Анализ технологий ограничения водопритока в добывающих скважинах, вызванных

2.2 Производство ремонтно-изоляционных работ 
2.2.1 Последовательность проведения водоизоляционных работ 
Первый этап включает в себя выбор скважин на заданном участке по 
разнообразным причинам простоя. Из этой группы выбирают скважины, 
простаивающие из-за обводнения. Затем устанавливают месторасположение 

---

50 
скважин по карте изобар в местах с максимально высоким пластовым 
давлением. 
Скважины, находящиеся в данных зонах из данной группы разделяют 
по скорости обводнения: 
- резкое (<10 % в месяц); 
- постепенное (>10 % в месяц). 
В скважинах, в которых происходит постепенное обводнение есть 
необходимость 
провести 
сравнительный 
анализ 
со 
скважинами, 
расположенными в округе. Если есть существенные различия с ближайшими 
скважинами по такому параметру, как обводненность, то необходимо 
зафиксировать профили притоков и другие показатели такие, как 
нефтенасыщенность и профиль притоков. Данные трассерного исследования 
указывают на нагнетательную скважину, от которой совершается обводнение 
избранной для производства изоляционных работ добывающей скважины. 
Для определения примерного месторасположения границ фронтов 
вытеснения нефти водой пользуются разработанной программой численного 
моделирования, опираясь на КПД нагнетательной скважины (опираясь на 
наличие следующих зон: водной, водонефтяной и нефтяной). 
Далее рассчитывается объём каналов фильтрации жидкости от 
нагнетательных скважин к добывающим по данной формуле 1 
𝑄
к.ф.
𝑖𝑗
=
𝑄
в.𝑖𝑗
∙𝑉
𝑖𝑗
∑
∙
𝑗=𝑚
𝑗=1
∑
𝑉
𝑖𝑗
𝑖
𝑖=1
, 
(1) 
где 𝑄
к.ф.
𝑖𝑗
– объем каналов фильтрации по і-му из пиков подъёма концентрации 
между нагнетательными и соответствующими добывающими скважинами, м
3
; 
Q
в.ij
– объем закачанной в нагнетательную скважину воды до момента 
продвижения индикатора в і-ом пике подъёма концентрации в данной скважине, 
м
3
; 
𝑉
𝑖𝑗
– скорость перемещения по j-му пику подъема концентрации индикатора по 
направлению на соответствующую добывающую скважину, м/час; 

---

51 
∑
∙
𝑗=𝑚
𝑗=1
∑
𝑉
𝑖𝑗
𝑖
𝑖=1
– сумма скоростей по каждому j-му пику по каждой j-ой 
добывающей скважине, м/час. 
Для вычисления пропорционального отношения водяной зоны к 
изучаемой нефтяной и водонефтяной зонам берут за основу данные о 
расстояниях между нагнетательной и добывающей скважинами. Границы этих 
скважин вычислены с применением алгоритма и программы численного 
моделирования коэффициента полезного действия в нагнетательных 
скважинах. 
Размещение зон фронта вытеснения в пятиточечной системе размещения 
скважин схематично показано на рисунке 7. 
Опираясь на допущение, что первая половина расстояния объёма канала 
фильтрации от нагнетательных скважин к добывающим в 2 раза больше, нежели 
во второй, по данным результатам рассчитывается коэффициент заполнения 
каналов фильтрации. Коэффициент применяется в будущем для расчета нужного 
объема закачивания изоляционного состава. 
Рисунок 7 –Размещение зон фронта вытеснения в пятиточечной системе 
размещения скважин: 1- добывающие скважины; 2 - нагнетательная 
скважина; 3 - каналы низкого фильтрационного сопротивления; зоны: 4 - 
нефтяная; 5 - водонефтяная; 6 -водяная 
Для расчета объёма изоляционного состава используется формула 2, 
приведенной ниже 
𝑉 = 𝑘
зап
∙ 𝑄
к.ф.
𝑖𝑗
,
(2) 
где 𝑘
зап
-коэффициент заполнения; 
𝑄
к.ф.
𝑖𝑗
- объём каналов фильтрации, м. 

---

52 
Затем рассчитывается коэффициент условной приемистости: 
𝐾
усл.пр
=
𝑄
10
∙ 𝑃 
(3) 
где Q - условная приемистость скважины, м
3
/сут., 
Р - давление, определяющее приемистость,МПа. 
Зависимость от коэффициентов условной приемистости позволяет сделать 
выбор нужной рецептуры закачиваемого изоляционного состава для 
осуществления ремонтно-изоляционных работ, представленная в таблице 2 
Таблица 2 –Выбор изолирующих составов в зависимости от коэффициента 
условной приемистости