книги из ГПНТБ / Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах
.pdf
|
\ |
|
№скважины |
Искусственный забой, |
, |
Уровеньнижних отверстийфильтра м |
||
|
м |
|
124 |
-40,3 |
-1,5 |
637 |
—1 |
|
728 |
—11.6 |
— 4 |
842 |
-8,9 |
— |
Вскрытая
мощность пласта, м
до ремонта |
после ремонта |
5,2 |
3,7 |
4,0 |
3,0 |
10,0 |
6,0 |
7,6 |
7,6 |
Способ эксплуатации
до ремонта |
после ремонта |
Глубиннонасосный
»
Фонтанный
Глубиннонасосный
|
|
|
|
|
Таблица 24 |
||
Дебит нефти, т/сутки |
Содержание воды. |
% |
|||||
до ремонта |
после ремонта через |
до ремонта |
после ремонта через |
||||
2—3 ме сяца |
6 месяцев |
12 цевмеся |
2—3 ме сяца |
6 месяцев |
12 меся цев |
||
30,0 |
18,8 |
18,0 |
17,3 |
42 |
5,0 |
15,0 |
27,0 |
5,0 |
3,1 |
2,0 |
1,9 |
50 |
5,0 |
3,6 |
0 |
115,0 |
59,5 |
60,0 |
65,0* |
27 |
0 |
0 |
0* |
18,4 |
11,6 |
13.1 |
18,2 |
10,8 |
3.9 |
2.5 |
8,8 |
|
* Через 2 |
года скважина давала 70 т/сутки безводной нефти. |
|
|||||||||
|
|
|
от -и |
Вскрытая |
Способ |
эксплуатации |
|
Дебит нефти, т/сутки |
|
|||
скважины№ |
Искусственный м,забой |
Уровеньнижних верстийфильтра, |
мощность |
ремонтадо |
ме12 сяцев |
|||||||
ремонтадо |
послере |
монта |
доремонта |
ремонтапосле |
ме2—3 сяца |
месяцев6 |
||||||
|
|
|
|
пласта, |
м |
|
|
|
|
после ремонта через |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
-8 |
—3,4 |
|
|
|
Глубиннопасосный |
0 |
0 |
Повторный ремонт |
||
|
|
-4.9 |
|
|
|
|
» |
0 |
0 |
Перевод с Дп на Д1 |
||
240 (2) |
— 11 |
-7,0 |
|
|
|
|
» |
1,0 |
1,0 |
0.2 |
0,2 |
|
501 |
— 12 |
|
|
|
|
|
»> |
16,1 |
17,1 |
18,2 |
17,5 |
|
717 |
(I) |
-1,1 |
-0,8 |
|
|
|
|
» |
10,2 |
10,4 |
Ремонт через 2 месяца |
|
736 |
(1) |
-6.7 |
|
|
|
|
» |
0 |
, 0 |
Повторный ремонт |
||
736 (2) |
-1,5 |
+0,8 |
|
|
|
|
|
0 |
0 |
То же |
|
|
|
Таблица 25 |
||
|
Содержание воды, |
% |
||
до ремонта |
|
после ремонта через |
||
2—3 сяца ме |
6 месяцев |
|
12 цевмеся |
|
100 |
100 |
Повторный ремонт |
||
100 |
100 |
Перевод с Дп на Дг |
||
93,0 |
90,0 |
86,0 |
I |
98.0 |
27,6 |
29,7 |
30.0 |
1 |
33,0 |
44,2 |
48,5 |
Ремонт через |
2 месяца |
|
100 |
100 |
Повторный ремонт |
||
100 |
100 |
|
То же |
№ ск важ и н ы |
И скусственны й забой, м |
У ровен ь н и ж н и х отверстий ф и ль тр а , м |
Вскрытая
мощность пласта, м
до ре монта |
после ремонта |
Способ эксплуатации
до ремонта
после
ремонта
до ремонта
Дебит нефти, т/сутки
после ремонта через
|
Св |
6 меся- |
12 меся- |
|
±Г |
||
1 |
£ |
цев |
цев |
СЧ |
А |
|
|
до ремонта
Таблица 26
Содержание воды, %
после ремонта через
2 - 3 м есяца |
6 м еся цев |
12 цевм еся |
49 |
—16,8 |
—4,5 |
15,5 |
11,0 |
Фонтанный |
Погружны |
24,8 |
24,0 |
22,6 |
1,9 |
25,0 |
63,0 |
79,0 |
67,0 |
|
|
|
|
|
|
ми электро |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
насосами |
|
|
|
|
|
|
|
|
260 |
—6,5 |
—7,5 |
10,0 |
2,5 |
» |
Глубинно- |
32,3 |
5,7 |
3,8 |
1,0 |
13,8 |
57,3 |
55,0 |
90,0 |
|
|
|
|
|
|
насосный |
|
|
|
|
|
|
|
|
515(1) |
— |
|
5,8 |
5,8 |
Гл убиннонасосный |
19,0 |
13,5 |
Ремонт через |
24,0 |
34,0 |
Ремо: it |
через |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 мес яцев |
|
|
5 м всяцев |
||
566 (2) |
—1,2 |
— |
6,5 |
6,5 |
|
>) |
14,5 |
0 |
Повторный ремонт |
50,0 |
100 |
Повторный |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р вмонт |
|
636 |
—59,8 |
— |
2,8 |
2,8 |
|
» |
14,0 |
6,0 |
4,0 |
9,2 |
45,0 |
63,0 |
56,0 |
64,0 |
717(2) —35,8 |
— |
6,0 |
6,0 |
» |
21,3 |
8,4 |
12,2 |
9,6 |
15,7 |
31,0 |
36,0 |
40,0 |
пласта увеличилась с 3 до 6 м. Отрицательные результаты, полу ченные на этих скважинах, объясняются некачественно проведен ной цементной забойной заливкой.
К п я т о й категории относится шесть капитальных ремонтов, показатели которых даны в табл. 26.
В результате по средним данным за первые 3 месяца работы всех скважин после проведения изоляционных работ дебит нефти снизился со 125,9 до 57,6 т/сутки, а воды увеличился с 48,9 до 92 т/сутки. Через год в эксплуатации осталось четыре скважины, две другие снова сдали в капитальный ремонт. На эксплуатирую
щихся скважинах через год дебит |
нефти |
снизился с 92,4 до |
21,7 т/сутки, а воды увеличился с |
28,4 до |
35,5 т/сутки. |
В табл. 27 представлены сведения о всех капитальных ремон тах, проведенных с применением цементной забойной заливки под давлением на скважинах с негерметичным цементным кольцом за колонной за период 1952—1954 гг.
В среднем за первые 3 месяца работы скважин после проведе ния капитальных ремонтов дебит воды снижен на 32,7% и нефти — на 27,4%. Таким образом, изоляция 1 т пластовой воды сопро вождается снижением добычи нефти на 1,5 т.
Следует отметить, что одна треть ремонтированных скважин
(10) |
была сдана снова в капитальный ремонт по прошествии 1 — |
10 |
месяцев. |
|
Вторая группа капитальных ремонтов |
Первая подгруппа капитальных ремонтов
К этой подгруппе относится 33 капитальных ремонта.
В табл. 28 представлены данные об изменениях конструкции скважин во время капитальных ремонтов и расположения в пла стах глинистых или алевролитовых разделов.
Во всех скважинах, где производили капитальные ремонты, естественные разделы пласта использовались как водоизоли рующие экраны. В некоторых случаях после цементирования скважин перфорировали колонны выше естественных экранов, в других — частично и естественный раздел (последнее, очевидно, нецелесообразно). Почти при всех проведенных ремонтах вскры тые мощности пласта значительно сокращены.
В табл. 29 показаны результаты капитальных ремонтов, проведенных на скважинах с литологически неоднородным пла стом в призабойной зоне с использованием глинистых или алевро литовых разделов как изолирующих воду экранов.
В результате проведенных капитальных ремонтов около 60% скважин снизило добычу воды на 90—95% и только на одной трети их была сохранена или увеличена добыча нефти. Всего по скважи нам добыча воды за 3 месяца снижена на 50,3%, а нефти — на 28,5%. На 1 т изолированной воды потери добычи нефти соста вляли 0,85 т.
125
|
< |
Капиталь- |
|
|
|
|
Добыча нефти |
|
|
|
|||
|
I |
ные ремонты |
|
2 |
' |
|
|
|
Н « з |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
* |
|
|
||||
|
1 |
о |
|
g |
g |
« S |
|
|
-J О |
« |
|
|
|
К |
|
о 8 3 |
|
|
g |
о 2 S |
|
|
|||||
|
л |
|
до ремот т/с у т к и |
S S ? |
т/с у т к и |
|
до ремот т/сут к и |
8 «= |
?» |
т/с у т к и |
|
||
Категор ! |
|
количест |
№ |
после ре через 3 ца, т /с у |
хО |
после ре через 12 |
цев, т /с |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
1 |
|
|
36,6 |
107,4 |
136,8 |
+29,4 |
+27,5 |
33,2 |
41,3 |
+8,1 |
+24,6 |
||
II |
|
1 |
13,4 |
168,4 |
|
93,0 |
—75,4 |
—44,8 |
168,4 |
102,4 |
66,0 |
—39,2 |
|
III |
|
23,3 |
27,3 |
|
28,5 |
+1,2 |
—|—4.4 |
17,1 |
17,7 |
+0,6 |
+3,4 |
||
IV |
|
6,7 |
25,4 |
|
14,0 |
—11,4 |
—44,8 |
25,4 |
16,8 |
—8,6 |
-36,6 |
||
V |
|
6 |
20,0 |
125,9 |
|
57,6 |
—68,3 |
—54,2 |
92,4 |
21,7 |
—70,7 |
—76,5 |
|
Ито- |
|
|
100,0 |
|
|
|
|
-27,4 |
336,5 |
199,9 |
—136,6 |
|
|
го.. |
|
30 |
454,4 |
329,9 |
—124,5 |
—40,6 |
* Без учета скважин, которые сданы в капитальный ремонт.
Через год после изоляционных работ эксплуатировалось 25 скважин, по которым снижение добычи воды достигало 63,6%, а добычи нефти — 16,7%, что соответствовало потерям добычи нефти в 0,4 т на 1 т изолированной воды.
Семь скважин были сданы в повторные ремонты через 1—2 . месяца, одна — через 7 месяцев эксплуатации.
Вторая подгруппа капитальных ремонтов
К этой подгруппе отнесено 25 капитальных ремонтов.
В табл. 30 приведены данные об изменении уровня искусствен ного забоя п нижних эксплуатационных отверстий во время капи тального ремонта скважин.
Из этой таблицы видно, что на 13 скважинах уровень нижних эксплуатационных отверстий повысился от 0,2 до 7 м; на 12 скважинах он остался без изменения. Это объясняется тем, что во время проведения капитальных ремонтов па 12 скважинах ошибочно предполагали, что они обводняются вследствие некаче ственного цементирования. Последующий анализ, проведенный в 1955 г., показал, что большинство их обводнялось за счет кону сов обводнения, у остальных обводнение происходило в резуль тате некачественного цементирования и подтягивания конуса об
воднения |
(например, |
скв. 733 и 590). |
В табл. 31 показаны результаты проведенных капитальных |
||
ремонтов. |
|
|
Через |
3 месяца |
работы всех скважин после капитальных |
ремонтов общая добыча нефти была снижена на 36,2%, а добыча
Таблица 27
ремонтадо , тус/тк и |
послеремонта через3 м еся ,ац/тс у т к и |
кисут/т |
Добыча воды |
послеремонта через12 ме ,сяцев сут/тк и |
, 1 т/ |
|
|
|
ремонтадо *, /суттки |
О'- |
|||||
|
|
изменение |
|
|
изменение |
||
|
|
|
|
|
|
|
ч© |
94,6 |
41,8 |
—52,8 |
-55,0 |
60,9 |
22,9 |
—38,0 |
—62,2 |
69,0 |
0,9 |
—68,1 |
—98,7 |
69,0 |
6,0 |
—63,0 |
—91,3 |
27,5 |
23,9 |
-3,6 |
—13,1 |
19,2 |
13,3 |
—5,9 |
—30,6 |
14,1 |
11,3 |
—2,8 |
-20,0 |
14,1 |
7,0 |
-7,1 |
—50,0 |
48,9 |
92,0 |
+43,1 |
+43,5 |
28,4 |
35,5 |
+7,1 |
+25,0 |
254,1 |
179,9 |
—84,2 |
—32,7 |
191,6 |
84,7 |
—106,9 |
—55,7 |
воды только на 4,5%, что составляет 37 т/сутки потерянной нефти на 1 т изолированной воды.
Через год работы только 15 скважин остались в эксплуатации, причем добыча нефти по ним снизилась на 58,3%, а добыча воды увеличилась на 17,8%, и девять скважин были сданы в повторный капитальный ремонт. Скв. 461 (I категория) вследствие обводнения повторно ремонтировали через 5 месяцев работы.
Все три скважины второй категории работали свыше года, но на одной из них (скв. 733) процентное содержание воды до
стигло прежнего |
уровня через 4 месяца, на двух |
остальных |
(скв. 219 и 590) |
эффект от изоляции сохранился |
благодаря |
незначительному отбору жидкости из пласта (1—3 т/сутки), который, очевидно, не мог способствовать подтягиванию конуса обводнения.
Для большей наглядности полученных результатов в табл. 32 приведены данные о классификации капитальных ремонтов по категориям и группам и о потерях добычи нефти на 1 т изолиро ванной воды-
Очевидно, что полученные результаты нельзя считать удовле творительными. Это объясняется следующими причинами.
1.Для изоляции подошвенных вод в скважинах, обводняю щихся вследствие подтягивания конуса обводнения, применяли цементную забойную заливку под давлением.
2.Недостаточно изучив стягивание контура нефтеносности, обрабатывали многие скважины, пласт которых был полностью обводнен.
126 |
127 |
Уровень нижних эксплуата ционных отверстий, м
а |
О |
ф со |
е нта |
ица |
СО |
|
|
|
|
и |
и с |
& Й |
ч о |
щ |
о 2 |
2 2 |
го |
||
£ |
<—■ ГО |
О Ф |
сО |
|
|
Д О, |
Рн |
||
50 |
—10,5 |
1660 |
1646 |
—14 |
114 |
i —3,7 |
1668 |
1665 |
—3 |
154 |
—9,7 |
1596,2 |
1593 |
—3,2 |
242 (2) |
— |
1595 |
1593 |
—2 |
298 |
—8,1 |
1622 |
1615 |
—7 |
300 |
-4,5 |
1616,4 |
1613 |
—3,4 |
329 |
-3 |
1651 |
1648 |
—3 |
515 (3) |
—3,7 |
1584,5 |
1580,6 |
-3,9 |
535 |
—4,5 |
1585 |
1582 |
—3,0 |
623 |
—5 |
1588,4 |
1583,6 |
—4,8 |
763 |
—3,6 |
1637,6 |
1634 |
—3,6 |
23 |
—14 |
1635 |
1626 |
—9 |
38 |
—3,5 |
1652,8 |
1648 |
—4,8 |
72 |
—2,0 |
1636,2 |
1634,2 |
—2,0 |
107 |
—9,0 |
1688 |
1681 |
—7,0 |
261 |
—6,1 |
1655 |
1649,2 |
—5,8 |
426 |
- 12,0 |
1743 |
1734 |
—9,0 |
486 |
—5,3 |
1590 |
1586 |
—4,0 |
753 |
—15,3 |
1629 |
1627 |
—2,0 |
219 |
—6,6 |
1657 |
1653 |
—4,0 |
485 |
—4,7 |
1589,2 |
1585,2 |
—4,0 |
515 (2) |
-8,8 |
1587,2 |
1580,4 |
—6,8 |
566 (2) |
—13,6 |
1615 |
1611 |
-4,0 |
1128 |
—3,8 |
1613 |
1609 |
—4,0 |
574 |
-8,8 |
1634 |
1627,8 |
—6,2 |
183 (1) |
+0,1 |
1594 |
1591 |
—3,0 |
183 (2) |
+1,2 |
1591 |
1590 |
—1,0 |
240 |
—14,6 |
1640 |
1630 |
—10,0 |
372 |
— |
1731,5 |
1725 |
-4,5 |
495 (2) |
—9,0 |
1592 |
1584 |
—8,0 |
569 |
—5,4 |
1614 |
1607 |
—7,0 |
667 |
—11,9 |
1753 |
1748 |
-5,0 |
1237 (2) |
—12,7 |
1675 |
1668 |
—7,0 |
Вскрытая
мощность пласта, м
ф СО |
е нта |
|
А к |
Ч 2 |
|
ЕЙ |
2 |
S |
о 2 |
О |
Ф |
ьс S |
Н Р- |
|
18,0 |
4,0 |
|
6,5 |
3,5 |
|
7,2 |
5,0 |
|
8,0 |
6,0 |
|
9,0 |
2,0 |
|
16,0 |
12,6 |
|
3,4 |
2,8 |
|
5,8 |
3,8 |
|
4,6 |
1,6 |
|
9,2 |
4,4 |
|
8,6 |
5,0 |
|
13,0 |
4,0 |
|
5,8 |
6,0 |
|
3,7 |
1,7 |
|
9,4 |
6,0 |
|
10,0 |
6,2 |
|
23,0 |
14,0 |
|
5,0 |
6,0 |
|
6,0 |
6,4 |
|
13,0 |
9,0 |
|
6,8 |
2,8 |
|
7,6 |
5,8 |
|
8,5 |
6,5 |
|
8,6 |
7,4 |
|
8,9 |
4,4 |
|
12,0 |
9,0 |
|
9,0 |
8.0 |
|
19,0 |
9,0 |
|
9,5 |
5,0 |
|
8,2 |
1,2 |
|
10,0 |
3,4 |
|
9,0 |
4,0 |
|
10,0 |
4,2 |
|
Таблица 28
Уровень глини стых или алевролитовых разделов,
м
1648—1650
1666
1592—1593
1592—1593
1617,4—1620,4
1610—1613
1648—1649,5
1580—1583
1581—1584
1583-1587
1634,5—1635,5
1627—1628
1649—1650
1635—1636
1685—1688
1649—1651
1734—1736
1586-1588
1629—1631
1656
1585—1588
1580—1588
1613—1611
1612
1628—1630
1590—1592
1590-1592
1632—1633
1725—1726
1584—1585
1606—1607
1749
1668—1669
128
.1913 Заказ 9
Капи тальные ремонты
К атего р и я |
количество |
|
до рем онта, т /с у т к и |
I |
И |
33,3 |
149,0 |
11 |
8 |
24,2 |
196,7 |
III |
5 |
15,1 |
50,8 |
IV |
1 |
3,3 |
26,0 |
V |
8 |
24,1 |
168,7 |
Итого) 33 |
100 1 |
591,2 |
ремпослеонта через тца/,сут ки |
ктус/ти |
Добыча нефти |
...1 ктус/ти |
|
|
ремдоонта, ктус/ти |
послеремонта через12 м еся ,цевт/с у т к и |
|
|||
еся |
изменение |
|
изменение |
||
м |
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
\О |
|
|
хр |
|
|
О4- |
|
|
о4' |
250,0 |
+101 |
+67,8 149,0 |
260,5 |
+111,5 +74,8 |
|
84,9 |
—111,8 —56,7 196,7 |
82,0 |
—114,7 -58,2 |
||
47,0 |
—3,8 —7,4 14,4 |
5,2 |
—9,2 |
—63,9 |
|
10,2 |
—15,8 - 60,8 26,0 |
8,0 |
—18,0 |
-69,2 |
|
30,4 |
—138,3 —82,0 43,9 |
2,4 |
—41,5 |
—94,5 |
|
422,5 |
—168,7 —28,5430,0 |
358,1 |
—71,9 |
—16,8 |
Таблица 29
Добыча воды
ремдоонта, тус/тк и |
послеремонта езерч3 м еся ,ацт/с у т к и |
тус/тк и |
о4 |
ремдоонта, тус/тк и |
послерем онта через12 м еся ,цевт/с у т к и |
/суттки |
о4- |
|
|
изменение |
|
|
изменение |
||
|
|
|
хр |
|
|
|
хр |
125,1 |
27,8 |
—97,3 —77,7 |
125,1 |
14,5 |
—110,6 —88,4 |
||
96,2 |
8,1 |
—88,1 —91,7 |
96,2 |
21,1 -75,1 —78,0 |
|||
36,8 |
35,2 |
—1,6 |
—4,4 |
7,7 |
8,8 |
--1,1 |
--14,3 |
18,0 |
5,8 |
—12,2 —67,7 18,0 |
18,6 |
--0,6 |
--3,3 |
||
112,6 |
116,2 |
+3,6 |
+3,2 |
21,3 |
34,5 |
+13,2 |
+38,3 |
388,7 |
193,1 |
—195,б| —50,з| 268,3 |
97,5 —170,8 -63,6 |
||||
|
|
|
Таблица 30 |
|
№ |
Искусствен |
Уровень |
№ |
Искусствен |
Уровень |
№ |
Искусствен |
Уровень |
|
нижних |
нижних |
нижних |
|||||||
сква |
ный забой, |
сква |
ный забой, |
сква |
ный забой, |
||||
отверстий |
отверстий |
отверстий |
|||||||
жины |
м |
жины |
м |
жины |
м |
||||
фильтра, м |
фильтра, м |
фильтра, м |
|||||||
461 |
—4,5 |
—3,0 |
179 |
-0,6 |
—1,0 |
242 (2) |
—0,5 |
—1,0 |
|
219 (2) |
-9,1 |
—7,0 |
667 (1) |
+0,2 |
-0,4 |
261 |
-0,4 |
— |
|
590 (1) |
—0,4 |
—0,2 |
667 (3) |
—0,2 |
—1,6 |
301 |
-0,5 |
— |
|
733 |
+1,3 |
— |
154 |
— |
— |
551 (2) |
—0,4 |
— |
|
241 |
—9,4 |
—2,0 |
299 |
—7,0 |
— |
578 |
—3,4 |
-3,0 |
|
242 (1) |
-9,0 |
— |
551 (1) |
—7,2 |
— |
590(1) |
—6,0 |
—2,0 |
|
535 |
—3,7 |
—. |
78 |
—4,5 |
—1 |
668 |
—10,1 |
—3,4 |
|
623 |
—0,6 |
—. |
217 |
—9,5 |
—3 |
495 (1) |
— |
— |
|
|
|
|
|
|
|
1237(1) |
— |
— |
атегорияК |
чеколи |
Капи |
онтаремдо , ктус/ти послеремонта через3 м еся ,ацс/ту т к и |
||
ство |
о? |
||||
|
тальные |
|
|
||
|
ремонты |
|
|
||
1 |
|
|
|
|
|
1 |
|
1 |
4,0 |
79,0 |
73,0 |
II |
|
3 |
12,0 |
53,1 |
32,3 |
III |
|
7 |
28,0 |
83,5 |
95,2 |
IV |
|
4 |
16,0 |
163,2 |
131,8 |
V |
10 |
40,0 |
431,7 |
163,1 |
|
Итого |
|
25 |
|100,0|870,5| |
495,4 |
Добыча нефти
ктус/ти |
ф'' |
онтаремдо , ктус/ти ремпослеонта |
через12 м еся ,цевт/с у т к и |
изменение |
|
|
|
|
\О |
|
|
—6,0 |
—7,6 |
__ |
__ |
—20,8 —39,1 53,1 |
23,1 |
||
+15,7 |
+14,0 |
47,5 |
49,5 |
—31,4 —19,1 90,0 36,0
—268,6 -62,2 238,3 70,2
| —315,11—36,2 428,9 178,8
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 31 |
|
ксут/ти |
I |
доремонта, /кисутт ремонтапосле |
через3 м еся с/т,ацу т к и |
ксут/ти |
Добыча воды |
кисут/т |
О'" |
||
О'- |
2? |
доремонта, ксут/ти |
ремонтапосле через12 м еся ,цевт/с у т к и |
||||||
изменение |
|
|
изменение |
|
|
изменение |
|||
|
хР |
|
|
|
|
|
|
|
' © |
__ |
__ |
10,8 |
0,7 |
—10,1 |
—93,5 |
— |
__ |
— |
__ |
—30,0 |
—58,8 |
18,3 |
0,3 |
—18,0 —98,3 18,3 |
4,7 |
—13,6 |
—74,3 |
||
+2,0 |
+4,2 |
43,6 |
50,4 |
+6,8 |
+15,6 |
10,4 |
31,3 |
+20,9 |
+201,1 |
—54,0 |
—60,0 |
20,1 |
17,7 |
—2,4 |
—11,9 |
13,3 |
7,3 |
—6,0 |
—45,1 |
—168,1 —70,6 93,5 |
108,7 |
+15,2 +16,2 25,4 |
41,9 |
+16,5 |
+65,0 |
||||
-250,1 —58,з|186,з| |
177,8 1 |
—8,5 |
-4,5 1 |
67,4 |
85,2 |
+17,8| |
+26,4 |
Таблица 32
|
О бщ ее коли чество ск в аж и н |
|
1-я группа |
|
|
|
|
|
2-я группа |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
1-я |
подгруппа |
|
|
2-я подгруппа |
||||
К атего р и я |
количество ± скваж и н ! сни ж ение до бычи нефти, %_____________ |
сниж ение до бычи воды, % |
потери нефти на 1 т и золи рованной воды, т количество ск в аж и н сни ж ение добычи нефти, % сниж ение добычи во ды , % |
потери неф ти на 1 т |
и золи ро ванной во ды , т |
количество ск в аж и н сниж ение добычи неф ти, % сниж ение добычи ВО ДЫ, % _____ |
потери1 т изолина рованной воды, т |
|||||||
|
1 |
|
|
|
|
и8 |
|
|
|
|
i |
|
|
|
I |
23 |
И |
+27,5 —55,0 |
|
+67,8 —97,3 |
|
|
1 —7,6 —93,5 |
|
|||||
11 |
15 |
4 |
—44,8 |
—98,7 |
|
—56,7 |
—88,1 |
|
— |
3 |
—39,1 |
-98,3 |
|
|
III |
19 |
7 |
+4,4 |
-13,1 |
— |
5 |
—7,4 |
—1,6 |
|
7 |
+14.0 +16,6 |
— |
||
IV |
7 |
2 |
—44,8 |
—20,0 |
|
1 |
—60,8 |
—12,2 |
|
|
4 |
—19,1 |
—11,9 |
|
V |
24 |
6 |
—54,2 |
+43,5 |
|
8 |
—82,0 |
+3,1 |
|
|
10 |
—62,2 |
—16,2 |
|
Итого 88 |
30 |
—27,4| —32,7 |
1,5 |
. 33 |
—28,б| —50,3 |
|
0,85 |
25 |
—36,2] |
—4,5 |
37,0 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
3.Применяли некачественный цемент и ускоренную заливку под давлением, что обусловило плохое качество цементирования.
4.Неточно определяли ВНК методом РК.
5.Для определения герметичности цементного кольца за колонной очень редко применяли радиоактивные вещества.
Результаты изоляции пластовых вод цементной забойной заливкой под давлением, проводившейся в 1955 г.
Первая группа капитальных ремонтов
К этой группе отнесено 15 капитальных ремонтов скважин. На скв. 279, 707, 846 и 849 некачественное цементирование установили при помощи радиоактивных веществ. На скв. ИЗ, 356, 686 и 1176 вода появилась с первого дня эксплуатации скважин, хотя уровень нижних эксплуатационных отверстий находится на 2—5 м выше ВНК, отбитого БКЗ, что, очевидно, указывает на негерметичность цементного кольца за колонной. Скв. 653, 748, 750 и 1143, почти полностью обводнившиеся в течение очень корот кого срока (1—2 месяца) и работающие до этого фонтаном с деби тами 70—150 т/сутки безводной нефти, перфорированы ТПК-22
и ТПК-32, разрушившими цементное кольцо за колонной.
Скв. 399(2) и 49(2) сдали вторично в капитальный ремонт Во время первого капитального ремонта, сопровождающегося пер форацией ТПК-22 и ТПК-32, получили явно отрицательные ре зультаты, выразившиеся в значительном снижении дебитов нефти и увеличении дебитов воды. После второго капитального ремонта при сохранении прежнего интервала перфорации на скв. 399(2) и незначительном поднятии уровня нижних перфорационных отвер стий на скв. 49 скважины стали давать почти безводную нефть в течение более года. Очевидно, при перфорации ТПК-22 и ТПК-32 цементное кольцо за колонной разрушили, и почти полную гер метичность его восстановили при повторном ремонте.
На скв. 707 негерметичность цементного кольца за колонной установили на основании динамики обводнения этой и соседних скважин, расположения ее на структуре, положения ВНК на этом участке залежи, анализа каротажной диаграммы и т. д.
В табл. 33 и 34 даны показатели капитальных ремонтов сква жин первой группы.
Анализируя таблицы, можно сделать вывод, что из 15 скважин, где проводили капитальные ремонты, на 14 скважинах значительно снизился дебит воды, а на 10 скважинах сохранился или увели чился дебит нефти. Общее количество добываемой нефти увели чилось на 69,4 т/сутки, а количество добываемой воды но 12 скважинам снизилось на 141,7 т/сутки. При подсчете дебита воды исключены скв. 113, 279 и 686, которые после выхода из бурения давали чистую воду, а дебит их^до проведения капиталь ных ремонтов неизвестен.
9* |
131 |
си |
.... , . . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Уровень |
Вскрытая мощ |
|
|
№ |
|
Искус |
нижних |
ность пласта, м |
|
|
|
ственный |
эксплу |
|
|
|
|
скважи |
Горизонт |
|
|
||
|
забой, |
атацион |
|
|
||
|
ны |
|
До |
после |
||
|
|
м |
ных |
|||
|
|
|
||||
|
|
|
|
отвер |
ремонта |
ремонта |
|
|
|
|
стий, м |
|
|
|
113 |
Д1 |
-15,7 |
— |
2,6 |
9,6 |
|
279 |
Дх |
-30,7 |
— |
3,0 |
3,0 |
|
356 |
Дх |
—5,6 |
— |
9,5 |
9,5 |
|
686 |
До |
|
|
|
|
|
|
Дх |
—2,8 |
—1,0 |
3,6 |
2,6 |
|
707 |
f.h |
—1,5 |
— |
2,0 |
2,0 |
|
ч |
|||||
|
849 |
Дх |
4-1,2 |
-0,2 |
6,4 |
6,3 |
|
1176 |
Дх |
—1,0 |
— |
3,6 |
3,6 |
|
1258 |
До |
—19,2 |
4-6,0 |
5,0 |
11,0 |
|
49 (2) |
Дп |
—7,0 |
—2,0 |
3,5 |
1,5 |
|
1143 |
Дх |
—7,4 |
—2,0 |
7,0 |
5,0 |
|
842 |
Дх |
4-3,2 |
— |
7,6 |
7,5 |
|
653 |
Дх |
—5,0 |
—3,2 |
10,0 |
6,8 |
|
748 |
Дх |
—9,0 |
—9,2 |
11,0 |
2,8 |
|
399 (2) |
Дх |
4-8,о |
— |
5,2 |
5,2 |
|
750 |
Дх |
—11,0 |
—9,2 |
10,8 |
1,6 |
|
|
|
|
fr a 6 jf и ц a 33 |
||
Способ эксплуатации |
Дебит |
нефти, |
Содержание воды, |
|||
|
|
|||||
|
|
т/сутки |
|
% |
||
до ремонта |
после |
ДО |
после |
|
|
|
ремонта |
ДО |
после |
||||
|
||||||
|
|
ремонта |
ремонта |
ремонта |
ремонта |
|
— |
Фонтанный |
0 |
22,4 |
100 |
47,3 |
|
— |
» |
0 |
32,4 |
100 |
6,5 |
|
Глубишк |
12,8 |
16,0 |
17,2 |
2,4 |
||
|
шасосный |
|||||
— |
Фонтанный |
0 |
45,2 |
100 |
18,8 |
|
Глубиннонасосный |
6,6 |
5,7 |
35,0 |
15,2 |
||
Фонтанный |
> |
7,3 |
22,8 |
72,0 |
0.3 |
|
Погружны |
4,7 |
5,8 |
15,7 |
5,0 |
||
|
ми электро |
|
|
|
|
|
|
насосами |
|
|
|
|
|
Глубинпонасосный |
0,2 |
5,6 |
96,0 |
3,3 |
||
Погружны |
Глубинно- |
1,7 |
8,5 |
97,0 |
6,0 |
|
ми электро- |
насосный |
|
|
|
|
|
насосами |
|
|
|
|
|
|
Фонтанный |
То же |
11,8 |
11,3 |
63,3 |
26,0 |
|
Погружны- |
» |
26,3 |
8,9 |
20,0 |
0,2 |
|
ми электро |
|
|
|
|
|
|
насосами |
» |
|
|
|
|
|
Фонтанный |
33,0 |
27,1 |
50,0 |
0 |
||
» |
» |
26,8 |
20,0 |
60,5 |
0,7 |
|
Погружными электро |
13,2 |
9,8 |
6,8 |
1,1 |
||
насосами |
|
|
|
|
||
Фонтанный |
Глубинно |
31,7 |
4,0 |
20,9 |
79,5 |
|
|
насосный |
|
|
|
|
Капи тальные
ремонты |
, |
||
коли |
чество |
о4- |
ремонтадо сут/тки |
Катего |
|
|
|
рия |
|
|
|
|
|
\О |
|
I |
10 |
66,6 |
45,1 |
II |
4 |
26,7 |
99,3 |
III |
— |
— |
— |
IV |
—— |
— |
— |
V |
1 |
6,7 |
31,7 |
Итого |
15 |
100,0^176,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 34 |
|
Добыча нефти |
|
ремонтадо , ксут/ти ремонтапосле |
Добыча воды * |
|||
послеремонта через3м еся ,ац/тс у т к и |
кисут/т |
|
через3 м еся с/т,цау т к и |
/ткисут |
|
|
|
изменение |
|
|
изменение |
||
|
|
\С> |
|
|
|
|
175,7 |
+130,6 |
+289,1 105,1 |
6,6 |
—98,6 |
—93,9 |
|
65,7 |
—33,6 |
—34,8 |
80,9 |
0,2 —80,7 —99,7 |
||
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
— |
— |
—■ |
__ |
__ |
— |
|
4,0 |
—27,7 —87,4 8,4 |
46,0 |
+37,6 |
+447,6 |
||
245,4 |
+69,3 |
+39,3 |
194,4 |
52,7 |
—141,7 |
—72,9 |
* Добыча воды подсчитана по 12 скважинам.
Необходимо отметить, что на большинстве скважин цементную забойную заливку под давлением проводили при помощи гидра влического пресса, который, как видно из полученных данных, дает хорошие результаты.
В заключение можно сказать, что метод цементирования под давлением для изоляции подошвенных вод в скважинах, обвод няющихся в результате негерметичности цементного кольца за колонной, дает положительные результаты при условии примене ния качественного цемента и правильной технологии проведения
процесса, |
под которой подразумевается следующее. |
1. При небольшом зумпфе скошенный нижний конец заливоч |
|
ных труб |
спускается почти на искусственный забой скважины |
(в интервал перфорации) и после заполнения заливочных труб цементным раствором закрывается затрубное пространство и сейчас же начинается задавка в пласт. Такая методика, с нашей точки зрения, является наилучшей для задавки цемента за ко лонну. К сожалению, многие работники цехов капитального ре монта боятся такого метода проведения цементирования из-за возможного прихвата заливочных труб в интервале перфорации. Авторами было проведено более 50 таких цементных заливок, и ни на одной скважине не было осложнений. Они возможны лишь в том случае, если давление на агрегате достигает слишком боль ших значений (более 100 ат). При этом возможно уплотнение цемента на забое скважины, следствием которого явится прихват заливочных труб.
Не следует также оставлять долгое время скважину под мак симальным давлением. Обычно по достижении 80—100 ат оно должно поддерживаться не более 5—10 мин., затем, подняв
133