Відключення окремих пластів__

Відмінність геолого-фізичних характеристик пластів (колекторські властивості, товщина) багатопластового родовища у разі спільної екс­плуатації зумовлюють неодночасність їх вироблення (обводнення), а відтак необхідність наступного відключення кожного відпрацьованого (обводненого) пласта з метою забезпечення нормальних умов для вироб­лення решти пластів. Інколи виникає потреба залучити до розробки вище-або нижчезалеглі пласти з гіршими колекторськими властивостями, коли нижні або верхні пласти вже вироблені і їх також необхідно відключити. Взагалі ізоляція окремого обводненого перфорованого пласта здійсню­ється у випадках його повного обводнення, виснаження або економічної недоцільності подальшої експлуатації [168].

Тут розглядається відключення верхніх і проміжних (середніх) пластів, а область застосування цього способу відключення пов'язана з роз­робкою багатопластових родовищ за спільної експлуатації декількох пластів та з необхідністю залучення до розробки нижчезалеглих пластів, які мають гірші колекторські властивості. Ізоляція нижніх пластів розгля­дається разом з ізоляцією підошовної води, коли встановлюється вибійна пробка (корок, міст).

Визначальними геолого-технічними умовами під час вибирання технології PIP і тампонажних матеріалів для ізоляції (відключення) окре­мих обводнених перфорованих пластів (у т. ч. з переходом вниз або вверх) є: а) відстань до найближчого перфорованого пласта; б) приймальність об'єкта ізоляції під час нагнітання води; в) запланована депресія тиску на продуктивний пласт після PIP (табл. 3.1) [168].

Відключення окремих пластів може бути досягнуто: 1) тампону­ванням - створенням у цих пластах непроникної облямівки навколо стов­бура свердловини; 2) встановленням навпроти інтервалу перфорації пласта додаткової запобіжної колони труб („летючки") меншого діаметра з наступним цементуванням або повздовжно-гофрованого металевого патрубка (див. технологію ізоляції наскрізних каналів в обсадній колоні); 3) опусканням пакера; 4) стосовно до нижніх пластів створенням вибійної пробки (непроникного вибійного моста).

Тампонування - це створення у відключуваному пласті непроникної облямівки із ізоляційного матеріалу навколо стовбура свердловини.

Таблиця 3.1 - Вибирання технологічних схем і тампонажних матеріалів для від­ключення верхніх і проміжних обводнених пластів

Воно є найбільш універсальним методом (решта, як правило, при­зводять до ускладнень в експлуатації свердловин і мають обмежені області застосування).

Метод тампонування застосовується у випадках: а) відносно неви­сокого пластового тиску (свердловини глушать пластовою водою з густиною до 1180 кг/м³); б) розкрита товщина пласта не перевищує 5 м.

Для відключення вищезалеглого обводненого чи водяного пласта, що розташований вище експлуатаційних (нафтових, газових) горизонтів, тобто для відключення середніх (проміжних) чи верхніх пластів, методом тампонування спочатку в інтервалі нижче на 3-5 м підошви відключу-ваного пласта (але не нижче покрівлі продуктивного пласта) в колоні створюють штучну тимчасову пробку або встановлюють пакерувальний пристрій.

Тимчасова пробка може бути піщаною, цементною (цементний міст), піщано-магнієвою. Відомо також застосування глиняних, глинопіщаних, гумових, гумовометалевих, дерев'яних і комбінованих пробок. Засто­сування знайшли піщані пробки, які створюють шляхом засипання вручну або намивання насосним агрегатом за швидкості висхідного потоку не більше 0, 1 м/с. При цьому водопіщану суспензію запомповують у НКТ, які опущені на глибину дещо вище (5-Ю м) покрівлі пробки, а під час піднімання води по затрубному простору пісок осідає, утворюючи пробку. Під час засипання піску вручну можливим є утворення в довільному місці патронних (висячих) пробок.

Для встановлення піщаної пробки вручну у свердловину опускають заливальні труби так, щоб їх башмак перебував вище покрівлі пробки, яка створюється, на 0, 5 м. Верхній кінець труб втримують за допомогою елеватора, встановленого на фланці експлуатаційної колони. За допо­могою лійки у заливальні труби засипають пісок (10-12 л/хв.), через кожні 4-5 хв. колону заливальних труб припіднімають на висоту до 1 м, щоб запобігти утворення в них патронної пробки [392].

Піщані пробки володіють значною проникністю, тому для забез­печення герметичності застосовували глиняні пробки. їх встановлюють вручну, кидаючи у свердловину попередньо заготовлені із сирої глини або суміші її з піском кульки діаметром 4-5 см. Після скидання необхідної кількості кульок з інтервалом 30 хв. опускають на тартальному канаті штангу і шаблон нормального діаметра і втрамбовують пробку.

Гумові пробки встановлюють за допомогою спеціального снаряда, у якому розміщують стиснуту в радіальному напрямку пробку і пороховий заряд. Після опускання снаряда на потрібну глибину заряд підпалюють електрозапалом, пробка виштовхується із корпуса і, розширюючись за рахунок пружних сил, перекриває стовбур свердловини.

Найбільш ефективним є застосування піщано-магнієвих пробок. Під час створення вибійної пробки з використанням рідинних тампону-вальних матеріалів, що легко фільтруються в пори і тріщини гірської

породи, забруднюються (тампонуються цими матеріалами) розкриті пласти. За технологією створення піщано-магнієвої пробки з використан­ням гранульованого магнію (розмір грануд 0, 5-1, 6 мм) запланований інтервал заповнюють сумішшю магнію і піску, причому магній реагує як з мінералізованою, так і з прісною водою, утворюючи закупорювальний осад гідроксиду магнію, і залишається інертним до вуглеводнів, що забезпечує селективність його діяння. Хороша сипкість магнію, техно­логічність процесу та відповідність вимогам з охорони праці та нав­колишнього середовища забезпечили широке застосування методу. Суть його полягає в тому, що у свердловину через затрубний простір з допо­могою рідини (нафта, водний розчин ПАА, ПАР) намивають розра­хункову кількість гранульованого магнію (див. нижче). Необхідна маса магнію визначається добутком об'єму колони в інтервалі від вибою до покрівлі обводненого пласта на насипну густину гранульованого магнію (960 кг/м³). Після доставки гранул магнію на вибій свердловину закри­вають на 2 доби для реакції гідролізу і утворення міцної структури, а потім пускають у роботу. Позитивною особливістю цього методу є можливість виконання робіт без зупинки свердловини (за умови малих дебітів) та її глушіння, а значить і без проведення спуско-підіймальних операцій (див. нижче)).

Якщо пластовий тиск є високим, то для відключення верхнього пласта застосовують технологію із контрольним вимиванням тампонаж­ного розчину, за якою нижні пласти тимчасово перекривають цементною пробкою (герметичніша, ніж піщана пробка), утворюючи її методом заливань, або над піщаною пробкою створюють цементний стакан (проб­ку). За цією технологією НКТ опускають до вибою, тампонажний мате­ріал (цементний розчин) переводять у затрубний простір, тоді припідні-мають труби до необхідної глибини, промиванням здійснюють контрольне зрізування (вимивання) тампонажного розчину і залишають його для затвердіння. Однак цим методом часто не вдається створити необхідної герметичності пробку. Для цього також розроблено вибухові пакери, які після тампонування підлягають розбурюванню.

Одним із недоліків описаної технології з вимиванням надлишку це­ментного розчину є зменшення тиску на цементний розчин до його затвердіння, в результаті чого може мати місце віддача пласта - част­кове чи повне витискування розчину під дією пружних сил гірської породи [392].

Для виключення цього явища застосовують технологію з вико­ристанням невитягуваного пакера (рис 3.1), за якої ізоляція продук­тивного пласта І від водоносного II, що сполучаються один з одним каналом III, забезпечується:

а) створенням за допомогою гідропіскоструминного перфоратора 2,
опущеного на заливальних трубах 1, спеціальних отворів (див. рис. ЗЛ, а);

б) опусканням на заливальних трубах невитягуваного цементувально­
го пакера 3 та промиванням каналів заколонної циркуляції (див. рис. 3.1, 6);

в) протискуванням цементного розчину в канали (див. рис. 3.1, в);

г) промиванням надлишкового розчину через циркуляційний клапан та
підніманням заливальних труб (див. рис. 3.1, г);

ґ) повторним розкриттям продуктивного пласта за допомогою куму­лятивного 4 чи гідропіскоструминного перфоратора (див. рис. 3.1, ґ).

Відомо пакери, якими можна ізолювати нижні або верхні пласти (або перші і другі одночасно) в ході PIP з відключення верхніх (середніх) пластів. Важливо, щоб такі пакери забезпечували необхідну герметич­ність, операції з ними не були трудомісткими під час опускання і встанов­лення, а вони без ускладнень розбурювалися. Операції з вибуховими пакерами ефективні тільки із встановленням цементних пробок.

За відстані між продуктивним та водоносним пластами понад 5 м застосовують метод створення цементних поясів. Для цього, як і в описаних вище методах, колону перфорують у декілька ярусів, у кожний з яких запомповують цементний розчин.

Після встановлення тимчасової пробки необхідно перевірити її герме­тичність, герметичність цементного кільця в інтервалі відключуваного пласта і технічну справність стовбура свердловини (геофізичними мето­дами - акустична цементометрія, термо- і витратометрія і т.д.), опре­сувати обсадну колону на максимально допустимий тиск.

Рис. 3.1 - Ізоляція нижніх вод з використанням невитягуваного пакера: а -ство­рення спеціальних отворів за допомогою гідропіскоструминної перфорації; б~ промивання каналів заколонної циркуляції; в - протискування цементного розчину в спеціальний отвір; г - вимивання надлишкового цементного розчину через циркуляційний пристрій; ґ- повторне розкриття нафтонасиченого пласта після затвердіння цементу

Перед тампонуванням доцільно визначити приймальність та за необ­хідності профіль приймальності відключуваного пласта і, коли вона недо­статня, обробити та очистити перфораційні отвори, гирло тріщин і прн-вибійну зону хімреагентами (кислотні ванни і оброблення розчином соляної кислоти, ПАР, вуглеводневим розчинником; термохімічне оброб­лення), що підвищує ступінь закупорювання і глибину проникання тампо­нажного матеріалу.

Ізоляційний матеріал запомповують у свердловину по НКТ і дальше у відключуваний пласт (для створення водоізолювального тампону) з розрахунку перекриття його пробкою і з наступним розбурюванням ос­танньої або без залишення матеріалу в колоні. Не слід допускати гідро-розриву пласта в процесі запомповування.

Часто НКТ встановлюють на 3-5 м нижче інтервалу верхнього пласта, який підлягає ізоляції, а потім після доведення тампонажної суміші до башмака НКТ припіднімають НКТ на 100-200 м вище покрівлі цього пласта, відтак вимивають залишки тампонажної суміші (контрольне зрізування) і протискують суміш у пласт.

За наявності тріщин у відключуваному пласті рекомендується здійснювати попереднє перекриття гирлової частини тріщин дисперсними матеріалами і цементним розчином. Дисперсні матеріали можна пода­вати у вигляді наповнювача до основного тампонажного матеріалу. В основному використовується цементний розчин, який запомповують пор­ціями за допустимого тиску (15 МПа). Якщо приймальність є не меншою 250 м³/доб. за тиску не більше 12 МПа, то використовують тампонажний цемент, а за приймальності до 250 м³/доб. і тиску понад 12 МПа - смолу ТСД-9 чи ТС-10. В обох випадках об'єм тампонажного матеріалу беруть рівним 2-2, 5 м³.

Для повного відключення пласта необхідно, щоб створений тампон, який ізолює свердловину від цього пласта, був непроникним за перепадів між пластовим і експлуатаційним вибійним тисками до 10-15 МПа, а, крім цього, щоб такі перепади тиску витримувала затрубна перемичка, інакше вода прорветься у свердловину внаслідок затрубної циркуляції [500]. Тому відключення пластів цементними заливаннями чи колонами-летючками часто є неефективним (особливо за товщини розмежовувальних переми­чок до 3-4 м) і бажано створити водоізолювальний тампон у самому пла-сті-обводнювачі. Так, за зниження коефіцієнта проникності в 10-20 раз іс­нує приплив води із пласта (10-20%) і запомповуванням ізоляційних мате­ріалів з високим ефектом ізоляції (90-95%) не можна повністю відключити пласт. Тоді необхідно їх докріплювати цементом або ступінчастим запом­повуванням до повної кольматації колектора при радіусі діяння 1 -2 м і критичному градієнті тиску проривання води понад 5-10 МПа/м [500].

Герметизацію отворів перфорації доцільно здійснювати запомпо­вуванням смол ТСД-9, ТС-10 і т.д.(можна запомповувати їх порціями).

За можливості використовують розчини з короткими термінами зат­вердіння, не залишаючи розчинів у стовбурі свердловини і не виконуючи контрольного зрізування.

У випадку наявності тріщин рекомендується виконувати PIP також після освоєння нижчезалеглих пластів, так як у ході освоєння герме­тичність тампону в тріщинах може бути порушеною.

Після затвердіння ізоляційного матеріалу залишену навпроти відклю­чуваного пласта і тимчасову пробки видаляють (розбурюють чи проми­вають). Обов'язковим є опресування експлуатаційної колони і пробки на герметичність до і після розбурювання.

Потім вимивають пісок із вибою і пускають свердловину в експлуатацію.

Після пуску нагнітальної свердловини досліджують якість PIP гли­бинним витратоміром.

Для відключення середнього пласта методом тампонування верх­ній пласт відділяють за допомогою пакера, а нижній - пробкою.

Для відключення верхнього або проміжного пластів, як правило, необхідно використовувати фільтрівні полімерні суміші чи смоли (ТСД-9, ТС-10, ГТМ-3, АКОР). їх об'єми рекомендується розраховувати із умови формування непроникного тампонажного екрана (облямівки) навколо стовбура свердловини у відключуваному пласті радіусом не менше 1 м. Останньою порцією тампонажної суміші, яка запомповується в пласт слідом за полімерною сумішшю, необхідно використовувати цементний розчин або інший тампонажний розчин на мінеральній основі [168].

У свердловинах, де передбачається створення високого перепаду тиску після PIP, а тампонування під тиском не забезпечує якісного від­ключення верхнього чи середнього пластів, для закриття дефектів колони або перфорованого інтервалу необхідно здійснювати опускання і цемен­тування „летючок" („потайних" колон) або встановлення металевих пластирів [293]. Область застосування пластирів обмежується депресією тиску на пласт після PIP не більше 8 МПа. Для ізоляції отворів на невеликому інтервалі стовбура свердловини запропоновано застосовувати гумовометалеві муфти, які опускають у свердловину в розтягнутому стані на спеціальній оправі і після розміщення їх на необхідній глибині звільняють, у результаті чого гумова муфта стискається і відповідно її зовнішній діаметр збільшується [392].

Якщо приймальність пласта, який підлягає відключенню, є низькою, а також за наявності зони між інтервалами перфорації не менше 4 м запом­повування тампонажних сумішей необхідно проводити із застосуванням пакера [168, 290].

У випадку відключення пластів із значним інтервалом перфорації (понад 10-15 м), які характеризуються проникнісною неоднорідністю за товщиною, окрім варіантів послідовного запомповування фільтрівної полімерної суміші і цементного розчину, замість останнього допускається запомповувати повторно полімерну суміш до повного відключення пласта. У першому випадку під час догерметизації відключеного пласта необ­хідно використовувати фільтрівні суміші на основі ТС-10, ТСД-9, ГТМ-3 та АКОР-2 [168].

Для відключення нижнього пласта створюють непроникну вибійну пробку (міст).

У разі відключення пластів, які розташовані нижче нафтонасичених горизонтів на відстані понад 4 м, а також у разі відключення нижньої частини продуктивного пласта (за наявності пропластків слабкопроникних порід товщиною понад 1, 5-2, 0 м) можна перекрити ізольований об'єкт шляхом нарощування цементної пробки (стакана) в колоні (заливанням цементного розчину) [168]. Широке застосування знайшли технологія створення цементних пробок під тиском, а також технологія попереднього запомповування фільтрівних тампонажних матеріалів з наступним цемен­туванням. Це забезпечує проникання тампонажного матеріалу в пласт разом із утворенням вибійної пробки, що підвищує надійність ізоляції.

Для відключення нижчезалеглого пласта за відстані до вищезалеглого продуктивного пласта менше 4 м і депресії тиску після PIP понад 2 МПа необхідно використовувати як першу порцію фільтрівні тампонажні суміші (ГТМ-3, ТС-10, ТСД-9, АКОР, гелеутворювальні суміші тощо). Запомпо­вування фільтрівних сумішей слід проводити із застосуванням пакера, ре­гулюючи терміни твердіння з метою запобігання прихоплення інструменту [168]. Для створення підвищеного тиску запомповування верхні пласти необхідно відділяти пакером, використовуючи пакери-відсікачі [290].

При ізоляції нижніх вод успішно використовувались полімерцементні розчини, котрі отримуються шляхом введення в цементний розчин до 5% водорозчинних епоксидних смол ТЕГ і ДЕГ [5]

Встановлення „летючок" - це перекриття інтервалу відключува-ного пласта трубою меншого діаметра.

Летючки застосовують у випадках:

а) достатньо великої відстані (не менше 2 м) між продуктивним і
відключуваним пластами;

б) відсутності приймальності відключуваного пласта (в разі наявності
приймальності обов'язково здійснюється попереднє тампонування філь­
трівними матеріалами);

в) великої товщини пласта;

г) наявності герметичного цементного кільця між пластами;

д) допустимості зменшення діаметра стовбура свердловини.

Разом з тим технологія встановлення летючок характеризується великою вартістю і низькою ефективністю, а для підвищення успішності її слід здійснювати за схемою, яка включає процеси розбурювання ізоляційного матеріалу у стовбурі і повторної перфорації продуктивних пластів.

Після відключення обводненого пласта свердловина, як правило, продовжує працювати, експлуатуючи інший об'єкт, тому відновлене кріплення свердловини повинно відповідати вимогам щодо герметичності експлуатаційної колони та заколонного простору.

Вибір технологічної схеми і тампонажного матеріалу покажемо на прикладі свердловини, в якій обводнився верхній пласт [168]. Після перекриття нижнього перфорованого пласта встановили, що приймаль-ність відключуваного об'єкта 1, 6 м³/(год-МПа). Запланована депресія тиску на продуктивний пласт після PIP становить 4, 5 МПа. Даним умо­вам відповідає варіант 5. У свердловині за таких умов для відключення верхнього пласта необхідно використати дві тампонажні суміші (див. табл. 3.1). Найкраще провести запомповування сумішей послідовно за одну операцію. Першою сумішшю є гелеутворювальна суміш або інша фільтрівна суміш (АКОР-2, ГТМ-3, ТС-10 чи нафтосірчанокислотна суміш), другою сумішшю є цементний розчин із додаванням понижувачів водовіддачі або органоаеросилів.

Відключення верхніх і середніх пластів характеризується значною трудомісткістю, високою вартістю, низькою успішністю (20-80 %), а успішність відключення нижніх пластів за технологією цементних зали­вань із залишенням цементної пробки у стовбурі є достатньо високою (70-100 %).