1.2 Динамика основных показателей скважин

Запасы нефти в процессе разбуривания существенно увеличились от проектных, в основном, за счет расширения площади нефтеносности и ввода в разработку новых площадей, запасы которых были выведены за баланс.

Арланское месторождение с самого начала в основном было разбурено с плотностью сетки 12,5 га/скв., кроме того, было осуществлено раздельное разбуривание залежи в мощном VI пласте. Эти меры позволили существенно увеличить темпы разработки, которые составляли в максимуме 5,6% от наименьшего извлекаемого запаса.

Динамика разработки Арланского месторождения во времени приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Динамика показателей разработки Арланского месторождения во времени

Наибольшее число действующих добывающих скважин было в 2001 году при отборе 65,4% от наименьшего извлекаемого запаса, то есть, несколько позже. Фонд нагнетательных скважин имеет тенденцию к постоянному приросту.

Максимум добычи нефти был достигнут в 2001 году, при отборе 39,8 НИЗ и обводненности 76,6%.

Обводненность на 2007 год в среднем по Арланскому месторождению составляет 95,8% .

2 Расчетно-техническая часть

2.1 Причины поступления посторонних вод в скважину

Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот несколько из них: негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие чего возникает сообщение между нефтеносным и водоносным пластами; подтягивание к фильтру скважины подошвенных вод из-за интенсивного отбора или заводнения; прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в эксплуатационной колонне.

Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в пласт через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5…2 м3 воды (радиоактивное железо, цирконий, цинк). Наличие перетока позволит попасть части радиоактивной жидкости в водонасыщенный пласт, что будет отмечено на кривой гамма-каротажа аномальным всплеском по сравнению с аналогичной кривой, снятой до закачки изотопа. Изоляция притоков производится несколькими способами, одним из которых является закачка цементного раствора в трещину с целью ее повторного цементирования, или закачка специальных смол.

Во время проходки пород буровым инструментом при вращательном способе бурения между установленной колонной обсадных труб и породой имеется большой кольцевой зазор. При отсутствии подбашмачной или затрубной цементации по затрубному пространству происходит поступление воды из перекрытых водоносных слоев в эксплуатационный. Вода может поступать по двум путям: под башмак последней колонны обсадных труб, а затем через срез (если вырезана последующая колонна).

Ликвидировать поступление воды в эксплуатационный горизонт через срез обсадной колонны можно отключением рабочей части скважины при помощи временного тампонажа песком до среза обсадной трубы. После заливки цементного раствора состава 1:1 песок извлекают из скважины или вместо тамонажа на срез вырезанной обсадной трубы устанавливают коническую пробку. Эта работа не всегда выполнима.

В практике часто встречаются случаи обводнения путем подтягивания подошвенной воды за счет форсированного отбора. При этом образуются конуса обводнения, высота которых может быть соизмерима с толщиной пласта. В таких случаях прибегают к ограничению отбора жидкости по скважине или изоляции обводнившейся части пласта: устанавливают цементный мост и перекрывают часть пласта, закачивают в подошвенную часть пласта под давлением цементный раствор или различные пластмассы, схватывающиеся в водяной среде и образующие горизонтальный экран.

В связи с обводнением эксплуатирующегося пласта может возникнуть необходимость в переводе скважины на эксплуатацию с другого пласта, если таковой имеется в разрезе месторождения. При этом этот пласт может ниже или выше эксплуатируемого.

Технология перевода состоит в надежной изоляции обводненного пласта посредством закачки в него тампонирующего материала (цемента, смол) под давлением, образовании на забое цементного стакана, его разбуривании и углублении скважины до следующего, продуктивного пласта, спуске эксплуатационной колонны и ее цементировании, простреле фильтра, вызове притока из нового объекта.

2.2 Гидроизоляционный состав для ограничения водопритока и повышения дебита добывающих скважин

В настоящее время большинство нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки, на которой существенно осложняются процессы добычи, в частности, из-за высокой обводненности добываемой продукции. Поэтому ограничение притока воды к забоям скважин является одним из важнейших мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений. Наиболее широко применяются осадко образующие технологии, которые внедряются в промышленных масштабах в старых нефтедобывающих районах более 20 лет. Большая их часть основана на взаимодействии закачиваемых химических реагентов с компонентами высокоминерализованных вод. Однако данные технологии не всегда дают положительный эффект, а также необратимо изменяют проницаемость нефтяного коллектора. Технологии, базирующиеся на последовательной закачке химических реагентов с расчетом на их смешивание в определенном месте пласта с образованием систем с заданными свойствами, тоже оказываются не всегда эффективными в промысловых экспериментах .

Одним из возможных решений проблем снижения обводненности является применение гидроизоляционного состава с регулируемыми гидрофобными и гидроизоляционными свойствами на основе гидрофобного органического геля. Особенностью его применения является закачка единой, целостной порции технологического раствора геля с заданными свойствами для достижения максимального ограничения водопритока.

Получение гидрофобного органического геля с различными пластическими и гидрофобными свойствами основано на изменении соотношения содержания компонентов в процессе коагуляции коллоидного раствора высокомолекулярного полимера (ВМП) - сополимера этилена с винилацетатом - при взаимодействии с синтетическим компрессорным маслом (СКМ), представляющим собой блоксополимер оксидов этилена и пропилена. Для этого в раствор полимера в этил-бензольной фракции массовой концентрацией 3-20 % вводилось синтетическое компрессорное масло. В результате коагуляции полимера формировалась гетеро-фазная система: органический гель, обладающий определенной механической прочностью, и жидкая фаза - раствор компрессорного масла и/или полимера в этилбензоле. Количество образующегося геля и его пластические свойства зависят от соотношения содержания исходных компонентов. Выход геля при увеличении количества вводимого компрессорного масла сначала монотонно возрастает и при определенном значении достигает максимума. Чем больше исходное содержание полимера в углеводородном растворителе, тем выше выход геля при одинаковом удельном расходе компрессорного масла. Изменяя удельный расход компрессорного масла, можно регулировать количество полимера, используемого для образования геля, и тем самым контролировать выход и свойства получаемого геля.