При этом основными свойствами жидкостей, определяющими возмож-
ность их использования для глушения, являются плотность и влияние
на проницаемость призабойной эоны. Кроме того, жидкости для глуше-
ния скважин не должны вызывать коррозию оборудования, оказывать
вредного влияния на процесс подготовки нефти (загрязнение добывае-
мой нефти механическими примесями, повышение устойчивости эмуль-
сии, образование нефтесодержащих твердых отходов и т.д.). Процес-
сы приготовления и применения ЖГС должны быть технологичными и
предотвращающими загрязнение окружающей среды, безопасными в об-
ращении, недефицитными и недорогими.
190
Актуальность задачи глушения скважины обусловила постановку и
проведение широких исследований по изысканию жидкостей, удовлет-
воряющих перечисленным требованиям.
Исходя из основных требований к ЖГС — отсутствие взвешенных
частиц и высокая плотность, сама возможность проведения ремонтных
работ с глушением скважин ограничивается перечнем химических сое-
динений с большой молекулярной массой, находящихся в жидком сос-
тоянии или обладающих высокой растворимостью в жидкостях. Пере-
чень таких соединений невелик и идея использования подавляющего
большинства из них в качестве ЖГС уже давно известна.
Сведения о некоторых химических реагентах — органических жид-
костях и неорганических водорастворимых соединениях, обеспечиваю-
щих получение истинных или коллоидных растворов плотностью выше
1190 кг/мЗ, приведены в табл. 33.
Бесперспективными с точки зрения применения в качестве ЖГС яв-
ляются все органические жидкости (дибутилэтан, дихлорэтан, четырех-
хлористый углерод, бромоформ и другие галлоидопроизводные углево-
дороды), хотя идея использования некоторых из них в качестве ЖГС
запатентована. Все они отличаются высокой токсичностью и пожаро-
опасностью, многие из них чрезвычайно дороги и дефицитны.
Наиболее удобными для применения в качестве ЖГС являются жид-
кости на водной основе. При этом задача глушения скважин жидкое -
тями плотностью до 1190 кг/мЭ почти повсеместно успешно реша-
ется при использовании пластовой высокоминерализованной воды.
Выбор жидкостей плотностью выше 1190 кг/мЗ, удовлетворяю-
щих требованиям к ЖГС, более чем ограничен как по ассортименту,
так и по величине плотности — около 2 000 кг/м3 (Sn С12^
Практически же выбор на сегодня ограничивается реальной воз-
можностью - использованием водных растворов СаС12 плотностью
до 1380 кг/мЗ [68]. По своим свойствам растворы СаС^ близки
к пластовым минерализованным водам многих нефтяных месторожде-
ний, содержащим его в большом количестве.
Возможность использования других известных химических реаген-
тов, растворимых в воде, обеспечивающих получение истинных или
коллоидных растворов плотностью выше 1190 кг/мЗ, в настоящее
время должна быть оценена как нереальная по следующим соображе-
ниям:
нитраты и нитриты натрия и кальция (плотность растворов NaN02
до 1300 кг/мЗ, NaNOg — 1390 кг/мЗ, Са (NOg^ — 1600кг/мЗ
[187, 190] - высокая коррозионная активность;
хлористое олово SnC]2 (плотность водных растворов 2000 кг/мЗ)
— дефицитность и чрезвычайно высокая стоимость;
натриевые и калиевые соли ортофосфорной кислоты (плотность вод-
ных растворов Na3PO4, I2H2O - до 1100 кг/мЗ, ГСазНРО^ и
МаНзРО,^- 1300 кг/мЗ, К3РО4 - 1600 кг/мЗ - дефицитность;
жидкое стекло (плотность растворов до 1550 кг/мЗ) — нестабиль-
ность в присутствии электролитов;
хлористый цинк ZnC12 (плотность растворов до 1800 кг/мЗ)
— дефицитность, высокая стоимость. Кроме того, принципиальная воэ-
191
Таблица 3 3
Реагент	Плотность при 2 0°С, кг/м3	Раствори- мость в кг в 1 м3 во- ды при 2 0°С	Плотность при 2 0°С насыщен- ного раствора, кг/м3	Цена 1 кг, руб.
СаС12 (технический)	2150	745	1380	0-07
ZnC12 (технический)	2900	3680	1800	0-50
MgCl2« 6Н2О( тех- нический)	2980	740	1270	0U93
SnC12 (чистый)	3390	2960 (15°)	~2 000	6-80
INaNOg (технический)	2260	875	1390	0-10
NaN02 (технический)	2170	845	1300	0-15
Са (№03)2 (чистый)	2380	1290	1600	0-30
Жидкое стекло (тех-				
нический)	-		1450-1550	0-03
К3РО4 (чистый)	2560	9850	1600	0-85
МазРОд" 12Н2О(тех-				
нический)	2500	1460	1100	0-09
Ма2ПР0д (чистый)	1520	63 (0°)	1300	0-26
Ма^РОф (чистый)	1920	1120	1300	0-52
можность использования водных растворов Z11CI2 в качестве ЖГС
ограничивается скважинами месторождений, нефти которых не содер-
жат сероводород.
Из приведенного перечня реагентов в качестве ЖГС реально могут
быть использованы лишь растворы СаС12 плотностью до
1380 кг/м3 (практически 1350 кг/м3).
В настоящее время растворы СаС]2 широко используют при про-
ведении ремонтных работ с глушением скважин практически во всех
нефтедобывающих районах страны.
Для приготовления ЖГС применяют CaC^t выпускаемый в твер-
дом виде, а также в жидком - водные растворы плотностью 1382—
1383 кг/м3 (при 20°С). Жидкий СаС)2 поставляется в цистер-
нах, твердый — в оцинкованных металлических барабанах (глыба,
мелкокристаллический продукт) или в полиэтиленовых и бумажных пя—
тислойных мешках с двумя внутренними битуминизированными слоями.
Водные растворы из твердого СаС]2 готовят гидравлическим пе-
ремешиванием с применением гидромониторного устройства и центро-
бежных насосов. Более удобным для этих целей является порошкооб-
разный СаС12, 'наиболее неудобным — глыба. Применение жидкого
СаС12 при отсутствии специальных баз сопряжено с трудностями
хранения его.
92
5055
Насыщенный при 20иС раствор CaClp имеет плотность 13021-
1383 кг/м^. В промысловых условиях плотности растворов, приго-
товленных из твердого СаС12 на пресной и минерализованной водах,
составляют соответственно 1350 и 1260—1270 кг/м3. Дальнейшее
увеличение содержания СаС12 в растворе приводит к образованию
пересыщенных растворов, применение которых при глушении может
привести к снижению проницаемости продуктивного пиастра. Для воо-
становления продуктивности пласта ведут дополнительные длительные
промывки.
На практике до 5и-70% объема растворов СаС12 используют
повторно. При этом в процессе первичного использования происходит
разбавление раствора СаС12, ‘ вследствие чего повторно растворы
СаС12 применяются в скважинах с меньшим пластовым давлением.
Вместе с тем, как было показано, имеется значительное число
скважин, требующих для своего глушения ЖГС намного большей плот-
ности. Во многих из них при проведении ремонтных работ почти пов-
семестно используют утяжеленные глинистые растворы плотностью до
1700 кг/мЗ и выше.
Наличие в растворах твердой фазы и их нестабильность значитель-
но усложняют как проведение самой операции глушения, так и ремонт-
ных работ в целом, а также процесс подготовки нефти.
Нестабильность глинистых растворов обусловливает необходимость
неоднократного задавливания скважины в процессе проведения ремонт-
ных работ в ней. При этом помимо роста самих затрат на глинистый
раствор значительно увеличиваются сроки проведения ремонтных работ,
потребность в оборудовании (автоцистерны, насосные агрегаты) и т.д.
Выделение твердой фазы из глинистых растворов приводит к ее
оседанию в виде плотного осадка или корки на забое скважины, стен-
ках труб и скважинного оборудования. Последнее приводит к необхо-
димости проведения специальных и трудоемких работ по удалению осад-
ка и очистке оборудования от плотной корки. Резко снижается эффек-
тивность РИР в скважине, часты случаи выхода из строя УЭЦН.
Проникновение твердых частиц глинистых растворов (глина, утяже-
лители) приводит к резкому снижению проницаемости призабойной зо-
ны пласта. Производительность скважин после их глушения глинис-
тыми растворами снижается в 2—3 раза и более.
Кроме того, при использовании в качестве ЖГС утяжеленных гли-
нистых растворов происходит загрязнение прискважинной территории
в результате перелива жидкости из скважины при разложении раст-
вора, образование большого количества нефтесодержащих отходов на
установках подготовки нефти и т.д.
В некоторых скважинах ремонтные работы вынужденно проводят
с частичным переливом жидкости в обваловки или с закачкой ее в
коллектор. Иногда в скважинах из-за высокого пластового давления
ремонтные работы, несмотря на необходимость, не проводят в тече-
ние продолжительного времени и не могут быть проведены с глу-
шением вообще.
Как уже было сказано, ремонтные работы, и в частности РИР, яв-
ляются одним из основных средств реализации проектов разработки
193
25-1
нефтяных месторождений. Исходя из этого, возможность и условия
проведения РИР должны быть обоснованы еще при установлении оо-
новных показателей разработки, т.е. в процессе составления проекта
разработки нефтяного месторождения.
Одной из возможностей проведения ремонтных работ в скважинах с
повышенным пластовым давлением является снижение его ограничени-
ем (или прекращением) закачки воды в нагнетательные скважины.
Способ этот — универсальный. Вместе с тем использование его за-
частую сдерживается неизбежными потерями в закачке воды и добыче
нефти и отсутствием на сегодня методики определения их величин и
учета при планировании объемов добычи нефти и закачки воды.
ОБОСНОВАНИЕ УСЛОВИЙ
СНИЖЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
С ЦЕЛЬЮ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
В СКВАЖИНАХ
Методика обоснования условий снижения пластового давления пред-
определяет возможность моделирования условий разработки конкрет-
ных участков конкретных месторождений, позволяющего с допустимой
точностью расчетным путем определить величину потерь в за.'сачке
воды и добыче нефти.
Математическая модель работы участка залежи простая и описы-
вается системой линейных уравнений:
Рк ~ РС1 *а1,1 «1 + а1,2 42 + —+ al, j 9,-.	(35)
рк - Рс2 " а2, 1 ’1 + а2,2 92+ --+а2, ; 9;.	(36)
рк ~ рс; “ а/, 1 91 + ai,2 92 + -• + ai,i
(37)
где рк, рс. — соответственно пластовое давление на контуре питания
и забойной давление, МПа; а7- • - коэффициент влияния скважин (ко-
эффициент матрицы); gj ... q- — дебиты скважин, мЗ/сут; р^—рс .“ А Pj
— депрессия между пластовым давлением на контуре питания и забой-
ным давлением в i —й скважине.
При решении уравнений в качестве величин дебитов нагнетатель-
ных скважин берутся значения их приемистости со знаком 'минус',
т.е. величины дебитов считаются отрицательными (источник в пласт).
Для решения задачи принимают граничные условия: на внешнем кон-
туре питания выбранного участка рк-const; на скважинах дополни-
тельно к системе уравнений (35—37) задают граничные условия сог-
ласно существующим характеристикам оборудования для добычи жид-
194
кости ШГН, ЭЦН и фонтаном. В общем виде уравнение характеристики
имеет вид: рс«А + вg (38). Конкретные значения коэффициентов за-
висят от глубины и продуктивности пласта, обводненности скважин,
способа эксплуатации и устанавливаются по промысловым данным.
Матрицы коэффициентов влияния а.  рассчитывают на универ-
сальной сеточной модели УСМ-1, это обусловлено требованием высо-
кой точности идентификации пласта.
Системы уравнений (35—38) решают исходя из заданных давле-
ний реального участка, коэффициентов а-  и характеристик обо-
рудования. Затем расчеты повторяют при других возможных условиях
работы скважин, например при отключении нагнетательных скважин.
В каждом случае путем итераций п^^игается решение, оптимизи-
рующее режим работы скважин.
Расчеты до порядка матрицы, равного 28, ведут на ЭВМ
"Наири", при большем порядке - "Минск-32*’. После получения ре-
шений сравнивают расчетные и фактические дебиты скважин.
Для оценки предложенной методики совместно с НГДУ Южарпан-
нефть был проведен специальный эксперимент непосредственно в ус-
ловиях разработки одного из участков Новохазинской площади Ар-
ланского месторождения. В качестве опытного был выбран участок,
состоящий из очаговой нагнетательной скв. 5194 и девяти окружаю-
щих нефтяных скважин первого ряда (схема участка приведена на
рис. 56).
Основным коллектором на участке является пласт Су нижнего
карбона, представленный песчаниками и залегающий на глубине 1322-
1483 м (высокая альтитуда и наклонно—направленность скважин). Ко
времени проведения эксперимента забойное давление нагнетания воды
в скв. 5194 было 27,04 МПа (давление на устье 113,72 МПа), бу-
ферное давление в нефтяных скважинах - 13,7 - 14,7 МПа.
Задача состояла в том, чтобы расчетным путем оценить потери в
закачке воды и добыче нефти за время остановки нагнетательной
скважины, необходимое для снижения пластового давления в планируе-
мой для ремонта нефтяной скв. 5661.
Результаты расчетов в условиях работы и остановки нагнетатель-
ной скв. 5194 представлены в табл. 34, а фактические показатели
разработки опытного участка — в табл. 35.
Как видно из табл. 34, теоретическая (расчетная) приемистость
нагнетательной скв. 5194-332 мЗ/сут. Фактическая же средняя
приемистость за август 1977 г. (непосредственно перед остановкой
27 августа) составила 455 м^/сут при забойном давлении закачки
27,05 МПа (см. табл. 35).
Продолжительность остановки нагнетательной скважины зависела
от темпа снижения величины пластового давления в нефтяной скв.
5661 и составила 13 сут (пуск в работу скв. 5194 9 сентября
1977 г.). За это время величина пластового давления в скв. 5661
снизилась с 14,24 до 12,99 МПа, что обеспечило проведение в
ней ремонтных работ по переводу с фонтана на глубинный насос без
глушения.
195
25-2
Рис. 56. Схема расположе-
ния скважин на опытном участ-
ке РИТС—4 НГДУ Южарлан-
нефть
После пуска нагнетательной
скв. 5194 в работу фактическая
средняя приемистость за сен-
тябрь 1977 г. составила
538 м^/сут при забойном дав-
лении закачки 26,07 МПа (см.
табл. 34).
Иэ табл. 34 также видно, что
суммарный теоретический (рас-
четный) дебит по девяти нефтя-
ным скважинам составляет
485,6 мЗ/сут, по нагнетатель-
ной — 332 мЗ/сут, т.е. часть
дебита скважин (153,6 мЗ/сут)
обеспечивалась притоком жидкос-
ти из-за пределов участка. Пос-
ле остановки нагнетательной сква-
жины суммарный теоретический дебит составляет 388,2 м^/сут, по-
теря в отборе жидкости 97,4 мЗ/сут. Величина дебита 388,2 мЗ/сут
соответствует условию работы нефтяных скважин при установившемся
режиме после остановки нагнетательной скважины.
Таблица 3 4
Номер скважи- ны	Дебиты скважин, мЗ/сут		
	Фактические (за VIII. 1977 г.)	Расчетные при работе нагне- тательной сква жины	Расчетные при оста- новке нагнетательной - скважины
3055	73	85,5	81,8
4373	24	6,8	5
43 74	2,8	4,6	3
4378	72,7	92,7	75,8
4379	127	123,3	95,2
5193	50	56,5	50,1
5658	21,7	20,9	15,2
5661	35	52	32
5664	33	43.3	30.1
5194 (нагнетатель- ная)	2 = 439,2 -455	2= 485,6 -332	2= 388,2
и
Таким образом, потеря в отборе жидкости более чем в 3 раза	ч
меньше начальной приемистости нагнетательной скважины (—332 мЗ/сут). ц
Это может быть объяснено следующим. Во-первых, после остановки
196
Т а б ли ца 3 5
Показатели	До оста— |во время новки наг— останови нетатель- нагнета—		| После пуска нагнетательной скв. 5194 под закачку			
			сентябрь	ок- тябрь	ноябрь	декабрь
	НОЙ СКВ. 5194 (1-26. VIII. 1977 г.)	тельной скв. 5194 (27. VIII.- 8. IX. 1977 г.)				
Добыча жидкости, мЗ/сут	417	342	434,1	447,1	402,7	404
Добыча нефти, т/сут	62,4	60,5	65,8	50,6	63,8	62,5
Содержание воды, %	84	83	83	83	83	83
Пластовое давле- ние в ремонти- руемой нефтя- ной скв. 5661 МПа	145,3	132,5		150		
Приемистость наг- нетательной СКВ, 5194, мЗ/сут	455		53 8	511	525	483
Забойное давление закачки в скв. 5194, МПа	210,4		260,7	260,7	260,7	260,7
Пластовое давле- ние В СКВ. 5194 МПа	162,7	130,3	—	—	—	—
нагнетательной скважины по расчету предполагалась интенсификация
режимов работы нефтяных скважин согласно характеристике (38).
Однако указанное мероприятие не было осуществлено вследствие крат-
ковременности прекращения закачки воды. Во-вторых, после останов-
ки нагнетательной скважины должно несколько снизиться давление на
контуре питания, что выбранной моделью не учитывалось. Вместе с
тем расчеты при различных значениях могут быть проведены.
Анализ фактических данных работы нефтяных скважин показал, что
остановка нагнетательной скважины обусловила изменение в них де-
бита жидкости, нефти и содержания воды в добываемой продукции.
Степень изменения указанных величин в различных скважинах раз-
лична. Суммарные потери в добыче жидкости и нефти за время оста-
новки нагнетательной скв. 5194 составили соответственно 75 м3/сут
и 1,9 т/сут, т.е. за 13 дней потеря нефти — около 25 т (см. табл.
34), что свидетельствует о несоответствии уменьшения величины де-
битов жидкости и нефти. Это может быть объяснено перераспределе-
нием давления в пласте и эффективном циклического воздействия са-
мой закачки.	197
Как видно из табл. 34, в целом и по участку наблюдается сниже-
ние содержания воды в течение 3,5 месяцев после пуска нагнета-
тельной скважины под закачку (уменьшение добычи нефти и увеличе-
ние содержания воды в октябре может быть объяснено неудовлетвори-
тельной работой скважинного оборудования в скв. 3055). Величина
первоначальной добычи нефти (62,4 т/сут) была достигнута уже в
первые 20 дней работы скважин опытного участка после пуска под
закачку нагнетательной скв. 5194 при одновременном уменьшении
объема добытой жидкости.
Потеря в закачке воды была компенсирована через 80 дней пос-
ле пуска нагнетательной скв. 5194 под закачку за счет снижения в
ней величины пластового давления и соответственного увеличения
репрессии на пласт.
Таким образом, фактические потери добычи жидкости по девяти
нефтяным скважинам опытного участка составляют 75 мЗ/сут, а по
расчетному методу — 97,4 мЗ/сут, т.е. фактические потери на 2 3%
меньше расчетных.
Результатами исследований показано, что для условий разработки
отдельных участков, аналогичных выбранному, может быть использова-
на приведенная методика для обоснования остановки нагнетательных
скважин при проведении ремонтных работ в нефтяных скважинах.
Таким образом, при разработке месторождений выбор метода глу-
шения скважин должен обосновываться исходя из реальной возмож-
ности использования растворов хлористого кальция плотностью до
1380 кг/мЗ. ПрИ необходимости применения жидкости для глушения
скважин плотностью выше 1380 кг/мЗ цела сообразно останавливать
нагнетательные скважины.
198
Глава IX
НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ПЛАНИРОВАНИЯ
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
ВСКВАЖИНАХ
СУЩЕСТВУЮЩИЕ НАПРАВЛЕНИЯ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДИКИ
ПЛАНИРОВАНИЯ ГТМ
В последнее время для планирования ГТМ все чаще делаются по-
пытки применения математических методов и ЭВМ.
К первым работам в этом направлении следует отнести исследо-
вания, проведенные в ТатНИПИнефти [88]. Разработанная ТатНИПИ-
нефтью методика планирования ГТМ по интенсификации добычи нефти
включает в себя: оценку состояния разработки объекта (величина плас-
тового давления); обоснование оптимального способа и режима экс-
плуатации каждой скважины; обоснование эффективных методов КРС
и ОПЗ в каждой скважине; составление плана ГТМ и графика их про-
ведения.
Основными исходными данными для решения перечисленных задач
в указанной методике являются:
геолого-геофизические параметры пласта и насыщающих его жид-
костей, технические параметры скважины, показатели выработки плас-
та и эксплуатации скважины;
сведения об опыте применения различных методов КРС и ОПЗ в
скважинах данного месторождения;
сведения об имеющихся материальных и трудовых ресурсах нефте-
добывающего предприятия.
Методика ТатНИПИнефти основана на использовании одной из раз-
новидностей метода распознавания образдв. Поставленные задачи реша-
ют с помощью разработанного алгоритма, отличающегося строгой
классификацией условий и набором признаков эффективного применения
того или иного вида ГТМ и метода его осуществления.
Для указанных целей предусматривается использование большого
перечня геолого—физических и технических параметров пласта и сква-
жины. Весомость каждого параметра предлагается оценивать с по-
мощью баллов, значения которых вычисляют по формулам. Вывод фор-
мул основан на опыте применения различных ГТМ на данном место-
рождении, знаниях и интуиции специалистов, разработавших методику.
Необходимость (целесообразность) проведения разного вида ГТМ
с использованием того или иного метода обосновывается сравнением
значений баллов по каждому параметру и суммы баллов их совокуп-
ности с заранее принятыми критическими значениями, которые уста-
навливают по результатам обработки данных проведения ГТМ в сква —
199
жикелх рассматриваемого месторождения в предшествующий период.
Выбор формул для оценки информативности параметров и уста-
новление их критических значений [881 представляют собой процесс
обучения, а вычисление баллов по параметрам рассматриваемой сква-
жины и сравнение их с критическими значениями — распознавания. Ре-
зультатом решения задачи являются таблицы с номерами скважин, ре-
комендованными по ним видами и методами ОПЗ и КРС и величиной
ожидаемого эффекта.
Постановка задачи, предложенная Октябрьским филиалом ВНИИКа-
нефтегаз [37 ] предполагает выбор скважины для ГТМ, вида ГТМ,
плана проведения ГТМ и составление календарного плана—графика. В
основном авторами рассмотрены ГТМ и ОПЗ, целесообразность прове-
дения их предлагается оценивать по изменению состояния призабойной
зоны (значение скин-эффекта) во времени.
Вид ОПЗ на скважине выбирают на основе комплекса параметров,
характеризующих рассматриваемую скважину. Комплекс параметров
выбирают с учетом работ ТатНИПИнефти, а затем выбирают сущест-
венные параметры для каждого шда ОПЗ и определяют их информа-
тивность. В основе определения информативности лежат экспертные
оценки, т.е. статистическая обработка субъективных мнений специа-
листов о значимости того или иного параметра при проведении раз-
личных видов ОПЗ. После выбора существенных параметров для каж-
дого вида ОПЗ в каждой такой совокупности определяется информа-
тивность по формуле Кульбака.
При определении информативности признаков вид ОПЗ на скважине
выбирают с использованием некоторых методов распознавания образов,
а именно, путем построения функций классификации в виде полинома
первой или второй степени.
Программа выбора вида ОПЗ на скважине работает уже с имеющи-
мися функциями классификации и имеет две подпрограммы: выбор из
информационной библиотеки необходимых для рассматриваемого вида
ОПЗ нефтепромысловых параметров и нормативов и кодирование теку-
щих значений параметров скважины по двум уровням.
Программа выбора ОПЗ осуществляет подстановку закодированных
значений параметров в соответствующие функции классификации и, в
зависимости от получаемых значений, выдает заключение о целесооб-
разности проведения ОПЗ в скважине. В результате выдается доку-
мент, в котором указываются: номер скважины; рекомендуемый вид
ОПЗ; дебит до ОПЗ; ожидаемый дебит после ОПЗ; ожидаемые затра-
ты на проведение ОПЗ.
Для решения поставленной задачи необходимо иметь массив с дан-
ными о параметрах по всему фонду скважин, в которых проводили и
в которых предполагается проведение ОПЗ.
Задача составления оптимального плана проведения ОПЗ на уровне
НГДУ при известном фонде скважин, рекомендуемых для проведения
ОПЗ, рассматривается как оптимизационная. Целью решения являет-
ся обеспечение максимума суммарного дебита нефти при заданных
технологических, производственных и экономических ограничениях, или,
в другой постановке, минимизация затрат при заданном уровне добычи
200
и
ю
о
(Л
нефти и заданных технологических и производственных ограничениях.
Задачу предлагается решать с использованием стохастических методов,
позволяющих выделить серию планов, близких к оптимальному.
В работах ВНИИ задачи выбора объектов для проведения ГТМ по
ОПЗ и оптимизации технологического режима ОПЗ решаются методами
математической теории эксперимента [44].
Работы ВНИИ получили развитие в кустовом информационно—вычис-
лительном центре (КИВИ) объединения Башнефть при решении задач
выбора оптимальных ГТМ по изоляции притока воды и интенсифика-
ции добычи нефти [821. При этом указанные задачи решаются как
задачи распознавания образов. Для выбора метода отключения обвод-
ненных интервалов пласта используются функции классификации, для
выбора методов ОПЗ - метод потенциальных функций и последователь-
ный анализ Вальда.
Набор признаков, применяемых для построения функций, во многом
совпадает с рассматриваемым в работах ВНИИКАнефтегаза [37], об-
щее число признаков — 78 по РИР и 98 по ОПЗ. Эти данные необхо-
димо иметь по всем скважинам, в которых проводили и предполагает-
ся проведение указанных ГТМ.
Результатом решения поставленной задачи является таблица с но-
мерами скважин, указанием рекомендуемых мероприятий и ожидаемого
эффекта от проведения ГТМ, выраженного в количестве дополнительно
добытой нефти, объеме изолированной воды, ожидаемой экономии.
Для составления плана проведения ГТМ рекомендуется использо-
вать теорию графов и метод линейного программирования.
Таким образом, несмотря на имеющиеся различия, в описанных
методах решения задачи планирования имеется много общего.
Так, все они построены на недостаточно четких представлениях о
самой проблеме ГТМ, роли ГТМ по ОПЗ и РИР в процессе разработ-
ки нефтяных месторождений, в условиях заводнения и основных поло-
жений отдельных видов ГТМ, в частности РИР и ОПЗ.
Именно указанное явилось причиной того, что в большинстве ме-
тодик делается попытка решения задачи планирования ГТМ и ОПЗ в
нефтяных скважинах месторождений, имеющих маловязкие нефти и раз-
рабатывающихся с поддержанием давления заводнением, т.е. задачи,
имеющей в указанных условиях второстепенное значение.
По этой же причине в методике КИВЦа объединения Башнефть, нап-
ример, ставится задача выбора вида РИР, а, по сути дела, рассмат-
риваются и выбираются методы одного из видов РИР — отключения
обводненных интервалов пласта, и даже изоляционные реагенты для
осуществления РИР с применением отдельных методов [82 ].
Далее, в большинстве рассмотренных работ поставленная задача
сводится к типичной задаче распознавания образов. При этом одновре-
менно с выбором ГТМ ставится задача выбора метода и даже изоля-
ционного реагента для осуществления выбранного метода РИР. При
этом в качестве образов используются ГТМ (РИР, ОПЗ), выполняв-
шиеся на протяжении большого периода времени, например при приме-
нении методики КИВЦа объединения Башнефть — более чем двадцати-
летнее.
201
26-1
______________ „г.....~н« удаи и re же гин проводили в самых разно-
образных целях: изучение геологического строения пластов и харак-
тера их насыщенности, поиск изоляционных материалов и отработка
рецептуры их применения, отработка технологии работ и т.д. и т.п. В
течение этого времени существенно уточнялись и изменялись представ-
ления о геологическом строении продуктивных пластов и механизме
их обводнения, изменялись условия разработки месторождений.
Кроме того, используемые в качестве образа РИР проведены в
единичных скважинах, специально подобранных для проведения исследо-
ваний, опытно—промышленных работ и т.д. Указанные скважины макси-
мально приближаются к построенным моделям, как правило, идеализи-
рующим процесс обводнения пласта и скважины и представляющим не-
значительную категорию скважин данного месторождения на какой-то
конкретной стадии его разработки.
В принципе возможность и целесообразность использования для ука -
занных целей методов распознавания образов могут явиться обосно-
ванными в случаях, когда процедура установления образа учитывает
изменение как условий разработки, так и представлений о механизме
процесса (в рассматриваемом примере-обводнения) в динамике. Однако
для этого необходимо иметь достаточно представительную совокупность
каждого вида РИР именно в динамике за весь рассматриваемый
период времени, причем обязательным условием является также наличие
РИР, проводимых на современной стадии разработки месторождения.
Как уже отмечалось, все рассматриваемые методики ставят сво-
ей целью одновременное решение нескольких задач: выбор вида ГТМ,
метода РИР или ОПЗ, технологии, изоляционного реагента и т. д.
Объединение этих различных задач требует создания и использования
исключительно большого массива признаков.
С одной стороны, как показывает анализ процесса документооборо-
та, проведенный институтом БашНИПИнефть на предприятиях объедине-
ния Башнефть при составлении технических проектов АСУ на уровне
НГДУ, необходимые сведения находятся в различных документах, ис-
ходящих из разных отделов. При этом многие параметры-признаки
требуют специального определения.
Создание такого массива является исключительно трудоемкой ра-
ботой: необходимые сведения могут быть собраны только специалис-
тами, имеющими достаточно высокую квалификацию и опыт.
Это является одной из основных причин, сдерживающих использо-
вание предложенных методов решения задач планирования указанных
видов ГТМ на уровне НГДУ.
С другой стороны, ряд признаков, необходимых для решения одной
из перечисленных задач, не является определяющим при решении дру-
гих задач, и даже не используется при этом вообще. Иногда исполь-
зуемые признаки ни в коей мере не определяют ни процесс, например
обводнения скважин, ни выбор ГТМ.
Наконец, все рассмотренные методики, основанные на использовании
методов распознавания образов, предназначены для планирования видов
ГТМ лишь в условиях разработки данного конкретного месторождения.
5055
202
АЛГОРИТМ ПЛАНИРОВАНИЯ РИР
В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ
И РИР И ОПЗ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
Планирование объемов ГТМ, прежде всего, должно исходить из их
назначения - обеспечение достижения запланированных уровней вы-
работки запасов нефти из продуктивных пластов, плановых заданий
по добыче нефти, а также решение вопросов охраны недр и окружаю-
щей среды. Наличие сведений о потребности в ГТМ позволит обос-
нованно подходить к планированию числа ремонтных бригад, потреб-
ности оборудования и материалов для проведения ГТМ и т.д., а так-
же к планированию и проведению ГТМ в наиболее оптимальное время.
В обширном перечне ГТМ, осуществляемых в процессе разработ-
ки многих месторождений, общими являются ремонтно-изоляционные
работы в нефтяных и нагнетательных скважинах и мероприятия по
освоению, поддержанию и увеличению приемистости нагнетательных
скважин. Эти мероприятия в большинстве случаев составляют боль-
шую часть выполняемых ГТМ. Указанные особенности обосновывают
целесообразность разработки алгоритмов планирования именно этих
работ. Большинство отдельных ГТМ проводится в небольших объе-
мах, некоторые из них носят специфический характер - потребность
в них возникает в условиях разработки конкретных месторождений
и эпизодически.
При разработке алгоритмов определения потребности в РИР в неф-
тяных скважинах и РИР и ОПЗ в нагнетательных скважинах ставилась
задача выявления потребности в указанных работах в целом [б]. Вы-
бор же методов проведения работ в условиях разработки каждого кон-
кретного пласта осуществляется отдельно с учетом таких факторов,
как наличие опыта, оснащенность оборудованием, уровень организа-
ции службы КРС, наличие необходимых материалов и т.д.
Алгоритмы предназначены для составления программы решения за-
дачи планирования РИР и ОПЗ в системе АСУ с применением ЭВМ.
Вместе с тем, приводя в стройную последовательность сам порядок
планирования РИР и ОПЗ, алгоритмы с успехом могут быть исполь-
зованы для указанных целей и вне системы АСУ и в отсутствии ЭВМ.
Большинство РИР, проводимых в нефтяных скважинах, связано с
ограничением притока воды в них. Исходя из этого, основанием для
рассмотрения вопроса о проведении РИР в нефтяных скважинах, преж-
де всего, является несоответствие дебита нефти и содержания воды
в продукции скважины (степень ее обводнения) продуктивности и ха-
рактеру насыщенности эксплуатируемого пласта (или пластов при сов-
местной эксплуатации).
Для обоснования вида РИР должны быть установлены причины не-
соответствия, г.е. причины обводнения скважины: нарушение обсадной
колонны, негерметичное цементное кольцо, обводнение отдельных ин-
тервалов продуктивного пласта и т.п. Установить причины обводнения
можно на основе анализа геолого—эксплуатационных данных по сква-
жине и данных о разработке отдельных участков залежи и пласта в
цепом. При этом основными сведениями являются:
203
26-2
а)	дебит нефти, содержание воды в продукции скважины и измене-
ние их во времени с начала эксплуатации скважины;
б)	характер насыщенности продуктивного пласта по толщине (нефть,
вода), его литологическая характеристика и строение;
в)	наличие в разрезе скважин водоносных пластов и их расположе-
ние по отношению к продуктивному;
г)	расположение скважины на залежи по отношению к внешнему
и внутреннему контурам нефтеносности, нагнетательным скважинам и
т.д.;
д)	начальное и текущее положение ВНК в скважине (последнее мо-
жет быть определено по результатам исследований в данной скважине
и ее окружающих, по результатам анализа характера обводнения дан-
ной и окружающих скважин и т.д.);
е)	данные о физико-химических свойствах воды продуктивного
пласта, вод других пластов, имеющихся в разрезе скважины, и воды,
используемой для заводнения и добываемой вместе с нефтью (тип во-
ды: пластовая продуктивного пласта, закачиваемая, 'чужая" и их сме-
си);
ж)	конструкция скважины: диаметр ствола и обсадной колонны, глу-
бины скважины и спуска обсадной колонны, интервалы цементирования
обсадной колонны и вскрытия проду ктивного пласта перфорацией;
э)	результаты проведенных в скважине исследований, описание ре-
монтных и изоляционных работ, работ по интенсификации добычи неф>-
ти и их результаты;
и)	геолого—технические характеристики нагнетательных скважин
(данные геофизических исследований, исследований РГД и т.д.).
Так, когда эксплуатируемый продуктивный пласт является пол-
ностью нефтенасыщенным, т.е. скважина расположена во внутреннем
контуре нефтеносности, а в разрезе скважины имеются водоносные
пласты, расположенные в непосредственной близости от продуктивного
и не вскрывавшиеся перфорацией, может быть сделано заключение об
обводнении данной скважины "чужой" водой по негерметичному цемент-
ному кольцу. По расположению пластов-обводнителей по отношению к
продуктивному пласту может быть сделано заключение и о путях пос-
тупления воды (снизу, вверх).
Заключение о некачественном цементном кольце в пределах про-
дуктивного пласта может быть сделано для скважин, эксплуатирую-
щихся в следующих условиях: продуктивный пласт представлен несколь-
кими пропластками, разделенными непроницаемыми прослоями; часть
пропластков насыщена нефтью, часть - водой, т.е. скважина располо-
жена в водонефтяной эоне: перфорацией вскрыты только полностью
нефтенасыщенные пропластки: в непосредственной близости к продук-
тивному пласту по разрезу скважины водоносные пласты отсутству-
ют.
В условиях начальной эксплуатации скважины, расположенной во
внутреннем контуре нефтеносности, и отсутствия в непосредственной
близости к продуктивному пласту водоносных пластов появление воды
в ней может быть объяснено обводнением отдельных интервалов плас-
та. Подтверждением такого заключения может быть и различие физико-
tn
и
о
tn
2 04
химических свойств добываемой из скважины воды и пластовой (нап-
ример, опреснение последней).
Иногда может быть установлена необходимость проведения того
или иного вида РИР и сделан выбор метода, технологической схемы
и изоляционного материала или разобщающего средства. Если же ана-
лиз перечисленных сведений не позволяет получить однозначных зак-
лючений о причинах обводнения скважин и путях поступления воды в
них, на его основе можно определить комплекс дополнительных ио-
следований для уточнения причин обводнения.
Из сказанного следует, что если ориентироваться на обоснование
необходимости и установление вида РИР, не уточняя метода и тех-
нологии их проведения, то задачу можно решить, базируясь на све-
дениях банка данных для задач подсчета запасов и анализа разработ-
ки месторождений.
Для реализации на ЭВМ необходимо формализовать процедуру
решения задачи. Для этого была использована процедура обоснования
необходимости проведения РИР в скважинах, применяемая на практике.
Необходимость проведения РИР по доподъему цементного кольца оп-
ределяется наличием в разрезе скважины водоносных пластов, не пе-
рекрытых цементным кольцом, т.е. когда глубина цементного коль-
ца за колонной ниже кровли верхнего водоносного пласта. Это условие
может быть записано в виде:
«ц ^кр.вод’
где Л/ц и Нкр.вод “ глубина от устья скважины соответственно
цементного кольца за колонной и кровли верхнего водоносного плас-
та.
Необходимость проведения и вид других РИР устанавливаются ана-
лизом геолого-физических характеристик разреза, разрабатываемого
продуктивного пласта и показателей эксплуатации скважины.
В первую очередь устанавливается необходимость проведения РИР,
обусловливаемых несоответствием конструкции скважины условиям ее
эксплуатации — исправление некачественного цементного кольца, лик-
видация нарушений обсадных колонн. В скважинах, расположенных в
чисто нефтяных эонах, условиями, обосновывающими необходимость
проведения этих видов РИР, являются: РдОб £ Рзак ’ Б РаэРеае есть
водоносные пласты; Р до б “Рцл’ где Р доб’ Р зак • Р пл -плотность
воды: добываемой, закачиваемой и пластовой (в данном случае любо-
го или нескольких водоносных пластов, имеющихся в разрезе сква-
жины).
Естественно, что необходимость проведения указанных работ с
точки зрения разработки продуктивного пласта определяется степенью
выработки его. В первую очередь эти работы проводятся при усло-
вии
где 1Q — суммарный отбор нефти из скважины; @зап _ извлекае-
мые запасы нефти по данной скважине.
205
Кроме того, необходимость проведения работ по исправлению не-
качественного кольца или ликвидации нарушения обсадных колонн в
скважинах, расположенных и чисто нефтяной зоне, обосновывается ус-
ловиями: Рдоб“/’зак >	@ < 0эап’ если эксплуатируемый в данной
скважине пласт разрабатывается без заводнения (г.е. добываемая во-
да является закачиваемой в другой пласт).
При расположении скважины в водонефтяной зоне необходимость
проведения РИР по исправлению некачественного цементного кольца
или ликвидации нарушений обсадной колонны обусловливается усло-
виями: 5.Q < Q зап ; пласт расчлененный; ВНР ниже интервала пер-
форации.
Необходимость проведения РИР по отключению обводненных ин-
тервалов нефтенасыщенного пласта обусловливается условиями:
< @зап ’ Рдоб = Рзак; ппаста расчлененный;	'пред* где ‘в - со-
держание воды в продукции скважины; f_n	— предельная обвод—
пред
ненность, при которой рекомендуется отключать пласт.
Нижние пропластки водонефтяного пласта отключают при условии:
@зап; пласт расчлененный; выше ВНК имеются нефтенасыщенные
прослои; ВНК в пределах интервала перфорации..
Целесообразность перевода скважин на другой пласт или горизонт,
имеющийся в разрезе скважины, определяется условиями:
а)	пласт монолитный, скважина расположена в чисто нефтяной зоне:
SQ = Q3an (т.е. пласт выработан);
fв ^пред'
Рдоб = рзак’
б)	пласт монолитный, скважина находится в водонефтяной зоне:
= @зап ;
^пред’
в)	пласт расчлененный, скважина находится в водонефтяной зоне:
@зап ’
{в “ ^пред’
ВНК в пределах интервала перфорации;
выше ВНК нет расчлененных пропластков.
Если в разрезе скважины нет других продуктивных пластов или
горизонтов, то в перечисленных случаях вместо перевода на другие
горизонты или пласты назначают ликвидацию, консервацию, перевод
206
Выбор очередной, скважи-
ны для анализа.
11
Вц < В„р. Вор ?
*
max •7
6____________J да________
Эксплуатируемый пласт
В	ныртяной зоне 7
7	I да
Сдоб = Сзак ?
8	| нет
Наличие водоносных
пластов в разрезе 7
М	I s<l
Сдод~Спл ?
11	| нет
Сообщение:
1. Вода пластовая
2. Водоносные пласты в
разрезе имеются
Сдоб Сзкспл.пл.
12
нет
да
Вид работы:
Доподьем цементного
кольца
—Л?
15
нет f
Sa _ выбор ближайших скба-
" жин для анализа
3
нет
да
—НМ
Сообщение:
1.	Водоносных пластов S
Seae нет
1 пластовая
12
13____________________
Выдача номеров бли-
жайших обводненных
скважин для анализа
фронта Вытеснения
20
12______________|
Вид работы:
Дополнительное исследо-__
Вание скважин
13___________________
Сообщения:
1.Вода пластовая
2.	Водоносные пласты в
разрезе имеются
^^доб^^зкспл.м.
/» I
Виды работ:
1. Ликвидация нарушений
колонны	—
2. Исправление некачест-
венного цементного
кольца
№______________________
Формирование массива
— ближайших обводненных
скважин
у I '
Среди ближайших скважин ДО
обводненных нет?
| нет
H^lBce ближайшие скважины
обводнены ?
10
18
3
Рис. 57. Блок-схема алгоритма решения задачи 'Определение
потребности в РИР в фонде нефтяных скважин'
скважин в контрольные, пьезометрические, под отбор технической во-
ды, в нагнетательные и т.д.
При обводнении монолитного пласта в скважинах, расположенных
в нефтяной или водоносной эонах (РдОд= Рзак или Рдоб=Рпл)’ У°”
ловия
< @3ап’
< ^пред
обосновывают необходимость проведения мероприятий по регулирова-
нию режима работы скважины.
207
31
Продолжение рис. 57
Иногда приведенные условия не позволяют определить вид необ-
ходимых РИР, тогда возникает необходимость в проведении допол-
нительных исследований. Например, при обводнении пластов пласто-
вой водой ( Р;10б“Рпл ) Б скважинах, расположенных в чисто неф-
тяных зонах, при отсутствии в разрезе водоносных пластов или при
наличии в разрезе водоносных пластов п отличии добываемой воды
от пластовой воды эксплуатируемого пласта.
Таким образом, для обоснования необходимости и вида РИР в
нефтяных скважинах следует иметь следующие нормативные парамет-
ры:
Jff
,J5
4j
Виды радот:
1. Перевод скважин на другой
пласт
. Перевод скважин 0 конт-
рольные, пьезометрические,
под отдор технической
воды, закачку сточных Вод
J7
Соодихение:
I.Bada закачиваемая В
зкеплуатируемый пласт
г Другие продуктивные го-
ризонты имеются.
3. Пласт расчлененный
(монолитный)
4.20=9300, у-мала
J8
виды радот:
1. Перевод скважин на другой
горизонт
z—	г кон'ерВ:щия скважин
(5С\4Э)~— 3. Перевод скважин В контроль-
4—ные пьезометрические, под
кет/'~
-—4 4
95
27
45
59<9Юп ,
д > Чтён ‘
да
Соодихение:
1. Скважина В додонефтяной
зоне
Z. Пласт монолитный
3.19< 9зм, у-значительная
4ff
нет наличие других продуктивных
пластов о разрезе?
47
нет
Соодихение:
1. Скважина в водонефтяной зоне
2,.Другив продуктивные пласты
имеются
3. Пласт монолитный
Ч.19-Ззап,У,~мала
48
4/
Наличие других продуктивных нет
горизонтов д разрезе?
отдор технической воды,
закачку сточных вод
39
Взал
9>Ып?
45
Соодихение:
1. Вода закачиваемая в эксплуа-
тируемый пласт
8. Пласт монолитный
J.2g< Ззао
4'
Вид радоты:
Регулирование режима
рааоты скважин 
42
£------------*----г-
| Плант расчлененный ?
45
| да
Соодихение:
1. Скважина в водонефтяной
зоне
Z.Другие продуктивные гори-
зонты имеются
3. Пласт монолитный
9.19=3300, у-мала
50
Соодихение:
1.	Скважина в водонефтяной
J5
зоне
2.	Других продуктивных гори- ____-(з1>'}
зонтов нет	'С—?
3.	Пласт монолитный.
0,1,11=йза„, у-мала
51
нет
Определение текущего внк
по участку
8НК выше нижнего интервала ^7Тп\
перфорации (или в его пределах) ~\!_У
52,
J 2
в
4

4
44
| da

44
Продолжение рис. 57
предельная обводненность продукции ^пред* БЫШе которой экс-
плуатация скважины является экономически нецелесообразной. По оп-
ределению значения предельной обводненности проведен ряд исследо-
ваний в которых предельная обводненность устанавливается как функ-
ция предельной себестоимости нефти, дебита жидкости скважины и ее
глубины;
запасы нефти то скважине;
плотность и химический состав ппасгопых и закачиваемых вод на
1
2ОЭ
нет Наличие ие/ртеншмшривых
пропластков выше ВИК?
53	| &
Наличия вриых продуктивных
горизтипов в разрезе ?____
5в	I ве
нет
Соовщение:
1. Скважины в ведомфтянойзом
ЗВышл ВПК нефтенасшщшиыв
проплрстки имеются
1 Пласт расчлененный
Н.ВНК в пределах интервала
перфорации
Я I
Саавщекил:
1. Скважина в водтттяной зоне
L Другие продуктивные сори -
зонты имеются
J Пласт расчлененный
4 ВПК в пределах интервала
перфорации__________________
5» ~
[да.
Вив радоты:
Отключение нижних одводмп-
ных пропластков
55
5В
Наличие других продуктивных
пластав в разрезе г
Совещание:
1. Скважина в вавамртмав зме
гДругиз предуитивнью пласта
имеются
1 Пласт расчлененный
ИВИН в пределах интервала
перфорации
пап
Соодшлние.
1. Скважина в /Ыонефтя/юй зоне
ЗДругих лродуктивмх горизон-
тов мт
1 Пласт расчлененный
V ВПК в пределах интервала
перфорации
во
L Плавт расяматай
I ВОК ним интервала
л

X
X
Продолжение рис. 57
Подробно процедура определения потребности в РИР в фонде эк-
сплуатационных скважин приведена на рис. 57.
В результате разработки алгоритмов, формализующих процесс оп-
ределения Потребности в РИР и ОПЗ в фонде нагнетательных скважин,
выявлены основные условия назначения каждого вида РИР и ОПЗ
вообще.
Необходимость проведения РИР по наращению цементного стака-
на определяется условием:
W ’*> /7
ц кр.вод'
Работы по ликвидации нарушений обсадных колонн назначаются,
когда по результатам исследования скважин РГД закачиваемая вода
поглощается выше или ниже интервала вскрытия заводняемого пласта
перфорацией.
Необходимость проведения работ по ОПЗ для восстановления прие-
мистости скважин обосновывается условием;
Чфак < 9пот*
где 9жак и дпот - значения фактической и потенциальной удель-
ной приемистости заводняемого пласта при его разработке (величины
пластового давления и давления нагнетания, свойства закачиваемой
воды и т.д.).
Необходимость проведения работ по выравниванию профиля прие-
мистости по толщине заводняемого пласта устанавливается при д(|)ак =
“ 9П0т‘но РаспРеделение закачиваемой воды по толщине пласта (в*
пределах интервала перфорации) характеризуется неравномерностью.
Дополнительные исследования (термометрия, ИННК, АКЦ и др.)
назначаются для подтверждения существования перетока закачивае-
210
5055
5Ot>t>
мой воды в непродуктивные пласты и выявления поглощающих пластов
ПРИ 9фак -* “?пот' и нвРавномаРном распределении закачиваемой воды
по толщине пласта, характеризующемся преимущественным поглощени-
ем в кровельной или подошвенной частях интервала перфорации (в за-
висимости от расположения поглощающего пласта). В известных ге-
ологических условиях дополнительных исследований ‘может и не про-
водиться; указанных данных достаточно для обоснования необходимос-
ти проведения РИР по ликвидации перетока закачиваемой воды в не-
продуктивный пласт и выбора 'технологии проведения работ.
Потребность в РИР по ликвидации нагнетательных скважин, их
консервации, переводу в контрольные, пьезометрические и т. д. обос-
новывается результатами анализа разработки данного пласта, а при
необходимости — специальными исследованиями.
При обосновании потребности в РИР и ОПЗ в фонде нагнетательных
скважин основными нормативными показателями являются: потенци-
альная удельная приемистость заводняемого пласта 9ПОТ и коэф-
фициент неравномерности закачки воды по толщине пласта v. Мето-
дика определения величины 9П0Т описана в работе (301, a v —
в работе [2]. Блок-схема алгоритма определения потребности в РИР
и ОПЗ в фонде нагнетательных скважин приведена на рис. 58.
В результате решения поставленных задач определяется необходи-
мость проведения одного или нескольких видов РИР и ОПЗ в каждой
скважине. По каждому виду составляются таблицы с указанием номе-
ра скважин.
Очевидно, что окончательно необходимость и целесообразность
проведения того или иного вида РИР и ОПЗ в каждой скважине* мо-
гут быть и в действительности обосновываются с учетом результа-
тов контроля и анализа разработки конкретных пластов и месторож-
дения, эксплуатации скважины, всего комплекса проведенных иссле-
дований, замеров и наблюдений. При этом используются следующие
соображения.
Необходимость отключения уже выработанных и обводненных плао-
тов или их интервалов, ликвидация нарушений в цементном кольце или
обсадных колоннах прежде всего диктуются требованиями достижения
запланированных уровней выработки запасов из продуктивных пластов,
что должно определять и очередность скважин, в которых эти работы
следует проводить.
Так, необходимость и оптимальное время отключения обводненных
пластов или их интервалов в каждой конкретной скважине определяют-
ся величиной достигнутого коэффициента нефтеотдачи и влиянием пос-
тупающей по ним воды на выработку нефтенасьпценных пластов или их
частей.
При установлении необходимости проведения работ по ограничению
притока воды по отдельным интервалам пласта в первую очередь дол-
жны быть обоснованы их принципиальная возможность и экономичес-
кая целесообразность. Первое определяется геологическим строением
пласта (слоистость), второе — экономическим эффектом от проводи-
мых работ, что может быть установлено лишь опытным путем. В
любом случае при постановке и оогсствлении подобных эксперимен-
Определение зунректид-
ной мощности (h^m ) О
интервале перфорации
}3 I ~
Определение потенциаль-
ной приемистости сква-
жин с учетом нормати -
Sod по удельной заначке:
ЧпоптЧуд'^Зф.
« i
1/рак> Чпот?
15 t мт
Сообщение:
Ч/ран< Чпот.?
&&
IS
Рис. 58. Блок-схема алгоритма решения задачи "Определение пот-
ребности в РИР и ОПЗ в фонде нагнетательных скважин'
тов и оценке целесообразности широкого проведения РИР по отклю-
чению обводненных интервалов пласта должны учитываться следую-
щие соображения:
в условиях монолитых пластов отключение наиболее проницаемых
и обводненных интервалов может привести к снижению конечной неф-
теотдачи, что ставит под сомнение целесообразность проведения этих
работ на ранней стадии обводнения пласта;
как правило, на поздней стадии разработки пластов РИР данного
вида проводят в высокообводненных скважинах (до 98-100%), т.е.
в условиях, обосновывающих необходимость полного отключения дан-
ного пласта. 'В этом случае попытка отключения наиболее проницае- £
мых обводненных интервалов должна рассматриваться в качестве пер—	О
вого этапа по отключению пластов и может проводиться по схеме се-	'°
лективной изоляции.
212
Вид радоты:
Восстановление приемис-
тости сндаокин (ГРП,
дренирование, ОПЗ ПАВ,
пала мерами, тепмдые
методы и.т.д.)
17
Сообщение:
Поглощение о средней части
интервала перфорации
I1 I
Вид радоты:
Выраднидание профиля
приемистости
Продолжение рис. 58
При установлении необходимости проведения работ по ликвидации
притока "чужой" воды и очередности скважин для них прежде всего
должны учитываться абсолютные величины дебита нефти и объема при-
текающей в скважину воды, а также степень влияния притока воды
на продуктивность нефтяного пласта.
Такие виды РИР, как временная консервация скважин, перевод на
другие горизонты или их ликвидация, осуществляются в соответствии
со специальными положениями о проведении этих работ [ 67 ]. Необ-
ходимость и время их осуществления обосновываются прежде всего
результатами анализа разработки и специальных исследований.
Результатами анализа разработки и специальных исследований обос-
новываются необходимость и время осуществления работ по переводу
нефтяных скважин в нагнетательные, нефтяных и нагнетательных в
контрольные, пьезометрические и наоборот.
Из перечисленных видов заранее может быть определен объем сле-
дующих видов ремонтных работ:
отключение отдельных пластов - при одновременной разработке
нескольких пластов одной сеткой скважин;
перевод скважин на другие горизонты - при наличии в разрезе
нефтенасыщенных (газонасыщенных) пластов помимо разрабатывае-
мых;
наращивание (подъем) цементного кольца за обсадной колонной или
кондуктором - при их частичном тампонировании;
ликвидация скважин.
213
Большинство показателей, обосновывающих необходимость проведе-
ния РИР (дебит нефти и ее минимальное предельное значение, пре-
дельная обводненность добываемой нефти, степень выработки продук-
тивного пласта и ее предельное значение и т.д.), не могут быть оп-
ределены однозначно. Более того, например, сама величина степени
выработки продуктивного пласта в конкретной скважине является ус-
ловной и может быть охарактеризована лишь косвенно по большому
числу различных показателей самой скважины и ее окружающих, что
в значительной мере затрудняет и возможность установления величи-
ны ожидаемого эффекта от планируемых РИР.
В этих условиях значение основных нормативов, обусловливающих
проведение РИР, необходимо устанавливать отдельно для каждого кон-
кретного месторождения и стадии его разработки. Именно в этом нап-
равлении должны быть направлены дальнейшие исследования в области
совершенствования методов планирования РИР как с применением
ЭВМ, так и с применением известных традиционных методов.
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ
РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
Определение необходимых объемов проведения РИР в фонде нефтя-
ных скважин и РИР и ОПЗ в фонде нагнетательных скважин является
лишь частью задачи планирования этих работ. Окончательное же реше-
ние указанной задачи, равно как и планирование проведения любого
вида ГТМ, немыслимо без наличия данных об эффективности планируе-
мых работ. Технико-экономические показатели в конечном счете яв-
ляются определяющими при составлении плана проведения указанных
работ. При этом эффект от проведения РИР и ОПЗ является одним иэ
основных показателей самого плана их проведения.
Вместе с тем, несмотря на то, что разработка нефтяных место-
рождений невозможна без проведения РИР и ОПЗ в нефтяных и нагне-
тательных скважинах, единой методики оценки их эффективности в нао-
тоящее время не существует. Это прежде всего относится к оценке
технологического эффекта от проведения РИР и ОПЗ, выражаемого в
определенных количественных показателях. В этой связи ниже рас-
смотрены основные методические положения по оценке технологичес-
кого эффекта от проведения РИР в нефтяных и нагнетательных скважи-
нах, а также рекомендуемая методика оценки технологического эффек-
та в отдельных нефтяных скважинах.
Само проведение РИР в большинстве случаев связано с перекрыти-
ем (изоляцией) отдельных пластов и их интервалов или ликвидацией
путей сообщения скважины с другими (непродуктивными) пластами,
являющимися в нефтяных скважинах источниками притока "чужой"во-
ды , в нагнетательных - поглощающими воду, закачиваемую в продук-
тивные пласты. Оценку качества успешности этих работ проводят с
помощью методов гидродинамических и промыслово-геофизических ио-
следований.
* Так, для оценки качества (успешности) РИР по отключению отдель-
214
ных пластов и ликвидации нарушений обсадных колонн используется
определение герметичности колонны опрессовкой и снижением уровня.
Успешность РИР по отключению отдельных интервалов пластов оце-
нивается по данным исследования профиля притока в нефтяных скважи-
нах глубинными дебитомерами или профиля приемистости в нагнетатель-
ных скважинах глубинными расходомерами. Степень снижения продук-
тивности самого пласта может быть оценена и по кривым восстанов-
ления давления..
Успешность РИР по исправлению некачественного кольца оцени-
вается по результатам специальных исследований с помощью методов:
АКЦ, термометрии, радиоактивных изотопов и т.д. [30].
Вместе с тем лишь опрессовка и снижение уровня проводятся при
осуществлении практически всех операций РИР по отключению плас-
тов и ликвидации нарушений обсадных колонн. При проведении же боль-
шинства РИР других видов перечисленные выше исследования проводят
по ограниченному фонду ремонтируемых скважин, чаше при выполне-
нии опытно-промышленных работ. В этих случаях оценивают качест-
во проведенных РИР по полученному технологическому эффекту, что
не всегда равнозначно вследствие несоответствия представлений дей-
ствительному характеру обводнения скважины,
•	Опенка технологической эффективности проводимых РИР сопряжена
с рядом трудностей, определяемых исключительным многообразием и
сложностью явлений, вэаимообусловливаемых и являющихся следстви-
ем как самих РИР, так и вызванных причинами, не связанными с ними.
При сохранении режима работы скважин успешно выполненные РИР
приводят к уменьшению дебита жидкости нефтяных и приемистости наг-
нетательных скважин, что обусловлено уменьшением продукти вности
скважин, вызванным сокращением вскрытой толщины продуктивного
пласта или ликвидацией нарушений в цементном кольце или колонне.
Именно указанные причины обусловливают необходимость после
проведения РИР в ряде случаев изменять режим работы скважины в
сторону уменьшения ее производительности (смена насосного обору-
дования на менее производительное).
В условиях же, когда проводимые РИР сопровождаются приобщени-
ем дополнительной толщины пласта или дополнительных пластов, про-
дуктивность скважины может быть увеличена по сравнению с ее вели-
чиной до проведения РИР.
Достижение поставленной .перед РИР цели (отключение отдельных
пластов и их интервалов, ликвидация нарушений кольце и колонне) во
всех случаях приводит к изменению фильтрационных потоков движения
жидкости в продуктивных пластах, обеспечивающему в нефтяных сква-
жинах снижение притока воды и сохранение или увеличение притока
нефти, в нагнетательных - сокращение объема непроизвольно закачи-
ваемой воды, увеличение закачки воды в продуктивный пласт и более
рациональное распределение ее по толщине. В конечном счете эффект
от проведения РИР в нагнетательных скважинах также выражается
в увеличении притока нефти и сокращении притока воды в нефтяных
скважинах.
•	Вместе с тем эффект от проведения РИР не ограничивается ука—
215
данным видимым эффектом в обработанной скважине, и его абсолютная
величина может отличаться от определенной по замерам дебита, со-
держания воды, приемистости.
Например, эффект от проведения РИР в нефтяных скважинах поми-
мо увеличения текущей добычи нефти и сокращения добычи воды про-
является в:
увеличении суммарной (конечной) нефтеотдачи пласта;
повышении эффективности применяемой системы разработки нефтя-
ного месторождения с применением заводнения (за счет более рацио-
нального использования закачиваемой воды);
повышении эффективности использования эксплуатационного обору-
дования (за счет увеличения производительности насосного оборудова-
ния при подъеме жидкости с меньшим содержанием воды и снижении
расхода энергии при добыче менее обводненной нефти) .
повышении эффективности системы подготовки нефти и воды (за
счет сокращения объема подлежащей подготовке жидкости и содержа-
ния в ней воды) и т.д.
Однако по данным промысловых замеров и наблюдений количест-
венная оценка даже перечисленных составляющих эффекта от проведе-
ния РИР в нефтяных скважинах затруднена, а иногда во вр-чмя про-
ведения РИР невозможна вообще (например , увеличение конечной
нефтеотдачи).
Кроме того, вследствие интерференции скважин любые изменения
в единичной скважине, в том числе и. вызванные проведенными РИР ,
отражаются на величинах дебита и содержания воды многих скважин.
И, хотя влияние интерференции скважин на эффективность проводимых
РИР бесспорно, оценить степень его влияния практически невозможно.
Вычисление эффекта интерференции носит гипотетический харак-
тер и требует значительного объема информации, чаще всего отсут-
ствующей в реальных условиях", давление па контуре питания, пласто-
вое и забойное давление и т.д. [74 ].
Невозможно учесть влияние интерференции скважин на эффективность
проводимых РИР и непосредственным замером величин дебита нефти
и содержания воды в добываемой продукции до и после проведенных
РИР. Во-первых, сам эффект явления интерференции проявляется не
сразу, а, во-вторых, в реальных условиях абсолютная ветчина этого
эффекта соизмерима с погрешностью замера дебита как отдельных
скважин, так и объекта в целом.
Значительно большее влияние на величину эффекта от проводимых
РИР’ оказывают различного |юда ГТМ, одновременно осуществляемые,
как в обрабатываемой скважине (очистка ствола скважины ч приза-
бойной зоны; замена оборудования и изменение режима его работы),
так и по пласту в целом (остановка, освоение, и изменение реж чма
работы окружающих скважин; изменение темпа закачки доли и т.д).
Как показывают многочисленные пчблюде'шя и сцедиа*» зые - иссле-
дования, влияние перечисленных ГТМ на эффективность РИР знанн -~
тельно, а в отдельных случаях само проведение РИР становится це:ю-
сообразиым лишь в сочетании с. о.тдадм'ык'и из ник Г5 T.I .
В свою очередь, именно пцсчм'айчие РИР обуу атвчипаем в о.мож
2 1.G
ю
1Л
о
ю
ность наиболее эффективного осуществления таких ГТМ, как форсиро-
вание отбора жидкости. Проведение РИР создает условия для увели-
чения отбора нефти за счет перекрытия наиболее проницаемых и обвод-
ненных интервалов в самом продуктивном пласте или же путей сооб-
щения скважины с высокопродуктивными водоносными пластами.
Количественный же учет влияния того или иного ГТМ на эффектив-
ность РИР пока невозможен. Эффект от проводимых РИР может быть
оценен условно — по каждой обработанной скважине отдельно и сов-
местно с другими ГТМ по основным показателям:
а)	в нефтяных скважинах:
количество дополнительно добытой нефти;
объем изолированной воды;
б)	в нагнетательных скважинах:
количество дополнительно добытой нефти за счет увеличения закач-
ки воды в продуктивные пласты и более рационального распределения
закачки по их толщине;
сокращение объема непроизводительно закачиваемой воды в непро-
дуктивные пласты.
С точки зрения технологического эффекта такие РИР, как доподъ-
ем цементного кольца и ликвидация скважин, составляют самостоя— _
тельную группу. Цель проведения этих работ — охрана недр и окружаю-
щей среды. Размер эффекта от них на сегодня в количественных пока-
зателях не оценивается.
Затруднена количественная оценка технологического эффекта и от
проведения РИР по временной консервации скважин, переводу их в
пьезометрические, контрольные и т.д.
Основные показатели оценки эффективности проведения различных
видов РИР представлены в табл. 36.
Для определения величины эффекта используют замеры дебита неф-
ти и содержания воды в добываемой продукции по нефтяным скважи-
нам, величину приемистости - по нагнетательным. При этом сравни-
вают величины предполагаемых добычи нефти и воды или закачки во-
ды с фактическими соответственно без и после проведенных РИР.
Величина предполагаемого дебита нефти с известной погрешностью
определяется выявлением закономерности его изменения в период,
предшествующий проведению в скважине РИР, и экстраполяцией ее на
последующий период.
При выявлении закономерности изменения дебита нефти могут быть
использованы методы математической статистики или определяемый
расчетным путем коэффициент изменения дебита нефти - отношение
величин среднесуточных дебитов последующего и предыдущего меся-
цев. При этом для учета изменения самого коэффициента изменения
дебита вычисляется среднеарифметическое его значение за период в
5-10 мес, предшествующих проведению РИР.
Предполагаемый объем воды, который мог бы быть добыт без про-
ведения РИР, вычисляют исходя из количества нефти, фактически до-
бытого после проведения РИР [65]. При этом величина предполага-
емого объема воды определяется из условия сохранения содержания
воды и добываемой продукции до проведения РИР. Объем же изолиро-
217
28-1
Т а блица 3 6
Категория скважин и вид РИР	Показатели эффективности	Примечание
1	2	3
Нефтяные сква- жины Отключение отдель- ных обводненных интер- валов пласта	Количество дополнитель- но добытой нефти, объем изолированной воды	
Исправление негер- метичного цементного кольца	Сокращение потерь нефти и объемов добываемой воды	
Отключение отдель- ных пластов	То же	
Ликвидация нарушений обсадной колонны	Г	
Наращивание (до- подъем) цементного кольца	Эффект от проведения РИР прямо не определяется	Цель про- водимых РИР — охрана недр и окружающей среды
А. Перевод скважин на другие горизонты	Количество дополнитель- но добытой нефти, объем изолированной воды	
Б. Временная консер- вация скважин	Эффект от проведения РИР отсутствует или прямо не оп- ределяется	РИР прово- дятся вынуж- дено (техни- ческие причи- ны) или по условиям раз- работки
В. Ликвидация сква- жин	Эффект от проведения РИР прямо не определяется	Цель про- водимых РИР - охрана недр и окружающей среды
Нагнетательные скважины		
Регулирование закач- ки воды по толщине	Количество дополнитель- но добытой нефти, сокраще- ние объема непроивзодитель- но закачиваемой воды.	
218
Продолжение табл. 36
5055
1	2	3
Ликвидация перетока	Сокращение объема не-	
воды в непродуктивные	производительно закачивае-	
пласты по негерметич-	мой воды, количество допол-	
ному цементному коль- цу	нительно добытой нефти	
Отключение отдель-	Сокращение объема не-	
ных пластов	производительно закачивае- мой воды, количество допол- нительно добытой нефти (за счет увеличения объема за- качки в другие пласты)	
Ликвидация нарушений	Сокращение объема непро-	
обсадной колонны	изводительно закачиваемой воды, количество дополни- тельно добытой нефти (за счет увеличения объема за- качки воды в продуктивные пласты)	
Наращивание (до-	Эффект от проведения РИР	Цель про-
подъем) цементного	прямо не определяется	водимых РИР
кольца		— охрана недр и окружаю- шей среды
А. Перевод скважин	Количество дополнительно	
на другие горизонты	добытой нефти (за счет за- качки воды в другие горизон- ты), сокращение объема не- производительно закачивае- мой воды	
Б. Временная кон-	Эффект от проведения РИР	РИР про-
серваиия скважин	отсутствует или прямо не он-	водятся вы-
	ределяется	нужденно (технические причины) или по условиям разработки
В. Ликвидация сква-	Эффект от проведения РИП	Цель про—
жин	прямо не определяется	водимых РИР — охрана недр и окружающей среды
28-2
219
Продолжение табл. 36
Категория скважин и вид РИР	Показатели эффективности	Примечание
1	2	3
Опробование пластов, изучение характера вы- работки, насыщенности и т.д.	В большинстве случаев эффект от проведения РИР прямо не определяется	РИР про- водятся с целью конт- роля разра- ботки
ванной воды представляет собой разность между объемом воды, кото-
рый был бы добыт без РИР, и фактическим объемом воды, добытом
после проведения РИР в скважине.
Аналогичным образом определяют и величину предполагаемых доби-
тое нефти и воды в эксплуатационных скважинах при установлении
эффекта от проведения РИР по регулированию закачки воды по толщи-
не заводняемого пласта в нагнетательных скважинах.
Так же определяют и объем дополнительно закачиваемой воды в
продуктивные пласты после проведения РИР в нагнетательных скважи-
нах, обеспечивающих увеличение приемистости пластов — ликвидация
нарушений обсадных колонн, перетоков, отключение пластов, переход
на другие горизонты. По полученной величине с помощью коэффициента
эффективности закачки (удельный расход воды)1) вычисляют количест-
во дополнительной нефти, которое добыто за счет проведения РИР -
увеличения закачки воды в заводняемый пласт.
Описанный технологический эффект от проведения РИР в нефтяных
и нагнетательных скважинах может быть определен за любой промежу-
ток времени после проведения работ (до конца текущего года, за один
год, за весь период проявления эффекта).
При оценке экономической целесообразности того или иного вида
РИР должен учитываться суммарный технологический эффект от их
проведения, т.е. за весь период его проявления.
Ниже приведен порядок определения технологического эффекта осу-
ществления РИР в отдельных скважинах по изложенной методике и
для сравнения по существующим методикам: с учетом и без учета из-
менения величин дебита нефти и содержания воды в ремонтируемых
скважинах.
При этом использовали следующие зависимости:
Методика I, ' предусматривающая сохранение величин дебита неф-
ти и воды без проведения РИР на уровне последних трех месяцев пе-
ред РИР:
Л<?н"2 , ^н,ф >“ Чно> т1:	139)
/>1
Ив-2АО-М,р«;.	(40)
_______ j" 1
1) Отношение объема закачки воды по пласту (месторождению,
НГДУ) к добыче нефти за тот же период,
5055
220
Методика II, 'предусматривающая изменение величин дебита неф-
ти и воды без проведения РИР в соответствии с коэффициентами их
изменения перед РИР:
п
2 п ^н.ф,- 9н,о ки,н Pmi’	(41)
7-2
^b-S/5b,o ки, в I ~ чв, ф Р mi°	(42)
i-1
Мето ди ка III, < предусматривающая изменение величины дебита
нефти без проведения РИР в соответствии с коэффициентом его изме-
нения перед РИР и сохранение величины обводненности добываемой
нефти на уровне последних трех месяцев перед РИР (рекомендуемая
методика):
п
AQrt-£ Гдн>ф.;- <?н>0" *и,н Рш1>	ИЗ)
7-1
п
Ч-^н,<Г	{44)
где 9Н 0 - среднесуточный дебит нефти за последний месяц эксплу-
атации перед РИР; 9Н 0 - среднесуточный дебит нефти за последние
3 месяца эксплуатации перед РИР; <?н фу - среднесуточный факти-
ческий дебит нефти в i -м месяце после проведения РИР; 9В 0	—
среднесуточный дебит воды за последний месяц эксплуатации перед
РИР; 9в>0 — среднесуточный дебит воды за последние 3 месяца эк-
сплуатации перед РИР; 9вф,;	— среднесуточный дебит воды в i —м
месяце после проведения РИР; н - коэффициент изменения деби-
та нефти за последние 5-10 месяцев перед РИР; кк в - коэффици-
ент изменения дебита воды за последние 5—10 месяцев перед РИР;
9 - удельная добыча воды (на 1 т добытой нефти) за последний ме-
сяц перед РИР; i - порядковый номер месяца эксплуатации скважины
после РИР; ту - количество дней эксплуатации скважины в i -м
месяце; п - продолжительность эффекта в месяцах.
Результаты расчета технологического эффекта с использованием
различных методик приведены в табл.37.
Как показывает опыт, форсирование отборов жидкости из скважин
при значительном сода ржании воды является эффективным мероприя-
тием по увеличению нефтеотдачи и в настоящее время широко приме-
няется при разработке многих нефтяных месторождений.
В указанных условиях для оценки эффективности проводимых РИР
рекомендуется использование методики III, ' как наиболее полно учи-
тывающей изменение режима эксплуатации скважины до и после ре-
монта.
о
п
28-3
221
222
Таблица 37
Номер скважи- ны	Данные эксплуатации скважин						Продолжи- тельность эффекта, сут	Применяемая методика и расчетные формулы	Количество дополнитель- но добытой нефти, т	Количество изолированно; воды, т
	средние за последние 3 ме- сяца перед РИР			средние за время эффекта после РИР						
	9Н,0‘ т/сут	9 в, о» т/сут	содержание % воды	9н,ф • т/сут	9 В, ф> т/сут	содержание, % воды				
4732	0,64	34,86	98	14,2	39,3	73	327	I - (39); (40) 11 - (41); (42) III - (43); (44)	4434 4508 4508	+1443* +3000 * 240 000
5244	2,2	29,0	92	6,2	20,8	77	312	I - (39); (40) 11 - (41); (42) HI - (43); (44)	1250 1312 1312	2554 1545 17 464
*3нак '+*
означает увеличение добычи воды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Современное состояние разработки многих нефтяных месторождений
характеризуется все возрастающей потребностью в проведении РИР в
скважинах, являющихся одним из основных средств обеспечения рацио-
нальной разработки месторождений. Своевременность и эффективность
осуществления РИР во многом определяют технико—экономические по-
казатели процесса разработки месторождений в целом и особенно, на
поздней стадии его.
Вместе с тем Многие основные задачи этой многогранной и слож-
ной проблемы сегодня далеки от своего решения, отдельные — вслед-
ствие нечетко сформулированных проблем в целом и условий проведе-
ния РИР.
Строгое определение самой проблемы РИР является главной зада-
чей в ее решении. Многолений опыт проведения РИР в настоящее вре-
мя позволяет более четко сформулировать основные положения проб-
лемы: роль этих работ в процессе разработки месторождений, класси-
фикация РИР, порядок планирования и финансирования и т.д.
Классификация РИР должна быть единой для скважин всех' место-
рождений, независимо от их категории (нефтяные, нагнетательные,
наблюдательные и т.д.), глубины, геолого-физических особенностей
разреза и т.д.
В основу классификации должна быть положена прежде всего цель
проводимых работ: отключение (изоляция) пластов или их отдельных
интервалов, исправление негерметичного цементного кольца, ликвида-
ция нарушений обсадной колонны и т.д.
Порядок планирования РИР должен определять объемы и время про-
ведения этих работ, исходя из требований разработки каждого конк-
ретного месторождения с учетом принятой системы, фактического со-
стояния разработки и технического состояния фонда скважины. Причем
метод и технология РИР должны обосновываться целью планируемых
работ и особенностями каждой конкретной скважины.
Большая часть РИР должна осуществляться в планово-предупреди-
тельном порядке. Их объем и последовательность должны определять-
ся в проектах и анализах разработки месторождений, удовлетворяю-
щих потребность перспективного и текущего планирования и опера-
тивного управления разработкой нефтяных месторождений Г,
Успешному решению задачи планирования РИР будет способст-
вовать широкое применение ЭВМ. При этом первоочередными вопро-
сами на сегодня являются:
разработка основных нормативов для определения потребности фон-
да скважин в ремонтных работах с точки зрения разработки место-
рождения и выполнения плана по добыче нефти, оптимального времени
223
____,------мьиорисшиь, потреоности в оборудовании и са-
мой технологии каждого вида работ;
организация автоматизированного сбора исходной информации, явля-
ющейся основой в разработке нормативов и системы планирования РИР
в целом.
Успешность и экономическая эффективность проводимых РИР в зна-
чительной степени определяются изученностью и учетом условий их
осуществления. Исходя из этого само проведение РИР прежде всего
должно быть обосновано принципиальной возможностью и экономичес-
кой целесообразностью достижения поставленной перед работами цели,
например отключения отдельных интервалов пласта, ликвидации наруше-
ний обсадных колонн при отсутствии цементного кольца и т.д._При
этом, исходя из реальной обстановки, сомнительной является поста-
новка задачи перед РИР как ограничение объемов попутно добывае-
мой воды.
Выбор методов и технологии РИР в каждом конкретном случае
должен проводиться с учетом условий глушения скважины, гидроди-
намической и температурной обстановки в ней. При этом, учитывая
сложность последних, планируемая технология должна предусматривать
проведение необходимого комплекса 'ИссЬедований скважины по уточ-
нению поставленной перед РИР задачи, а также возможность и зачас-
тую неизбежность осуществления нескольких операций для эффективно-
го ее решения, например применение технологии ступенчатой закачки
изоляционного материала.
В числе основных положений проблемы РИР должны быть более
четко определены и требования к конструкции скважин, в значительной
степени обусловливающей необходимость в их производстве. Именно
несоответствием конструкции скважин существующим условиям их
эксплуатации обусловливается потребность в РИР по исправлению не—
герметичного цементного кольца и ликвидации нарушений обсадных
колонн в громадном фонде действующих "кважин. И совершенно оче-
видно, что наиболее целесообразным явля^.ся предупреждение самой
возможности проявления указанных дефектов еще во время цементиро-
вания обсадных колонн, нежели выявление и ликвидация их в процессе
последующей эксплуатации скважин,..'
Проведение РИР в скважинах обусловливается требованиям разра-
ботки нефтяных месторождений и непосредственно связано с процес-
сом разработки. В частности, именно применяемая система разработ-
ки определяет гидродинамические условия в скважинах, необходимость
их глушения и т.д. Изложенное обосновывает необходимость рассмот-
рения возможности и условий проведения РИР и ремонтных работ
вообще при обосновании основных показателей разработки месторож-
дений еще в процессе составления проектов разработки. При этом дол-
жны быть приведены в соответствие требования разработки с реальны-
ми возможностями их обеспечения.
Большинство рассмотренных задач проблемы РИР требуют дальней-
шей разработки и более глубокого исследования с целью обоснования
условий проведения РИР, совершенствования их технологии и повыше-
ния эффективности
224
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Аветисов А.Г., Бондарев В.И., Матвеев В.М. Повышение ка-
чества цементирования путем обеспечения рационального режима продавли-
вания тампонажного раствора. — Бурение, 1976, № 11, с. 29—32
2.	Блажевич В. А., Глазков А. А., Умрихина Е. Н. Регулирование
закачки воды по мощности продуктивного пласта в процессе его заводнения.
М., ВНИИОЭНГ, 1970.
3.	Блажевич В. А., Махмутов Н.Р., Умрихина Е. Н. О возмож-
ности применения синтетических смол для изоляционных работ в скважинах
с высокой приемистостью. - Тр. БашНИПИнефти, вып. XXXI, • 1972, Уфа,
с. 76-81.
4.	Блажевич В. А., Махмутов Н.Р., Умрихина Е.Н. Селективная
изоляция обводнявшихся пропластков с использованием синтетических смол.
Нефтепромысловое дело, 1967, № 3. с. 12-16.
5.	Блажевич В. А., Стрижнев В. А., Уметбаев В. Г. О температур-
ной обстановке в скважинах в процессе проведения в них ремонтных работ.
- РЖ ВИНИТИ, 1978, № 7 (81), с. 62, Дет. № 496, 15. VIII. 1978.
6.	Блажевич В. А., Уметбаев В.Г. Совершенствование планирования
работ в скважинах. - Нефтяное хозяйство, 1977, № 12, с. 3—6.
7.	Блажевич В. А., Умрихина Е. Н., Большаков Л. А. Совершен-
ствование технологии изоляционных работ с использованием синтетических
сланцевых смол. - Нефтепромысловое дело, 1976, № 2, с. 29—31.
8.	Блажевич В. А., Умрихина Е.Н. Инструкция по применению там-
понажных смол на основе сланцевых фенолов при проведении ремонтно—изо-
ляционных работ в скважинах. Уфа, БашНИПИнефть, 1977.
9.	Блажевич В. А., Умрихина Е. Н. Исследования в области изыска-
ния изоляционных реагентов для селективной изоляции притока воды в неф-
тяных скважинах. - Тр. БашНИПИнефти, вып. 45, 1975, с. 103—114.
10.	Блажевич В. А., Умрихина Е.Н. Новые методы ограничения при-
тока воды в нефтяные скважины. М., Недра, 1974.
11.	Блажевич В. А., Умрихина Е.Н. Обоснование направлений в раз-
работке методов селективной изоляции притока воды в нефтяных скважинах.
- Тр. БашНИПИнефти, вып. 42, 1975, с. 72-79.
12.	Блажевич В. А., Фахреев И. А., Глазков А. А. Исследования
притока и поглощения жидкости по мощности пласта. М., Недра, 1969.
13.	Булатов А. И., Уханов Р. Ф., Давыдов И.М. Вопросы повыше-
ния качества цементирования скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1974.
14.	Возможность повышения качества цементирования скважин пу-
тем увеличения объемов буферных жидкостей. / Р.Ф. Уханов, В.Н. Баринов,
М.О. Крист и др. - Бурение, 1975, № 4, с. 21-24.
15.	Вязко — упругий разделитель для цементирования обсадных колонн
( А.И. Курдачев, А.В. Летицкий, Я.М. Расизаде и др. — Бурение, 1975,
№ 1, с. 20-23.
225
16.	Гаврилюк А. Е. Влияние количества буферной жидкости на качество
цементирования эксплуатационных колонн. — Бурение, 1975, № 3, с. 2 2-24.
17.	Гаврилюк А. Е. Опыт крепления скважин эксплуатационными колон-
нами с вращением. - Бурение, 1976, № 1, с. 26-2 8.
18.	Гаврилюк А. Е., Сафронов В. Д. Повышение качества разобщения
пластов при бурении наклонных скважин. - Бурение, 1975, № 8, с. 23—2 5.
19.	Гео ло го-техни ч е с кая эффективность применения термометрии и
радиоактивных изотопов при исследованиях нагнетательных скважин в Тата-
рии / В.В. Цветов., Д.М. Сребродольский, Р.Ш. Хайретдинов и др. — Нефте-
газовая геология и геофизика, 1975, № 11, с. 32—35.
20.	Гольденберг А.М., Бурмин Ф. Н., Третяк М. М. Временная ин-
струкция по технологии изоляции притока вод в скважинах с температурой
до 90°С и пластовым давлением ниже гидростатического. Ивано-Франковск,
ЦНИЛ объединения Укрнефть, 1973.
21.	Гуфранов М. Г., Дворецкий В. Г., Довгополюк И. М. Некото-
рые результаты применения акустического цементомера. - Нефть и газ Тю-
мени, 1969, № 4, с. 53—56.
22.	Дашкина Л. А., Кисляков Ю. П., Ковальский Ю. П. Оценка за-
висимости между мощностью и проницаемостью пластов-коллекторов XIII—
XVI горизонтов месторождения Узень. - Нефтепромысловое дело, 1977,
№ 8, с. 18-21.
23.	Детков В. П., Богданов В. Л., Ахмадишин 3. Ш. Применение
эрозионных буферных жидкостей при цементировании скважин на Самотлоре.
- Бурение, 1975, № 2, с. 36—40.
24.	Зайцев В. М. Термометрические исследования скважин с целью ус-
тановления мест притока и поглощения жидкости трещиноватыми пластами. -
Нефтепромысловое дело, 1970, № 4, с. 41—44.
25.	Закупорка кварцевого песка парафино-карбамидными комплексами.
/ Г.А. Бабалян, М.Н. Галлямов, В.В. Девликамов и др. — Тр. УНИ, вып. 5,
М,. Недра, 1970, с. 3-6.
2	6. Изучение влияния перфорации на колонну и цементное кольцо акус-
тическими и радиометрическими методами / В.Д. Кучернюк, П.А. Прямое,
Т.М. Семенова и др. - Бурение, 1970, № 10, с. 34—38.
27.	Изучение состояния цементного камня в скважине [ В.А. Серпено-
кий, А.К. Куксов, О.Н. Обозин и др. — Нефтяное хозяйство, 1971, № 5,
с. 35-40.
2 8. Использование высокочувствительной термометрии для выделения
интервалов затрубной циркуляции [ И. Л. Дворкин, А.И. Парфенов, А.С. Буе-
вич и др. - Нефтяное хозяйство, 1974, № 12. с. 43-46.
29.	Использование термометрии для решения нефтепромысловых за-
дач / А.Х. Фаткуллин, В.Ф. Кондрашкин, Б.З. Бровин и др. - Нефтепромыс-
ловое дело, 1971, № 3, с. 25—28.
30.	Исследование и ликвидация перетоков воды в непродуктивные
пласты в нагнетательных скважинах / В.А. Блажевич., В.Г. Уметбаев,
В.А. Стрижнев и др. - Нефтепромысловое дело, 1976, 70 с.
31.	Калашников Б.М., Соловьев А. Д., Хегай В.Ф. Методика и
результаты оценки экономической эффективности внедрения гипана для изо-
ляции нижних вод в объединении Татнефть. - Экономика нефтяной промыш-
ленности, 1974, No 8, с. 2 4—30.
226
32.	Карнаушевская Ж. И., Кухтевич Л. И., Костина Л. Г. Эконо-
мическая эффективность ограничения притока пластовых вод на Долинском и
Северо-Долинском месторождениях. — Экономика нефтяной промышленности,
1977, № 1, с. 28-31.
33.	Кириллин А. Ф., Кривоносов И. В. Влияние гидропескоструй-
ной перфорации на цементное кольцо скважин и на проницаемость призабой-
ной зоны. - Нефтепромысловое дело, 1967, № 6, с. 7.-9.
34.	Кирпиченко Б. И. Возможность определения движения жидкости
в затрубном пространстве акустическим методом. — Нефтяное хозяйство,
1973, № 4, с. 21-24.
35.	Кирпиченко Б. И. Комплексная интерпретация данных акустичес-
кого и радиометрического методов контроля качества цементирования сква-
жин. — Нефтегазовая геология и геофизика, 1975, № 12, с. 35—38.
36.	Кирпиченко Б. И., Кучернюк В.Д., Прямов П. А. Применение
современных методов контроля за качеством цементирования обсадных ко-
лонн в районах Башкирии. - Нефтяное хозяйство, 1971, № 2, с. 12—16.
37.	К планированию геолого- технических мероприятий / В.А. Ку—
чернюк, М.А. Слепян, Т.А. Барецкая и др. — Организация и управление неф-
тяной промышленности, 1971, № 10. с. 22—23.
38.	Кузьминский С.С., Тарко Я. Б. Методы определения межпластовых
перетоков закачиваемых вод на месторождении Уэень. - Нефтепромысловое
дело, 1977, № 9, с. 7—10.
39.	Летуновский В. А., Филатов Ю. А., Барсуков Г. П. Опыт креп-
ления скважин на Самотлорском месторождении с использованием осредни-
тельной емкости. — Бурение, № 11, 1976, с. 26—29.
40.	Лысенко В.Д. О межпластовых перетоках через скважины перво-
го эксплуатационного ряда при увеличении их забойного давления. — Тр.
ТатНИИ, вып. VI, 1964, с. 230-237.
41.	Мамедов А.А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплу-
атации скважин и способы их предотвращения. М., Недра, 1974.
42.	Маслов И. И., Гарушев Р. А. Изоляция пластовых вод на неф-
тяных месторождениях Краснодарского края. - Тр. КраснодарНИПИнефти,
вып. 7, 1973, с. 151-157.
43.	Мельников Ю. В., Утробин А. С., Смолянинов В. Г. Наруше-
ние контактов цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины
при проведении технологических операций в этой колонне. - Бурение, 1977,
№ 4, с. 34-35.
44.	Методическое руководство по выбору объектов для проведения
методов воздействия на призабойную зону. М., ВНИИ, 1974.
45.	Муслимов Р. X., Шумилов В.А. Ремонтно-изоляционные работы
при добыче нефти. Казань, Таткнигоиздат, 1975.
46.	Муслимов Р. X., Юсупов И. Г., Загиров М. М. Об уточнении
методики определения резервного фонда с учетом технического состояния
скважин и работ по повышению их эксплуатационной надежности. - Нефтя-
ное хозяйство, 1977, № 3, с. 22-26.
47.	Намиот А. Ю. Теплопередача при подъеме нефти в скважине. -
Тр.ВНИИ, вьш. VIII, 1956, с. 400-411.
48.	Нарушение контактов цементного кольца с обсадной колонной и
стенками скважины при перфорации / Ю.В. Мельников, В.Г. Смолянинов,
А.С. Утробии и др. - Бурение, 1975, № 1, с. 23-24.
227
49.	На по до ба Н. В., Пальчиков В. В. Пути повышения герметичности
затрубного пространства при креплении глубоких скважин. ВНИИОЭНГ, 1977.
50.	Целесообразность отключения обводненных интервалов монолит-
ного пласта. Z В.А. Блажевич., Е.Н. Умрихина, В.Г. Уметбаев и др. - Неф-
тяное хозяйство, № 7, 1978, с. 42—46.
51.	О выборе технологии изоляционных работ в скважинах Z В.А. Блажэ-
вич, Н.Р. Махмутов, Е.Н. Умрихина и др. - Нефтепромысловое дело , 1972
№ 12, с. 36-30.
52.	Ограничение водопритоков в скважинах при заводнении Z В.А.Бла-
жевич, Е.Н. Умрихина, В.Г. Уметбаев и др. ВНИИОЭНГ, 1977.
53.	О перетоке закачиваемой воды в непродуктивные пласты Z В.А.
Блажевич., В.Г. Уметбаев, В.С. Асмоловскийи др. — Нефтепромысловое де-
ло, 1975, № 10, с. 22-26.
54.	Оп ределение затрубной циркуляции методом высокочувствитель-
ной термометрии Z Я.Н. Бесин, А.Г. Степанов, Ю.В. Тюкаев и др. — Нефтя-
ное хозяйство, 1969, № 10, с. 30-32.
55.	Опыт применения радонового индикатора при цементировании сква-
жин/ А.В. Ферштер, М.С. Макаров, В.Н. Антонов и др. - Бурение, 1976,
№ 4, с. 20-23.
56.	Основные методические положения по определению экономической
эффективности научно-исследовательских работ. М., Экономика, 1964.
57.	Особенности термометрии при исследовании низкодебитных
скважин и выявления интервалов слабых притоков Z И.Л. Дворкин, Ю. Н. Ку—
харенко. А.И. Филиппов и др. - Нефтепромысловое дело, 1975, №. 10, с.
18-20.
58.	Оценка изоляции затрубного пространства нефтяных скважин с
помощью акустических цементомеров Z Б.И. Кирпиченко, А.М. Клеев, А.С.
Калимуллин и др. - Нефтяное хозяйство, 1974, № 2, с. 23-28.
59.	Оценка качества цементирования скважин в Бугурусланском УБР
Я.И. Леонтович. Е.П. Ломачев, Б.И. Мартынюк и др. - Бурение, 1976,
№ 2, с. 21-23.
60.	Панченко Г. М. Химический способ изоляции пластовых вод. Авт.
свид. СССР № 72455, кл. Е 21 В 33Z13 от 14.01.1948. - БИ, 1948,
№ 9.
61.	Переток жидкости между пластами в процессе проведения ремонт-
ных работ в скважинах/ В.А. Блажевич, В.А. Стрижнев, В.Г. Уметбаев и др.
- РЖ ВИНИТИ, 1978, № 7 (81), с. 62. Дел. № 497, ВНИИОЭНГ, 15.
VIII. 197 8.
62.	Петерсон А. Я., Проселков Ю. М. Оценка качества крепления
скважин. ВНИИОЭНГ, 1975.
63.	Пилипец И. А., Бучковская М.И. Термометрическое, исследова-
ние нагнетательных скважин на площади Долина. - Нефтепромысловое дело,
1965, № 8, с. 12-16.
64.	Плешаков В. П., Ярославов Б.Р., Вострецов А.М. Изучение
корреляционной зависимости коэффициента продуктивности скважин от мощ-
ности пластов на Арланском нефтяном месторождении. — Нефтегазовая
геология и геофизика, 1973, № 10. с. 13-16.
65.	Поддубный Ю. А. Определение эффективности работ по ограниче-
нию притока воды в нефтяные скважины. — Нефтяное хозяйство, 1977,
№ 8, с. 8-10,
228
66.	Поляков B.H., Клявин Р. М., Шарипов А. У. Определение объе-
мов буферной жидкости при цементировании с учетом технологических и гео-
логопромысловых факторов. - Бурение, 1975, № 6. с. 27—29.
67.	Правила разработки нефтяных месторождений и эксплуатационных
скважин. Госкомитет нефтедобывающей промышленности при Госплане
СССР, 1964.
68.	Применение при ремонте скважины утяжеленного раствора, не
снижающего проницаемости призабойной зоны / М.Т. Быков, Г.М. Мельни-
ков, В.М. Паняев и др. — В. кн.: Вопросы интенсификации процесса добычи
и совершенствование технологии подготовки нефти, Альметьевск, 1973,
с. 106-110.
69.	Применение термометрии для определения затрубного движения
жидкости в нагнетательных, эксплуатационных и контрольных скважинах Та-
тарии/ В.В. Цветаев, Д.М. Сребродольский, Б.С. Свишев и др. - Нефтега-
зовая геология и геофизика, 1972, № 4, с. 39—43.
70.	-"Применение широкополосного акустического каротажа для оцен-
ки качества цементирования скважин/ А.Ф. Андреев, И.П. Дзебань, О.Л. Куз-
нецов и др. - Бурение, 1978, № 3, с. 15-19.
71.	Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах с помошью
феноло-формальдегидного материала/ В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина, В.Г.
Уметбаев и др. - Нефтепромысловое дело, 1976, № 7, с. 28-32.
72.	Пути повышения качества цементирования скважин в Казахстане/
Н.Х. Каримов, Л.С. Запорожец, Т.К. Рахматуллин и др. - Бурение, 1976,
№ 11, с. 21-25.
73.	Разумов В.Б., Налитов А. Н., Ишмакоа Р.Х. Комплекс меро-
приятий по повышению качества цементирования эксплуатационных колонн.
- Бурение, 1975, № 11, с. 22-25.
74.	Руководство по определению технологической и экономической
эффективности мероприятий по увеличению производительности скважин.,
М., ВНИИ, 1972.
75.	Сафин В. Г., Галие в Н. С., Гарипов М. Г. Опыт селективной изо-
ляции пластовых вод глинистым раствором на месторождениях Шаимского
района. - Проблемы нефти и газа Тюмени, 1973,№ 19, с. 46-48.
76.	Сидоров И. А. Изучение долговечности цементного камня затруб-
ного пространства нефтяной скважины. - Тр. ТатНИИ, 1965, № 7,
с. 114-128.
77.	Совершенствование технологии применения буферных жидкостей
/ А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов, В.И. Мищенко и др. — Бурение, 1975, № <i,
с. 25-27.
78.	Способ улучшения качества подготовки ствола скважины перед сиуо
ком обсадной колонны/ Г.В. Беликов, Р.Ф. Уханов, В.А. Шеин, В.Н. Бари-
нов. - Бурение, 1975, № 11. с. 25-27.
79.	Статическое сопоставление профилей приемистости л отдачи
пласта/ В.Л. Комаров, Г.Н. Зверев, В.А. Блажевич и др. — Нефтепромыс-
ловое дело, 1969, № 2, с. 10-13.
80.	Стрешинский И. А. Количественная оценка перетоков жидкости
по заколонному пространству по данным температурных исследований. -
Нефтепромысловое дело, 1977, № 12, с. 18—19.
81.	Субботин М. А. Исследования свойств быстротвердеющей смолы
ssos
2 9-1
для крепления слабосцементированных пород призабойной зоны нефтяных сква-
жин. - Тр. АзНИИ по добыче, вып. XXIII, 1972, с. 496-508.
82.	Султанова Л.Г., Галлямов М.Н., Олифер С. Л. Планирование
ремонтно-изоляционных работ с помощью ЭВМ. - Нефтяное хозяйство,
1974, № 5. с. 47-51.
83.	Сурков В. Т. Лабораторные и промысловые методы исследования при-
чин обводнения скважин подошвенной водой. - В. сб. Опыт изоляции пласто-
вых вод. М., ЦНИИТЭнефтегаз, 1963, с. 169—188.
84.	Умрихина В. Н,, Блажевич В. А. Изоляция притока пластовых вод
в нефтяных скважинах. М., Недра, 1966.
85.	Установление интервала расположения гипана в пласте методом
радиоактивных изотопов/ Б.М. Калашников, И.Г. Юсупов, В.А. Шумилов и
др. - Нефтепромысловое дело, 1973, № 3, с. 12—20.
86.	Уханов Р.Ф., Мищенко В. И., Шишин К. А. О рациональной рас-
становке турбулиэирующих элементов при цементировании. — Бурение,
1977, № 1, с. 31-34.
87.	Уханов Р.Ф. Совершенствование технологии применения буферных
жидкостей, ВНИИОЭНГ, 1977.
88.	Харьков В. А., Емельянов Е. В., Хе гай В.Ф. Методика плани-
рования геолого-технических мероприятий по обработке призабойной зоны и
капитальному ремонту скважин. - Тр. ТатНИПИнефти, вып. XXVIII, 1975,
с. 131-140.
89.	Швед Г. М. Крепление призабойной зоны скважин смолообразующим
крепителем. - Нефтяное хозяйство, 1968, № 3, с. 49-51.
90.	Шишин Е. А., Рустамбеков Т. Ф., Крылов Д. А. Влияние опрес-
совки и перфорации скважин на качество и разобщения пластов. - Бурение,
1977, № 4. с. 29-34.
91.	Шумилов В. А., Юдин В. М., Ахметов 3. М. Пути ограничения
добычи попутной воды при разработке месторождений платформенного типа.
- В сб. Совершенствование методов интенсификации разработки нефтяных
месторождений Татарии. Альметьевск, 1974, с. 73—87.
93.	Шумилов В. А., Юсупов М. 3. Выявление перетоков жидкости за
кондукторами и контроль за проведением мероприятий по их устранению —
Нефтяное хозяйство, 1975, № 7, с. 72 -75.
94.	Экономическая эффективность применения отверждаемого глинис-
того раствора для ремонта колонн/ А.Т. Кошелев, Г.А. Еремин, Р.Р. Алиша-
нян и др. - Экономика нефтяной промышленности, 1976, № 7, с. 11-13.
95.	Юсупов К. С., Медведевой Р. И., Каптелинин Н. Д. О перето-
ках жидкости между пластами, вскрытыми общим фильтром одной скважиной
или различными нагнетательными скважинами, сообщающимися через систе-
му водовод - Тр. Гипротюменнефтегаза, вып. XXIII, 1971, Тюмень,
с. '.28-137.
5055
230
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие................................................... J
Глава I. КЛАССИФИКАЦИЯ РЕМОНТНО- ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
В СКВАЖИНАХ................................................... 5
Основные положения проблемы ремонтно- изоляционных работ
в скважинах.............................................. 5
Ремонтно-изоляционные работы	в объединении Башнефть...... 7
Глава И. ОТКЛЮЧЕНИЕ ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА . .	9
Развитие научно-исследовательских работ по разработке мето-
дов отключения обводненных интервалов пласта............. 9
Селективная изоляция обводненных интервалов пласта...	11
Целесообразность отключения обводненных интервалов пласта 18
Глава III. ИСПРАВЛЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО
КОЛЬЦА И ОБСАДНЫХ КОЛОНН..................................... 32
Основные причины негерметичности цементного кольца...... 32
Методы выявления негерметичности цементного кольца в сква-
жинах .................................................. 40
Методы исправления негерметичного цементного кольца в неф-
тяных и нагнетательных скважинах........................ 48
Ликвидация нарушений обсадных колонн в	скважинах........ 54
Глава IV. ИССЛЕДОВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ПЕРЕТОКА ЗАКАЧИ-
ВАЕМОЙ ВОДЫ В НЕПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ В НАГ-
НЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ....................................... 61
Методы выявления перетока закачиваемой воды............. 61
Исследование и ликвидация перетока закачиваемой воды...	64
Использование 'метода мощностей' для выявление перетока за-
качиваемой воды......................................... 86
Глава V.ОТКЛЮЧЕНИЕ ОТДЕЛЬНЫХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ . .	99
Глава VI. РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ С ИСПОЛЬЗОВА-
НИЕМ СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ НА ОСНОВЕ СЛАНЦЕ-
ВЫХ ФЕНОЛОВ..................................................108
5055
29-2
231
Пути повыиения успешности РИР с использованием синтетичес-
ких смол ТСД—9 и ТС—10...............................  147
ГлаваVII.РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ
СО СЛОЖНЫМИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ. . . 152
Температурные условия в скважине при проведении РИР ....	154
Переток жидкости между пластами в процессе проведения ремонт-
ных работ в скважине...................................Д63
Разбавление изолирующего материала в трубах в процессе закач-
ки его в скважину......................................169
Совершенствование методов и технологии РИР в скважинах со
сложными гидродинамическими условиями..................173
Глава УШ.РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ С
ПОВЫШЕННЫМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ...............................188
Выбор жидкостей для глушения скважин при проведении РИР . . 189
Обоснование условий снижения пластового давления с целью про-
ведения ремонтных работ в скважинах....................194
Глава IX. НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ПЛАНИРОВАНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХ-
НИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ В СКВАЖИНАХ . ......................... 199
Существующие направления совершенствования методики планиро-
вания ГТМ..............................................199
Алгоритм планирования РИР в нефтяных скважинах и РИР и ОПЗ
в нагнетательных скважинах.............................203
Оценка эффективности ремонтно-изоляционных работ.......214
Заключение.............................................224
Список литературы......................................226
5055
Валентин Александрович Блажевич
Екатерина Николаевна Умрихина
Виль Гайсович Уметбаев
Ремонтно-изоляционные работы
при эксплуатации
нефтяных месторождений
Редактор издательства М.И. Черникова
Переплет художника Ю. Е. Фомина
Художественный редактор В,В. Шутько
Технический редактор Л. Я. Голова
Корректор И.Н. Таранева
ИБ № 3021
Сдано в набор 12.08.80 Подписано в печать 10.10.80 Т-17534
Формат 60 х 90 1/16 Бумага офсетная Печать офсетная
Усл. печ.л. 14,75 Уч.-изд.л. 15,43	Тираж 2750
Заказ 5055/7352—6 Цена 80 коп.
Издательство "Недра", 106333, Москва, К—12, Третьяковский проезд
Производственно-издательский комбинат ВИНИТИ
Люберцы, Октябрьский проспект, 403
УВАЖАЕМЫЙ ТОВАРИЩ!
Издательство 'Недра' готовит к печати — новые книги
АЛИЕВ Н.А. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЯ МО-
РЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ МЕСТО-
РОЖДЕНИЙ. 12 л. 75 к.
Рассмотрены источники загрязнения моря при бурении,
освоении, эксплуатации и ремонте морских скважин, а также
при сборе и транспортировке их продукции. Сделан анализ
эффективности существующих методов борьбы с загрязне-
нием моря. Освещен опыт предотвращения загрязнения мо-
ря при разведке и разработке нефтяных и газовых место-
рождений. Особое внимание, уделено мероприятиям по борь-
бе с загрязнением моря при ремонтах скважин.
Для инженерно-технических работников, занимающихся
разведкой и разработкой морских нефтяных и газовых ме-
сторождений, проектированием и строительством водоохран-
ных объектов, промысловым обустройством, а также для
студентов нефтяных вузов и факультетов.
ИВАНИШИН В.С. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ
МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С НИЗКО-
ПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ. 15 л. 1 р. 10 к.
Посвящена процессам интенсификации разработки и вы-
работки запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов,
повышению темпов разработки и конечной нефтеотдачи
многопластовых нефтяных залежей при различных режимах
эксплуатации. Описаны результаты опытно—промысловых
работ газоводяного и теплового воздействия на пласт, а
также закачки промысловых стоков, стоков химических и
нефтеперерабатывающих предприятий в нефтяные залежи.
Проанализирована целесообразность повышения нефтеотдачи
заводненных залежей путем закачки в них газа.
Для инженерно-технических работников нефтедобывающей
промышленности.
КАРИМОВ М.Ф. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИ-
ЛИЩ ГАЗА. 18 л. 1 р. 30 к.
Проанализированы условия, необходимые для создания
и эксплуатации подземных хранилищ природного газа в
пластах-коллекторах. Исследуется движение жидкости и га-
за при применении растворов ПАВ высокой концентрации,
приведены результаты интенсификации осушки и освоения
неоднородного пласта—коллектора. Даны рекомендации по
ускорению ввода подземных газохранилищ в работу на режи-
ме циклической эксплуатации с проектными показателями.
Приводится статистический технико—экономический анализ ре-
зультатов внедрения разработок в практику промышленной
эксплуатации подземных хранилищ.
Для инженерно-технических и научных работников газовой
промышленности.
ТАИРОВ Н.Д. НЕФТЕОТДАЧА ГЛУБОКО ЗАЛЕГАЮЩИХ
ПЛАСТОВ 16 л. 1 р. 20 к.
Систематизирован и обобщен обширный эксперименталь-
ный материал о влинии давления и температуры на сма-
чивание водой и нефтью основных породообразующих мине-
ралов, на адсорбцию нефте- и водорасгворенных поверхност-
но-активных веществ, на капиллярное вытеснение нефтей раз-
личными водами, на нефте- и газоогдачу однородных и не-
однородных коллекторов при вытеснении газонасыщенных
нефтей и газа водой. Описаны результаты исследований по
увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти при
вытеснении ее паром, а также при циклическом и термо-
циклическом заводнении нефтяных коллекторов. Показаны
возможности повышения приемистости глубоких скважин
путем пенокислотной обработки призабойной зоны.
Для инженерно-технических и научных работников нефтя-
ной и газовой промышленности.
Интересующие Вас книги Вы можете приобрести в мест-
ных книжных магазинах, распространяющих научно—техниче—
кую литературу, или заказать через отдел "Книга—почтой"
магазинов;
17 - 199178, Ленинград, В.О., Средний проспект, 61;
V-; 59 - 127 412, Москва, Коровинское шоссе, 20
Издательство "Недра"