ПРОЕКТУВАННЯ ВОДОІЗОЛЯЦІЙНИХ РОБІТ З ВИКОРИСТАННЯМ РЕАГЕНТУ ПРОДУКТ ГТМ-3

1. Ліквідація заколонних перетоків флюїдів до інтервалу перфорації і з нижче- або вищезалягаючих пластів (нижні, верхні і підошовні води)

Визначальними геолого-технічними умовами при виборі технології РІР і тампонажних матеріалів є:

відстань від інтервалу перфорації до обводненого пласта;

приймальність об’єкта ізоляції при нагнітанні води;

планована депресія на продуктивний пласт після РІР;

напрям руху вод (зверху, знизу).

При ізоляції верхніх вод для захисту продуктивного пласта від забруднення тампонажним розчином нижню частину перфорованого інтервалу колон слід перекрити піщаною пробкою, не перекритим достатньо, залишити не більш за 1 м інтервалу перфорації. Якщо відстань між інтервалом перфорації і забоєм свердловини більше 20 м, доцільна установка цементного моста.

При використанні для РІР водоцементних розчинів
обов'язкова їх обробка понижувачами водовіддачі.

Якщо, не дивлячись на прийняті заходи (дренування, кислотні обробки і ін.), приймальність свердловини складає 0,6 м3/(год?мпа) і менше, слідує в якості зони введення тампонажної суміші в канали
перетікання використовувати спеціальні перфораційні отвори в колоні, виконання проти щільних розділів між продуктивним і водоносним пластами або в крівлі водоносного пласта.

Для відновлення герметичності експлуатаційної колони в інтервалі спецотворів може бути встановлений металевий пластир. Проте його застосування обмежується депресією в свердловині в процесі експлуатації не більш 8,0 Мпа.

При застосуванні гелеутворюючих полімерних тампонажних матеріалів (ПТМ) як завершальна порція тампонажного складу, що закачується за колону, використовувати цементний розчин.

При використанні Птм над піщаною пробкою слід встановити цементний стакан або здійснити засипку глиною товщиною 1 м для попередження фільтрації ПТМ в продуктивний колектор. Окрім цього може бути застосований пакер ПРС.

Забороняється застосування ПТМ, що фільтруються, при кращих
колекторних властивостях нафтового пласта (коефіцієнт гідропровідності в 1,5 вище водонасиченого, пласта) і нижчих значеннях величини пластового тиску в порівнянні з водоносним пластом з незахищеним інтервалом продуктивного пласта із-за опасності його "забруднення".

Приклад вибору технологічної схеми РIP і тампонажного матеріалу: свердловина обводнена в результаті заколонних перетікань з вищерозміщеного пласта, відстань від інтервалу перфорації до обводненого пласта 3 м , приймальність свердловини при нагнітанні, води в зону перетікань 6 м3/(год?мпа), планована депресія на продуктивний пласт після РІР 4 Мпа. У свердловині з вказаними умовами необхідно часткове перекриття інтервалу перфорації піщаною, пробкою або цементним мостом із залишенням 1 м перфораційних отворів неперекритими(може бути застосований також метод тампонування через весь інтервал перфораційних отворів),тампонування під тиском проводиться із залишенням тампонажного моста, в якості тампонажних складів використовують геліутворюючі склади з подальшим докріпленням тампонажним портландцементом(можливі різні рецептури), можуть також бути використані склади АКОР-2, "Ремонт-1" і склади на основі TC-10 (ТСД-9).

Приплив підошовної води в монолітних пластах може
бути пов'язаний як з наявністю заколонної циркуляції в свердловині нижче інтервалу перфорації, так і з утворенням конуса обводнення.

Останнє з найбільшою вірогідністю наголошується в свердловинах з пластами, в яких геофізичними дослідженнями не виділяються глинисті перемички завтовшки понад 0,5 м і в яких інтервал перфорації віддалений від водонафтового контакту менше 4-5 м. В цьому випадку ізоляція наявної заколонної циркуляції з водонасиченою частиною пласта не може істотно змінити динаміку обводнення свердловин, так як необхідно змінити характер руху води в привибійній зоні пласта. З цією метою рекомендується створення "екранів-блокад" в привибійній зоні радіусом до 5-10 м шляхом закачки легкофільтруючих складів з подальшим їх докріпленням (при необхідності) цементним розчином. Через гідродинамічні особливості фільтрації води і нафти проведення таких обробок найефективніше при нафтонасиченій товщині пласта понад 3-4 м.

За наявності глинистих перемичок нижче інтервалу перфорації товщиною 0,15-1,5 м слід передбачити часткове блокування самого колектора в обводненій частині пласта в радіусі 1-3 м, що обумовлює при використанні цементних розчинів закачування перед ними легкофільтруючих складів, а при використанні тільки полімерних тампонажних складів об'єм їх закачки збільшується на 3-5 м . Цим прийомом підвищується надійність ізоляції заколонних перетікань, знижується навантаження на малопотужні глинисті перемички і зменшується вірогідність конусоутворення.

2.Ізоляція обводнених перфорованих ластів ( у тому числі при переході вниз або вверх).

Визначальними геолого-технічними умовами при виборі технології РІР і тампонажних матеріалів є :

відстань до найближчого перфорованого пласта;

приймальність об'єкту ізоляції при нагнітанні води;

планована депресія на продуктивний пласт після РІР

Після відключення обводненого пласта свердловина, як правило, продовжує працювати по іншому експлуатаційному об’єкту, тому відновлене креплення свердловини повинне відповідати вимогам герметичності колони і заколонного простору.

При відключенні пластів, розташованих нижче нафтонасичених горизонтів на відстані більше 4 м, а також при відключенні нижньої частини продуктивного пласта (за наявності пропластків слабопроникних порід завтовшки більше 1,5-2,0 м) можливе перекриття об’єкта, що відключається, шляхом нарощування цементного стакана в колоні.

При відстані до вищерозміщеного продуктивного пласта менше 4 м і депресії після РІР більше 2 Мпа необхідно використовувати як першу порцію тампонажні склади, що фільтруються (ГТМ-3, тс-10, тсд-9, ак0р і ін.) Закачування складів, що фільтруються, проводити із застосуванням пакера і регулюванням термінів загуснення для запобігання прихвату інструменту. Для цих робіт рекомендується використовувати пакери-відсікачі .

При відключенні пластів, розташованих вище експлуатаційних горизонтів, останні попередньо перекриваються пісчаною пробкою, цементним мостом або пакерующими пристроями.

Для відключення верхнього або проміжного пласта,
як правило, необхідно використовувати полімерні склади. Їх об'єми рекомендується розраховувати з умов формування тампонажного екрану в пласті радіусом не менше 1 м. Як останню порцію тампонажного складу, закачуваного в пласт услід за полімерним складом, слідує використовувати цементний розчин або інший тампонажний розчин на