Ограничение водопритока в нефтяных скважинах

Почему вопросы ограничения водопритоков (ОВП) столь важны?
Потому, что от успешности их решения зависит судьба как отдельных скважин, так и целых месторождений.

И это не преувеличение.

Время, когда из скважин добывали нефть, прошло. Сейчас из них добывают скважинную жидкость. И даже на самых богатых современных месторождениях эта жидкость состоит из нефти не более чем на треть. А на не самых богатых – менее чем на одну десятую. Остальное – вода, на «добычу» и последующую утилизацию которой ежегодно тратятся десятки  и более миллиардов долларов.

Среднероссийский показатель обводнённости нефтяных скважин превышает 85%, а на части месторождений доходит до 98%. В ряде случаев расходы на переработку попутно добываемой воды (ПДВ) становятся сопоставимы со стоимостью добываемой нефти, что делает дальнейшую эксплуатацию скважин нерентабельной. А их глушение требует дополнительных затрат.

Причины обводнения скважин

Подтягивание конуса подошвенной воды

Множество нефтяных месторождений отчасти или целиком подстилаются подошвенными водами. По мере откачки нефти из продуктивного пласта, он заполняется водой из подошвенного слоя, вследствие чего содержание нефти в скважинной жидкости быстро снижается.

Заколонные перетоки

В ходе обустройства и эксплуатации добывающих скважин нередко образуются вертикальные трещины в продуктивных пластах, цементном камне и/или между цементным камнем и обсадными трубами. По этим трещинам происходит поступление флюидов из одного пласта в другой, и чем выше содержание пластовой воды в этих флюидах, тем быстрее их движение.

Негерметичность эксплуатационных колонн

При недостаточной изоляции эксплуатационных колонн в скважину попадают флюиды не только из продуктивного пласта, но из любых других. Поскольку чаще всего эти другими оказываются водонасыщенные пласты, происходит существенное ухудшение состава скважинной жидкости.

Нагнетание воды

Исследования показывают, что основной причиной высокой обводненности является образование высокопроводящих каналов фильтрации между нагнетательными скважинами, используемыми для закачки воды, и добывающими скважинами, из которых выкачивают скважинную жидкость.

Методы снижения водопритока

Для разработки оптимальной технологии ограничения водопритока каждое месторождение требует индивидуального подхода. Только так можно добиться увеличения производительности и экономической эффективности нефтяных и газовых месторождений. 

Работы по ограничению притока воды неизменно начинаются с проведения инженерно-геологических изысканий, в ходе которых выявляются зоны с повышенной проницаемостью и наличием пластовых вод. В зависимости от полученных результатов производится выбор методов ограничения водопритока. Чаще всего это методы, относящиеся к одной из двух групп – физических и химических. 

Физические методы представляют собой формирование в пористой среде изоляционных барьеров с помощью водоизолирующих полимеров. Эти материалы, препятствуя проникновению воды, не мешают перемещению нефти и, как следствие, поддерживают производительность нефтяной скважины.

Химические методы обеспечивают снижение проницаемости пластов за счёт воздействия на них разнообразных реагентов. Иногда используются растворы, в состав которых входят кислоты, меняющие свойства пластовых вод. Но гораздо чаще производится закачка в пласт композиционных материалов, обеспечивающих перенаправление водных потоков, в виде гелей, эмульсий и др.

Химические средства

Одним из наиболее популярных реагентов, используемых при реализации различных технологических решений, является полимерная композиция AGA Polymer – поверхностно-активное вещество (ПАВ), пригодное для использования в интервале температур от 240С до 1500С. На основе композиции изготавливают гели для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, выравнивания профиля приемистости и применения иных потокоотклоняющих технологий, сказывающихся на условиях эксплуатации скважин и качестве добываемой из них углеводородной продукции.  

AGA Polymer обеспечивает корректировку свойств высокопроницаемых слоёв путём закупоривания как пор пласта, так и естественных трещин. Гели на её основе успешно блокируют водяные каналы, почти не снижая их проницаемость по нефти. Это приводит к уменьшению объема добываемой воды и повышение депрессии на пласт в добывающих скважинах. Композиция AGA Polymer может применяться как отдельно для загущения раствора, так и совместно со сшивателями – для получения сшитых полимерных систем, обладающих повышенной устойчивостью к размыву водой и нефтью. 

Чрезвычайно эффективным и экономичным средством сшивки гелей на основе AGA Polymer является ускоритель гелеобразования OSC®GR-70, используемый при температурах выше 50. Применение этого реагента позволяет резко повысить скорость образования поперечных полимерных связей.

Если в ходе работ или по их окончании блокирующие гели становятся не нужны, используется брейкер OSC® BKR-6, разработанный специально для дезактивации гелей на основе AGA Polymer. Использование брейкера обеспечивает разрушение полимерных связей в геле с его последующим полным растворением.

Таким образом, использование водоизоляционных соединений представляет собой эффективный способ ограничения водопритока в нефтяных скважинах. Правильный выбор материала, наилучшим образом соответствующего типу пластовых вод и условиям добычи, а также своевременное и качественное проведение ремонтно-изоляционных работ позволяют добиться высоких показателей нефтеотдачи даже сильно обводнённых пластов.

При возникновении любых вопросов обращайтесь к нам: