Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

2 ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЙ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ
2.1 Краткий обзор и анализ существующих методов ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины
Наиболее распространенные методы воздействия на прискважинную зону нефтегазоводонасыщенных, нефте- или водонасыщенных пластов, когда при испытании получают совместные притоки нефти и газа, нефти и воды, такие, как закачка, под давлением цементных растворов на водной или углеводородной основе, отверждающихся глинистых растворов, смол и др. с целью ограничения водогазопритоков зачастую не дают положительных результатов. В связи с этим при разведке и разработке нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений Западной Сибири существует необходимость в разработке новых физико-химических методов воздействия на прискважинную зону пластов с целью ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины и увеличения фазовой проницаемости по нефти или газу. 2.1.1 Характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах. Изоляцией пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах занимался и занимается широкий круг специалистов как в нашей стране, так и за рубежом. В настоящее время при ремонтно - водоизоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются различные тампонажные материалы: 1 - смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации); 2 - тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, известные как полимерные тампонажные материалы (ПТМ); 3 - тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), названные цементно-полимерными растворами (ЦПР); 4 - многокомпонентные тампонажные смеси, приготавливаемые с помощью дезинтегратора (МТСД); 5 - сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ). В скважинах с низкой приемистостью эффективно применение ПТМ и ЦПР. Применение ПТМ наиболее эффективно (по сравнению с цементным тампонажным раствором) при: 1 - герметизации соединительных узлов обсадных колонн; 2 - ремонте обсадных колонн в условиях низкой приемистости изолируемой зоны. Использование цементных растворов оказывается более эффективным (по сравнению с ПТМ) при: 1 - ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод в условиях высокой приемистости; 2 - ликвидации прорыва пластовых вод в случае недифференцированного анализа результатов работ. Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой приемистости. В последние годы для вторичного цементирования все чаще используются полимерные тампонажные материалы, приготавливаемые как в виде истинных растворов, так и растворов, содержащих твердую фазу. Они могут иметь регулируемую в широком диапазоне вязкость. При ремонтно-изоляционных работах применяются ПТМ на основе фенолформальдегидных смол (ТС-10, ТСО-91), вязкоупругие составы (ВУС), ПТМ - Ремонт-1, фенолоспирты (ФС), селективные тампонажные материалы - силаны, гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), водорастворимый тампонажный состав (ВТС), кремнийорганическая сшитая система (КРОСС), состав на основе стиромаля и др. В качестве отвердителей для смол используются формальдегид, параформ или уротропин. Находят применение отверждаемые глинистые растворы (ОГР), где в смеси на основе фенолформальдегидной смолы вместо воды используется глинистый раствор. Недостатками растворов на основе смол является их дороговизна, а на основе силанов - токсичность, взрыво- и пожароопасность. Известно применение ВУС - вязкоупругий состав из смеси 2%-ного водного раствора гексорезорциновой смолы (ГРС), 1% водного раствора полиакриламида (ПАА) и формалина 38 - 40% концентрации в соотношении объемов 1,0 : 0,1 : 0,02. Применим до температуры + 900С. Находит применение ГТМ - гидрофобный тампонажный материал. Отверждается в пресной и пластовой воде, нефтях, имеет хорошие адгезионные свойства. Из высокотемпературных полимерных тампонажных материалов находят применение фенолоспирты, фенолшлаки и др. Фенолоспирт (ФС) готовят из фенола, формальдегида, 40% раствора едкого натрия (или 10% раствора кальцинированной соды). Характеризуется высокой проникающей способностью и фильтруемостью в пористой среде, совместим с наполнителями: глинопорошком, молотым мелом, шлаковым цементом и др. Фенолошлаковая композиция (ФШК) - смесь фенолоспирта, тампонажного шламового цемента и наполнителя (барит, гематит, руда). ФШК, вследствие поликонденсации фенолоспирта и гидратации шлака, превращается в высокопрочную органоминеральную композицию. Для изоляции притока пластовых вод в последнее время находит применение водоизолирующий реагент, имеющий наименование АКОР. Он создан на основе малотоксичных, не содержащих хлора отходов производства алкоксисиланов и алкоксисилоксанов, состоящих из алкосодержащего кремнийорганического соединения и кристаллогидратов солей металлов IV-VIII групп. В качестве кремнийорганических соединений применяется смесь этил-бутилэфиров ортокремниевой кислоты, а также смолка этилсиликата. Кристаллогидраты выполняют функцию поставщика воды, необходимой для образования связей Si – OR, и катализируют поликонденсационные процессы образования «сшитого» неплавкого и нерастворимого тела, а также расширяют температурный интервал применяемого состава и обеспечивают его отверждение в полном объеме. Время отверждения можно регулировать в широком интервале температур в зависимости от концентрации исходных компонентов и химической природы кристаллогидратов. Например, АКОР-1 состоит из 75-85% смолки этилсиликата (ТУ 6-02-59-81) и 15 - 25%, 67% раствора FeCl3 в ацетоне. Плотность при + 250С составляет 1070 - 1080 кг/м3, условная вязкость - 20 - 21 по СПВ-5. Как правило, наибольшее предпочтение при производстве водоизоляционных работ следует отдавать материалам и методам селективного действия. К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости водонасыщенной части пласта при закачке изолирующих реагентов по всей его толщине. Селективность изоляционных работ основывается на свойствах изолирующего материала, поэтому термин «селективный» распространяют и на материал. Селективный метод (материал) не может обладать абсолютной избирательностью. Селективностью метода является его способность избирательно снижать продуктивность обводненных интервалов в большей степени, чем нефтенасыщенных. Чем больше степень снижения продуктивности притока пластовых вод, тем выше селективность метода. Наряду со снижением продуктивности обводненных интервалов в результате изоляционных работ возможно повышение проницаемости нефтенасыщенных интервалов пластов. Такие результаты могут быть получены, например, при использовании гидрофобизирующих поровое пространство коллектора реагентов. Среди первых работ в России по изучению возможности использования явлений на границе раздела фаз «нефть-вода» для ограничения притока воды явились исследования по разработке методов изоляции, основанных на закачке в пласт нефти и нефтемазутных смесей, а также гидрофобизации прискважинной зоны пласта с помощью поверхностно-активных веществ (ПАВ). Изучалась возможность применения растворов сульфонатриевых солей в смеси с нефтью. Позднее был разработан метод, основанный на периодической закачке в пласт воздуха или аэрированной воды, а также предложен метод изоляции притока воды, основанный на использовании пенообразующих реагентов, обеспечивающих получение пены в самом пласте при контакте с пластовой водой. Разрабатывались также селективные методы, основанные на использовании в качестве изоляционных реагентов пересыщенных растворов твердых углеводородов (парафина, церезина, озокерита в керосине, парафиновых отложений в нефти, латекса, натриевых солей нафтеновых кислот). Преимуществом методов этой группы является возможность применения их без точных сведений о местоположении водонасыщенных интервалов и проведения водоизоляционных работ без разделения водо- и нефтенасыщенных интервалов. Однако ни один из перечисленных методов не нашел широкого применения из-за низкой эффективности, что обусловило поиск более эффективных изоляционных материалов. С учетом природы селективных водогазоизолирующих материалов в настоящее время методы их применения можно разделить на 3 группы: 1 - методы, основанные на закачке в пласт органических полимерных материалов; 2 - методы, основанные на применении неорганических водоизолирующих составов; 3 - методы, основанные на закачке в пласт элементоорганических соединений. Наиболее изученными и освоенными методами селективной изоляции и ограничения притока пластовых вод в нефтяные скважины (первая группа) являются методы, основанные на использовании водорастворимых полимеров акрилового ряда, которые нашли широкое применение и за рубежом. В качестве водоизолирующего материала из акриловых водорастворимых полимеров используются в основном полиакрилонитрил (гипан) и полиакриламид (ПАА). Применение гипана ограничено в условиях месторождений Западной Сибири минерализацией пластовых и закачиваемых вод. Использование ПАА ограничивается трудностями при приготовлении растворов, низкой технологичностью в зимних условиях. Из соединений акрилового ряда применяются для селективной изоляции мономеры акриламида, сополимеры метакриловой кислоты и метакриламида («метас») и др. Механизм изоляции водопритоков в этом случае основан на взаимодействии их с солями пластовых вод или адсорбции полимеров на водонасыщенной породе, снижающей ее проницаемость для воды. Находят применение также полиолефины (полиэтилен низкого давления, полипропилен и др.). Они растворяются в нефти и находятся в твердом состоянии при контакте с пластовой водой. Для селективной изоляции применяются также нефтесернокислотные смеси (НСКС), тяжелые нефтепродукты (гудрон, битум). Однако коллекторские свойства, минерализация пластовых вод, температура в интервале продуктивных пластов нефтяных месторождений Западной Сибири не дают основания рекомендовать к широкому применению вышеперечисленные методы ограничения притока пластовых вод. Заслуживает внимания разработка метода, основанного на использовании полиизоцианатов и полиуретанов. Они инертны к нефти, а в присутствии воды образуют разветвленный пространственносшитый твердый полимер. Применяются при высоких пластовых температурах (90 - 1500С), но эти материалы остро дефицитны. Из методов второй группы, основанных на использовании неорганических водоизолирующих реагентов, находят применение неорганические соли (их растворы), которые вследствие ионного обмена с солями пластовой воды (или предварительно закачанной в пласт жидкостью) либо гидролиза пластовой водой образуют водонерастворимые осадки или гели. Наряду с минеральными солями для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах могут использоваться отдельные химические элементы, например, магний, который способен реагировать с водой с выделением нерастворимого осадка гидроокиси магния. Реализация этих методов сдерживается дефицитностью реагентов, их токсичностью, возможностью осложнений при выполнении водоизоляционных работ. В последние годы разработаны водоизолирующие материалы на основе силикатов щелочных металлов, в частности жидкого стекла (R2О-nSiO2), где R означает калий и натрий. Научный и практический интерес представляют композиции, содержащие жидкое стекло и фурфуриловый спирт, разработанные в ТюмГНГУ. Причем фурфуриловый спирт придает составу дополнительные гидрофобизирующие свойства и не меняет реакционной способности жидкого стекла. Наибольшим распространением пользуются методы селективной изоляции пластовых вод, основанные на закачке в пласт элементоорганических соединений. Практический интерес для изоляции водопритоков в нефтяных скважинах представляют гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения (КОС). Ряд гидролизующихся кремнийорганических соединений способен образовывать в пластовых условиях закупоривающий водонасыщенную породу полиорганосилоксановый полимер, обладающий высокими адгезионными характеристиками к породе, гидрофобной активностью, высокими селективными свойствами. Например, применение простейших кремнийорганических соединений (органохлорсиланов) впервые было осуществлено на нефтяных месторождениях Анастасиевско-Троицкое и Зимняя Ставка, где была показана высокая эффективность способа. Однако водоизолирующий состав на основе хлорсиланов выявил его высокую токсичность и агрессивность, обусловленные выделением больших объемов хлористого водорода вследствие гидролиза их влагой воздуха. Эти соединения также взрыво- и пожароопасны. Сотрудниками Кубанского госуниверситета предложена композиция, включающая ?, ? -дихлорполидиорганосилоксан и органотрихлорсилан. При контакте с водой эти соединения вступают в реакцию гидролитической поликонденсации, образуя высокомолекулярный резиноподобный органосилоксановый полимер типа эластомера. Органоацетоксисиланы также могут служить водоизолирующим реагентом. Они умеренно токсичны и коррозионноактивны, обладают высокими селективными свойствами, отличаются гидрофобной активностью и высокой адгезией к горной породе. Реализация указанных выше методов селективной изоляции пластовых вод затруднена дефицитом реагентов из-за недостаточной мощности сырьевой базы химической промышленности для производства основных компонентов композиций. В связи с этим внимание исследователей сконцентрировано на разработке водоизолирующих составов, к которым относятся более доступные алкоксипроизводные КОС. Поэтому на основе алкоксипроизводных КОС были разработаны новые группы водоизолирующих композиций. Первая группа включает водоизолирующие составы на основе эфиров ортокремниевой кислоты, вторая - олигомерные органоалкоксисилоксаны или композиции на их основе. Находят применение олигоорганоэтокси (хлор), силоксаны и др. Практический интерес для изоляции водопритоков представляют гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения, которые содержат связи Si-O и Si-C, и это определяет их промежуточное положение между органическими и неорганическими соединениями. Наибольшее число используемых кремнийорганических продуктов имеют в цепи молекул силоксановую связь Si-O и называются полиорганоксисилоксанами. Эта связь почти на 50% имеет ионный характер. Дипольный момент связи равен 2,8D, угол связи Si-O-Si лежит в пределах 2,80 - 2,97 рад. (160 - 1700). Молекулы полиорганоксисилоксанов имеют линейную, циклическую, разветвленную или «сшитую» структуру, которая в значительной мере определяет свойства соединений. Отечественной промышленностью выпускается ряд олигоорганосилоксанов, различных по строению и свойствам: олигометилсилоксаны (ПМС), олигоэтилсилоксаны (ПЭС), олигометилфенилсилоксаны (ПФМС), олигоорганоксисилоксаны с атомом галогена в органическом радикале и органогидридсилоксаны (ГКЖ). Олигометилсилоксаны коррозионноинертны, обладают хорошими диэлектрическими свойствами и поверхностной активностью, температура застывания ниже - 600С. Олигоэтилсилоксаны обладают более низкой температурой застывания (- 1000С). Введением в органические радикалы гетероатомов (F, Cl, S и др.) или полярных групп (CN, NH2, OH и др.) можно регулировать такие свойства олигоорганосилоксанов, как поверхностное натяжение и диэлектрические свойства при сохранении высокой термостойкости (2500С), низкой температуры застывания (-1000С) и малой зависимости вязкости от температуры. В алкилхлорсиланах связь кремний-галоген легко подвергается гидролизу. При незначительном количестве воды происходит образование линейных полимеров, а избыток воды приводит к полному гидролизу мономера. Состав и свойства образующихся продуктов гидролиза в значительной степени зависят от условий реакции: кислотности среды, температуры, присутствия растворителя, его полярности и т.д. Кислотность среды повышает скорость гидролиза. При гидролизе силанов образуется хлористый водород, который способствует ускорению реакции. В кислой среде в результате конденсации дифункциональных продуктов в значительном количестве образуются циклические полимеры типа [R2SiO]n, где n = 3 - 9. Тип растворителя оказывает большое влияние на процесс гидролиза и структуру образующихся продуктов. При гидролизе в присутствии инертных растворителей (бензол, толуол и др.) образуются неплавкие и нерастворимые соединения в виде аморфных осадков. В случае активных органических растворителей (спиртов, эфиров и др.), растворяющих мономерные и полимерные продукты, реакция конденсации приводит к образованию большого количества линейных высокомолекулярных полимеров. К таким же результатам приводит и реакция конденсации в концентрированной солевой среде. Температура реакции гидролиза и конденсации способствует увеличению скорости реакции. Наличие радикалов снижает скорость гидролиза и конденсации. При избытке воды в кислой среде процесс образования полиорганосилоксанов может протекать не только по схеме конденсации, но и по схеме полимеризации. В этом случае получаются сложные полимерные пространственные структуры, обладающие более эффективными изолирующими свойствами. Силаны представляют собой прозрачные бесцветные жидкости (в чистом виде), легко подвижные, «дымящиеся» на воздухе, с резким специфическим запахом, который обусловлен выделением хлористого водорода при контакте с атмосферной влагой. Силаны хорошо растворимы в органических растворителях. Физико-химические свойства силанов приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1. Физико-химические свойства силанов Название соединения Химическая формула Темпер. кипения, 0С Темпер. засты-вания, 0С Плот-ность, кг/м3 Кол-во вступ. в реакцию гидролиза со 100 г. прод. Кол-во образвав-шейся НСl, г 1 2 3 4 5 6 7 Метилтри-хлорсилан CH3SiCl 65,7 -77,8 1273 36,1 72,2 Диметил-дихлорсилан (CH3)2SiCl2 70,1 -76 1066 27,9 52,5 Триметил-хлорсилан (CH3)3SiCl 57,5 -57,7 846 16,6 33,6 Этилтри-хлорсилан C2H5SiCl3 97-100 -105 1238,8 33,0 66,9 Диэтилди-хлорсилан (C2H5)2SiCl2 129-130 -96 1050 22,9 46,5 Триэтил-хлорсилан (C2H5)3SiCl 143,5 - 898,6 11,9 24,2 Фенилтри-хлорсилан (C2H5)SiCl3 201 - 1325,6 25,5 49,1 В нефтепромысловой практике находят применение фенилтрихлорсилан, фенилтрихлорсилан - сырец, метильные кубовые остатки, азеотропная смесь кремнийорганического производства. Все эти вещества представляют собой мономеры. При гидролизе указанных продуктов происходит их сшивка за счет кислорода воды и образования олигополимеров. Необходимо отметить, что при избытке воды происходит растворение образующегося в результате гидролиза хлористого водорода олигомеров и повышение кислотности среды за счет образования соляной кислоты. Фенилтрихлорсилан - ФТХС - легкогидролизующийся кремнийорганический продукт. Выпускается в бочках, срок хранения 1 год при t не > 300С. Кубовые остатки КО (неосветленные) - остатки ректификационного кремнийорганического процесса - неГОСТируемый продукт. Это смесь органохлорсиланов и силоксанов. Различают метильные (МКО), этильные (ЭКО), фенильные (ФКО) кубовые остатки. Токсичность их ликвидируется уксусной кислотой. Этоксипроизводные кубовых остатков (олигоэтоксиоргано (хлор) силок-саны) получают воздействием на кубовые остатки водным раствором спирта. Их физико-химические свойства приведены в таблице 2.2. Таблица 2.2. Физико-химические свойства олигэтоксиорганохлорсилоксанов Название cоединения Плотность, кг/м3 Температура застывания, 0С Динамическая вязкость при 200С, мПа? с Олигоэтоксиметил-силоксаны (ТМС) 1045 -65 0,084 Олигоэтоксиэтил (хлор)- силоксаны (ТЭС) 1026 -85 0,027 Олигоэтоксифенил (хлор)-силоксаны (ТСФ) 1109 -50 0,016 Смесь в объемном соотношении (1:1:1) 1027 -85 0,015 ЭТС-40, (ЭТС-16) - кремнийорганическое соединение, содержащее каталические добавки органохлорсиланов: тетраэтоксисилана и соляной кислоты (НСl). При гидролизе этилсиликата образуется гель, и продукт гидролиза закупоривает породу, однако гель непрочен. Для устранения этого недостатка в него вводят органохлорсиланы, и образуется более прочный гель. Этот состав обладает высокой водоизолирующей способностью и избирательным воздействием на нефтеводонасыщенные пласты, однако продукт токсичен. Структурная химическая формула этилсиликата (ЭТС-40) имеет вид: Смолки этилсиликатов представляют собой ЭТС-40, загрязненный продуктами его гидролиза - гелем эфира ортокремниевой кислоты в виде осадка. Химические свойства сходны со свойствами этилсиликата, главное из которых - подверженность воздействию воды. Продукт реакции гидролизуется до окиси кремния. Плотность 1100 кг/м3. При - 450С продукт замерзает. Срок хранения с гарантией кондиционных свойств - 6 месяцев. Продукт горюч, невзрывоопасен, растворим в органических растворителях. К безводным растворам кремнийорганических соединений относятся растворы органохлорсиланов в ацетоне, Н-гексане, толуоле, дизельном топливе, которые выступают как ПАВ. Связь с породой обусловливается химическими связями: После обработки нефтеводонасыщенных пластов вышеуказанными растворами у пород появляются олеофильные свойства, за счет чего фазовая проницаемость по нефти увеличивается. Этил - и метилсиликонаты натрия (ГКЖ-10 и ГКЖ-11) являются продуктами гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или водоспиртовом растворе щелочи (едкого натрия). Товарной продукцией являются 30%-ные водоспиртовые растворы этил- и метилсиликонатов натрия. Эти жидкости имеют щелочную реакцию (рН 13-14), плотность 1170-1210 кг/м3, хорошо растворяются в воде и этиловом спирте, не смешиваются с углеводородами и при использовании не выделяют вредных паров и газов, невзрыво- и пожароопасны. Техническая маркировка - ГКЖ-10 и ГКЖ-11, общая формула: HO [RSi(ONa)O]nH, где R - CH3; C2H5. Полифенилэтоксисилоксаны (ПФЭС) относятся к классу этоксипроизводных кремнийорганических соединений (техническое наименование модификатор 113-63 или 113-65). Структурная химическая формула модификатора имеет вид: В присутствии воды они гидролизуются с образованием нерастворимого фенилсилоксанового полимера, который обладает высокой гидрофобной способностью. ПФЭС хорошо растворяются в дизельном топливе, нефти, керосине. Образующийся в результате гидролиза полимер имеет повышенную адгезию к стеклу, цементному камню, горным породам. В практике проведения нефтеразведочных работ в Западной Сибири в последнее время все чаще в разрезах встречаются продуктивные пласты, вызов притока из которых, их исследование и эксплуатация затруднены, а испытание таких пластов приводит, как правило, к получению двухфазных притоков с опережающим движением воды из пласта. В связи с этим все более актуальной остается задача качественного проведения водоизоляционных работ. До сих пор основным материалом, применяемым при проведении водоизоляционных работ, остается портландцементный раствор. Проведенный анализ по изоляции пластовых вод цементными растворами показывает низкую эффективность операций по ограничению водопритоков, что обуславливает поиск более эффективных изоляционных материалов и способов. При этом главное внимание акцентируется на принципе изоляции и тампонажных материалах, составляющих основу методов изоляции. В зависимости от механизма изоляции и применяемого изоляционного материала все методы подразделяются на неселективные и селективные. Методы первой группы основаны на одновременной или последовательной закачке в пласт нескольких компонентов, способных в результате химического взаимодействия между собой или физико-химических превращений получаемых смесей образовывать нерастворимые осадки в воде и в нефти. Методы второй группы основаны на использовании селективных свойств самих изоляционных реагентов, технологии проведения работ и учете характера насыщенности породы. При этом изоляция воды достигается при данном методе следующими видами воздействий и взаимодействий: - охлаждением прискважинной зоны пласта; - осаждением пересыщенных растворов твердых углеводородов; - гидрофобизацией породы и образованием в ней эмульсий; - взаимодействием химических соединений с солями пластовых вод; - физико-химическим взаимодействием смеси соединений с пластовой водой, в результате которого снижается растворимость, наступает коагуляция и т.д. Преимуществом селективных методов является то, что при реализации последних нет необходимости проведения дополнительной перфорации объекта, в то время как фазовая проницаемость по нефти увеличивается. Напротив, при неселективной изоляции фазовая проницаемость как по воде, так и по нефти может быть несущественной, что требует проведения дополнительного объема работ. 2.1.2 Характеристика растворов и материалов, применяемых при газоизоляционных работах. Анализируя существующие методы изоляции газопритоков, можно классифицировать их по типу изолирующего материала следующим образом: - закачивание воды с целью получения кристаллогидратов в газонасыщенной области пласта; - закачивание водных растворов хлоридов щелочных или щелочноземельных металлов, в процессе или после проведения которого в результате снижения давления в газонасыщенной зоне образующиеся соли выпадают в осадок; - закачивание нефти; - закачивание конденсата и водного раствора ПАВ; - создание изолирующего экрана путем закачивания пенообразующих агентов; - селективные методы блокирования путей прорыва газа, при которых используются физико-химические взаимодействия газа с раствором асфальтосмолистых веществ (АСВ) в ароматических растворителях, в результате которых происходит осаждение высокомолекулярных АСВ в загазованном поровом пространстве горной породы. При этом возможно применение АСВ, где в качестве растворителя используют пластовую нефть, ароматические углеводороды, четыреххлористый углерод. Для предупреждения образования газового конуса на уровне ГНК закачивают сжиженные углеводородные газы на глубину до 6 м, а затем на такую же глубину - пластовую нефть, загущенную добавкой от 0,01 до 0,5 % нефтерастворимых веществ (полутвердый полиэтилен). Существует способ создания изолирующего экрана из отложений серы на границе «нефть-газ». Отложения серы образуются в результате реакции между серным ангидридом и сероводородом в присутствии воды. Для предотвращения прорыва газа вокруг ствола скважины несколько ниже ГНК рекомендуется устанавливать непроницаемый экран, для чего в пласт рекомендуется вводить измельченный пластический наполнитель - синтетический каучук или синтетические пластмассы или нагнетать нерастворимый в нефти и газе другой материал, закупоривающий (кольматирующий) поры. Существует способ ликвидации межпластовых перетоков газа, основанный на закачке в скважину гелеобразующих составов на основе ПАА, сшиваемых хромовыми соединениями. Известен способ ликвидации заколонных перетоков с применением водорастворимого полимера ВП-135 и закачки в пласт фенолформальдегидной смолы СФЖ-305М, отверждаемой контактом Петрова. Однако из кажущегося многообразия применяемых составов и технологий для газоизоляционных работ следует вывод, что промысловая практика в настоящее время располагает не очень надежными и эффективными технологиями изоляции газопритоков в нефтяные скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи. Рассмотренные выше методы изоляции газопритоков либо мало эффективны (например, в случае закачки воды, водных растворов ПАВ и солей), либо связаны с применением дефицитных и агрессивных реагентов (серный ангидрид). Определенный интерес представляют методы, основанные на создании в пласте на уровне ГНК протяженного радиального изолирующего экрана. В итоге наиболее эффективными из анализа проведенных работ по ограничению газопритоков в нефтяные скважины оказались РИР, где в качестве газоизолирующих композиций применялись: - водорастворимый тампонажный состав (ВТС-1, ВТС-2) на основе гликолевых эфиров КОС; - вязкоупругий состав на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров (ВУС, ГОС). Такие составы в пластовых условиях в широком диапазоне температур вступают в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием геля элементоорганических полимеров, которые селективно закупоривают поры горной породы. Применение ВУС на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров в качестве газоизолирующей композиции опробовано, например, на многих скважинах Лянторского месторождения. Изоляция достигается в результате адсорбции и механического удержания молекул полимера в пористой среде путем создания вязкоупругой структуры, обеспечивающей блокирование зон фильтрации газа. 2.1.3 Основные требования к водогазоизолирующим композициям и направления совершенствования водогазоизоляционных работ. Для успешного ведения работ по ограничению водогазопритоков в нефтяные скважины, получения промышленных притоков и добычи безводной продукции применяемые и рекомендуемые композиции должны обладать: - высокой фильтруемостью в пористые среды для создания изолирующего экрана большого радиуса и толщиной 2 м и более; - регулируемыми в широких пределах реологическими характеристиками, что обеспечит более равномерный охват воздействием неоднородных коллекторов; - низкой стоимостью и недефицитностью компонентов. Такие составы должны быть гомогенными и отверждающимися по всему объему. Для обеспечения высокой технологичности композиции должны быть простыми и удобными в приготовлении, иметь регулируемый период отверждения, быть способными образовывать водогазоизолирующий экран в широком диапазоне пластовых температур и давлений. Указанным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют разработанные нами изолирующие композиции на основе кремнийорганических соединений, поливинилового спирта, фурфурилового спирта, полиакриламида. Преимущество этой группы композиций заключается в том, что они являются водорастворимыми, гомогенными, легко фильтрующимися в проницаемые среды, образуют изолирующий материал по всему обрабатываемому объему и обладают регулируемыми в широких пределах реологическими характеристиками. В нефтедобывающей промышленности России широко применяются при РИР водорастворимые полимеры на основе полиакриламида (ПАА). Наиболее технологичными из них являются композиции, включающие ПАА, лигносульфонат (ЛС) и бихромат (БХ) калия или натрия. Однако прочность и вязко-упругие свойства известных ВУС и ГОС часто не удовлетворяют требованиям технологического процесса газоизоляции. Анализ известного аналогичного состава, содержащего водорастворимый полимер, показал, что для получения сшивателя трехвалентного хрома хроматы восстанавливают с помощью органического или неорганического вещества, например, сульфита Na. Однако изолирующие свойства сшитого полимера невысокие. Существует газоизолирующая композиция из полимеров и хроматов, с использованием в качестве восстановителя кремнийорганического соединения (КОС). Для реализации технологии изоляции водогазопритоков в нефтедобывающие скважины ответственную роль играет закрепляющий состав, который закачивается в пласт на заключительный стадии технологического процесса. Например, в качестве такого состава предложена композиция на основе КОС, гликоля и катализатора реакции переэтерификации - НСl. Этот состав получил наименование «водорастворимый тампонажный состав (ВТС)». Применяются для водогазоизоляционных работ составы на основе этилсиликатов (ЭТС) и хлоридов металлов, носящие наименование АКОР. Однако внедрение в практику составов типа ВУС, ГОС, АКОР-4 в чистом виде в качестве самостоятельных изолирующих материалов оказалось малоэффективным. Нашли применение в практике нефтедобычи и неонолсодержащие водорастворимые тампонажные составы (НВТС), которые обладают высокими изолирующими и селективными свойствами /4/. Так, при обработке нефтенасыщенных кернов с остаточной водонасыщенностью 32,2 - 60,8% коэффициент проницаемости для нефти не только не снижается, а в большинстве случаев увеличивается в 1,1 - 1,2 раза. Последнее обусловлено тем, что составы, полученные с применением ПАВ, активно вымывают из нефтенасыщенной горной породы свободную и рыхлосвязанную воду и нефть (по типу мицеллярного раствора), улучшая тем самым фазовую проницаемость по нефти. Содержащиеся в их составе КОС, по мере разбавления в пластовых флюидах (нефти, воде), теряют способность к образованию пространственносшитого полимера закупоривающего поры коллектора. В то же время на поверхности горной породы КОС образует практически мономолекулярную, связанную с породой химическими связями гидрофобную пленку, что улучшает фазовую проницаемость по нефти. Однако при повышении водонасыщенности кернов более 70% составы типа НВТС проявляют заметную, а в полностью водонасыщенных породах высокую изолирующую способность, вплоть до полной закупорки пор горных пород. Отличительной особенностью кремнийорганических водорастворимых тампонажных составов (НВТС) является то, что изолирующий полимер, получаемый при отвердении НВТС, способен растворяться в глинокислотных составах. Такое свойство НВТС позволяет создавать газоизолирующий экран на определенное время эксплуатации нефтедобывающих скважин. Основным направлением повышения эффективности работ по ограничению водопритоков с применением легко фильтрирующихся в пористую среду составов ВУС или ГОС является их комплексное использование с цементными суспензиями. Поэтому нами исследован перспективный тампонажный раствор для ремонтно-изоляционных работ на основе жидкого стекла и фурфурилового спирта. Разработанная тампонажная смесь получила название «кислотостойкий тампонажный раствор (КСЦ)». Предлагаемый тампонажный раствор следует закачивать выше и ниже продуктивного горизонта на 10-15 м. В интервал же нефтегазосодержащего пласта необходимо закачивать обычный тампонажный раствор, содержащий кислоторастворимую добавку (карбонат кальция). Кислотостойкий тампонажный раствор имеет достаточные прочностные характеристики и удовлетворяет требованиям безаварийной закачки в заводненный пласт. Раствор имеет широкий диапазон регулирования реологических и структурных свойств, а его фильтрат «отталкивает» воду, гидрофобизирует поровые каналы в породе, что увеличивает фазовую проницаемость по нефти (газу). Для монолитных пластов рекомендовано увеличивать объемы закачиваемых полимерных материалов до 20 - 40 м3 для создания блокирующих экранов. По результатам анализа разработки в области водоизоляционных работ систематизированы по целям (улучшаемым потребительские свойствам) и средствам достижения этих целей (техническим решениям), что дало возможность сформулировать основные направления их совершенствования: 1) повышение эффективности водоизоляционных работ; 2) повышение прочности тампонирующего вещества; 3) повышение закупоривающей способности состава; 4) снижение проницаемости по воде и газу искусственного изоляционного экрана; 5) более широкое применение селективных материалов. В результате анализа было определено, что первое, второе и третье направления развиваются равномерно, а четвертое и пятое получили развитие в последние годы и имеют тенденцию к росту.
2.2 Материалы и композиции для водогазоизоляционных работ в скважинах
2.2.1 Водоизолирующие составы на основе модификаторов, этилсиликатов и гидрофобной кремнийорганической жидкости. Водоизолирующие составы на основе кремнийорганических соединений (КОС) находят в последнее время широкое применение в нашей стране и за рубежом. Общим для алкоксипроизводных КОС является способность в присутствии воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации и отсутствие взаимодействия с нефтью. Для осуществления и ускорения реакции гидролитической поликонденсации с алкоксипроизводным КОС (ЭТС-40, ЭТС-16) необходимо вводить кислые или щелочные катализаторы. Для этих целей используются ГКЖ-10(11) в количестве 1-25% от объема модификаторов и 5-15% от объема этилсиликатов. Такие композиции практически нетоксичны, невзрыво- и пожаробезопасны, обладают низкой коррозионной активностью (в процессе гидролиза выделяется не кислота, а низшие алифатические спирты), высокими селективными водоизолирующими свойствами. Образующийся тампонажный материал имеет удовлетворительные прочностные характеристики, высокую адгезию к горным породам и металлу обсадных колонн, имеет хорошую гидрофобную активность. Водоизолирующий состав на основе модификаторов и ГКЖ (а.с. СССР №1078036), ЭТС и ГКЖ может использоваться в широком интервале пластовых температур (0-2000С) независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания состава ниже - 400С, что особенно важно в условиях Западной Сибири. Отличается незначительной вязкостью (от 2 до 20 мПа с) и высокой фильтруемостью в пористые среды. Механизм образования непроницаемого экрана из кремнийорганических соединений в прискважинной зоне пласта заключается в следующем. При введении в прискважинную зону КОС они растворяются в нефти продуктивных интервалов и гидролизуются водой, содержащейся в обводнившихся интервалах. Проникновение КОС в водонасыщенные пласты вызывает образование зоны, состоящей из пористой среды, насыщенной полимерной массой, вязкость которой по мере роста концентрации возрастает вплоть до полной потери текучести. С этого момента проникновение тампонирующей полимерной массы в глубь поровых каналов прекращается. Химическая реакция закачиваемых веществ с пластовой водой осуществляется по схеме массопередачи. При этом процесс можно представить как подвод реагента к реакционной поверхности с последующим распределением продуктов реакции в агрессивной среде. Нейтрализация реагента в условиях движущейся агрессивной фазы идет до нулевой концентрации. Образованный в пористой среде полимер «лестничного типа», с прочной адгезией по отношению к песчаникам породы, закупоривает водонасыщенные интервалы и цементирует песок в обводнившейся зоне пласта. В нефтенасыщенных интервалах проницаемость почти полностью сохраняется, реакция гидролиза (гидролитической поликонденсации) может происходить за счет связанной воды с образованием на поверхности каналов полимерной пленки. При этом силоксановые связи кремнийорганических соединений направлены к породе, а углеводородные радикалы - в противоположную сторону. В результате образуется гидрофобная поверхность, которая снижает фильтрационные сопротивления и увеличивает фазовую проницаемость для нефти. На этом свойстве основан способ повышения продуктивности нефтяных скважин путем обработки прискважинной зоны кремнийорганическими соединениями. 2.2.2 Водоизоляционная композиция на основе этилсиликатов, синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция. Состав для водоизоляционных и ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах и способ их проведения основан на закачке в скважину (пласт) кремнийорганической жидкости с добавкой порошкообразной синтетической виноградной кислоты (СВК) и хлорида кальция (А.С. СССР №1391215). Синтетическая виноградная кислота и этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16) в химическое взаимодействие не вступают. Этилсиликат является как бы носителем синтетической виноградной кислоты в зону изоляции, (негерметичности эксплуатационной колонны, заколонных перетоков). При встрече в этих зонах водного раствора хлорида кальция и синтетической виноградной кислоты последняя вступает в реакцию с раствором хлорида кальция, в результате которой образуется соляная кислота по уравнению: Соляная кислота катализирует реакцию поликонденсации этилсиликата (ЭТС-40, ЭТС-16), а выпадающий осадок виннокислого кальция является наполнителем. Образующийся полимер закупоривает поры водонасыщенной породы (зоны негерметичности эксплуатационной колонны, зоны заколонной циркуляции). Технология проведения ремонтных работ на скважинах заключается в следующем. Скважину, в которую через негерметичную эксплуатационную колонну поступает пластовая вода, останавливают. Через насосно-компрессорные трубы (НКТ) производят промывку зоны негерметичности пресной водой до полного удаления пластовой воды из ствола скважины. Затем проводят закачку изоляционной композиции в следующей последовательности и объемах: 1) 9-13% водный раствор хлорида кальция - 1 м3; 2) разделительная жидкость (дизтопливо) - 0,1 м3; 3) смесь этилсиликата с порошкообразной синтетической виноградной кислотой (на 1м3 этилсиликата берется 120-180 кг СВК) - 1,0 м3; 4) разделительная жидкость (дизельное топливо) - 0,1 м3; 5) продавочная жидкость (техническая вода) - в объеме НКТ. Композиция доводится до интервала негерметичности. Закрывают затрубное пространство и продавливают изоляционный материал за эксплуатационную колонну. Скважину выдерживают на реакции в течение 12 - 24 час. При необходимости закачку композиции повторяют. Технология проведения работ по ликвидации заколонных циркуляций и изоляции интервалов поступления пластовых вод осуществляется следующим образом. Скважину, в которую через перфорированную эксплуатационную колонну поступает вода из ниже- или вышележащих водоносных горизонтов (или из вскрытого перфорацией пласта), останавливают. Через НКТ, опущенные до зоны изоляции, производят промывку пресной водой до полного удаления пластовой воды из ствола скважины. Затем проводят закачивание изоляционной композиции по вышеприведенной схеме. Композиция доводится до интервала перфорации. Закрывают затрубное пространство и продавливают изоляционный материал через перфорационные отверстия за эксплуатационную колонну или в пласт. Скважину выдерживают на реакции не менее 12 час. 2.2.3 Водоизоляционный состав на основе этилсиликатов и гидразина (гидроксиламина) солянокислых. Состав селективного действия содержит этилсиликаты (ЭТС-40; 16; 32) и гидразин (N2H4?2HCl) или гидроксиламин (NH2OH?HCl) солянокислые. Последние используются в качестве катализатора реакции гидролитической поликонденсации при взаимодействии этилсиликата с пластовой водой для образования материала, закупоривающего поровое пространство коллекторов. Гидразин и гидроксиламин солянокислые в химическое взаимодействие с этилсиликатами не вступают. Последние являются «носителями» гидразина или гидроксиламина в зону изоляции. При встрече с пластовой водой гидразин и гидроксиламин растворяются в воде с образованием соляной кислоты, которая катализирует реакцию гидролитической поликонденсации этилсиликатов. Образующийся гелеобразный полимер закупоривает поры пород. При попадании в нефтенасыщенную зону пласта соляная кислота не образуется, и, следовательно, нет условий для протекания реакции гидролитической поликонденсации с образованием полимера, закупоривающего поры пород-коллекторов. 2.2.4 Водоизолирующая композиция для временного ограничения водопритоков на основе тяжелой смолы пиролиза. Водоизолирующий состав селективного действия на основе тяжелой смолы пиролиза (ТСП или «зеленого масла») обладает достаточно высокой активностью. ТСП - это фракция, выкипающая в пределах температур от 180-1900С до 350-3600С, является продуктом пиролиза газов, бензинов, газойлей. Тяжелая смола пиролиза состоит из конденсированных -би, - три, - тетрациклических ароматических углеводородов и содержит до 20% высокоароматизированных смол и асфальтенов. Смолы и асфальтены, содержащиеся в ТСП, не являются аналогами нефтяных смол и асфальтенов, а представляют по составу ароматические углеводороды. В заместителях ароматических структур в значительном количестве содержатся алкеновые связи, что определяет высокую реакционную способность компонентов. Внешне представляют собой однородную текучую жидкость темно-зеленого цвета. Средняя плотность 1040-1080 кг/м3. Реагент имеет низкую температуру замерзания (-450С). Является отходом нефтехимической промылленности и используется в основном как сырье для производства сажи. Хорошо растворяется в нефти, но благодаря адсорбции смол, асфальтенов и тяжелых ароматических углеводородов гидрофобизирует поры коллектора, уменьшает фильтрационные сопротивления и увеличивает фазовую проницаемость по нефти. Низкая температура застывания (-30?450С) тяжелой смолы обеспечивает технологичность ее применения в условиях Западной Сибири, поскольку она сохраняет свои свойства и не требует подогрева даже при низких отрицательных температурах. Для улучшения водоизолирующих свойств состава на основе ТСП при обработке высокопроницаемых кернов (газопроницаемость 300х10-3 мкм2) в него вводится окисленный битум. Высокоокисленный битум представляет собой продукт окислительной дегидрополиконденсации гудронов (ТУ-38 20184-80). Эффект гидрофобизации внутрипоровой поверхности коллектора в прискважинной зоне пласта достигается за счет увеличения вязкостно-упругих свойств состава на основе ТСП и битума. Технология проведения водоизоляционных работ тяжелой смолой пиролиза сводится к следующему. При получении притока нефти с пластовой водой скважину останавливают, промывают технической водой. Прямой промывкой при открытой затрубной задвижке ТСП доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и ТСП продавливают в пласт. Через 4 часа скважину осваивают. Количество «зеленого масла» берется из расчета 1 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта. Технология проведения водоизоляционных работ составом на основе ТСП с битумом сводится к следующему. При получении притока нефти с водой скважину останавливают и промывают технической водой. Состав готовят с помощью цементировочного агрегата и емкости. В приемную емкость засыпают необходимую массу высокоокисленного битума и заливают расчетный объем тяжелей смолы пиролиза в соответствии с подобранной рецептурой. Затем создают круговую циркуляцию через мерную емкость ЦА. Состав перемешивают в течение 15-20 мин., доводят до башмака НКТ и закачивают под давлением в изолируемый объект в количестве 1-3 м3 на каждый метр обрабатываемой эффективной толщины пласта. Продавочной жидкостью служит вода. Через 3 - 4 часа скважину осваивают. 2.2.5 Водоизолирующая композиция на основе таллового масла. Механизм проявления водоизолирующих свойств при воздействии таллового масла на водонасыщенные породы одинаков с воздействием тяжелой смолой пиролиза. Снижение относительной проницаемости по пластовой воде после обработки водонасыщенных образцов талловым маслом происходит вследствие создания высоковязкой эмульсии в порах породы. При этом внутрипоровая поверхность породы гидрофобизуется, благодаря наличию в талловом масле жирных кислот. Для усиления эффекта изоляции в состав вводится наполнитель в количестве 5-10%. В качестве наполнителя можно использовать диспор, асбест, опилки и др. 2.2.6 Водоизолирующий состав на основе отходов тетракарбоновых кислот. Смолообразные отходы производства тетракарбоновых кислот по внешнему виду предоставляют собой густую тягучую массу темно-коричневого цвета. Условная вязкость 1,36 у.г. ВУ при t = 800С, механических примесей 0,04%, температура вспышки 1040С. По составу это 2, 3, 31, 41 - тетраметилбензофенон и 3, 4, 31, 41 - тетраметилбензофенон. Это смолистые вещества, имеющие три, четыре конденсированных кольца. При проверке на растворимость получены следующие результаты: хорошо растворяются в дизтопливе при комнатной температуре; в воде растворяются незначительно. При температуре 80-900С отходы переходят в малоподвижную жидкость. Отходы производства тетракарбоновых кислот используются для проведения временной селективной изоляции пластовых вод. Технология проведения работ на скважинах сводится к закачке в интервал перфорации и продавке состава в пласт с выдержкой в пласте под давлением в течение 4-х часов. Затем скважина осваивается, и проводится испытание объекта. 2.2.7 Водоизоляционный состав на основе унифлока. Среди разрабатываемых в настоящее время гелеобразных композиций для выравнивания профиля приемистости заслуживают внимания составы на основе полиакриламидов (ПАА) и полиакрилатов. Унифлок - аналог гипана и других полиакрилатов. Представляет собой порошок желтовато-кремового цвета, хорошо растворим в воде, насыпная плотность 1000-1200 кг/м3, массовая доля воды не более 10%; рН 5% водного раствора 11,7. Свойства унифлока нормируются ТУ-6-00-0203843-24-90. Технология применения сводится к закачке в зону перфорации 1% (вес) раствора унифлока, затем 10% (вес) раствора СаСl2 в объемном соотношении 1:1, с последующей продавкой композиции в пласт. В пласте раствор выдерживается под давлением в течение 6-8 час, после чего скважина осваивается и проводится испытание объекта. Состав на основе унифлока может содержать в качестве гелеобразователя 10% водный раствор медного купороса (CuSO4), и дополнительно в состав может входить кремнийорганическая жидкость - этилсиликат (ЭТС-32). 2.2.8 Водоизоляционный состав на основе жидкого стекла. Как было отмечено выше, из методов второй группы, основанных на использовании неорганических водоизолирующих реагентов, находят применение силикаты щелочных металлов. Особенностью силикатов щелочных металлов является их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов и другими коагулирующими агентами и образовывать гелеобразные системы или твердый тампонирующий материал. Составы на основе жидкого стекла можно применять в коллекторах любой, в том числе и низкой проницаемости, поскольку последние закачиваются в пласт в виде маловязких растворов, а образование тампонирующего материала происходит непосредственно в пласте. В условиях высоких температур для проведения водоизоляционных работ целесообразно использовать жидкое стекло, как наиболее легко фильтрующийся материал. При давлениях 0,1 - 3 МПа оно в течение длительного времени сохраняет свои свойства при температурах до 2000С. При таких условиях жидкое стекло практически не вступает в химическое взаимодействие с породами пласта, однако обладает хорошей адгезией к ним. Жидкое стекло (силикат натрия Na2SiO3NH2O) получают из силикат-глыбы обработкой паром в автоклавах, которое является неорганическим полимером. Модуль жидкого стекла (величина отношения - SiO2:Na2O) регулируется щелочью и не превышает 2,8-3,0; концентрация водорастворимых силикатов - 50%, плотность 1280-1400 кг/м3. На практике жидкое стекло применяется в качестве структурообразователя, крепящей добавки и ингибитора в буровых растворах, а также регулятора сроков схватывания тампонажных смесей. Нитрат аммония (NH4NO3) представляет собой бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде (50 г/100 г при t =100С), применяется при обработке пластов как ингибитор коррозии. Параформ (параформальдегид) - смесь полиоксиметилгликолей (СН2О)n, где (n = 8?10), представляет собой бесцветные кристаллы, которые содержат 91-98% формальдегида. Растворяются в холодной воде медленно, а в горячей - быстро, образуя растворы формальдегида. При взаимодействии нитрата аммония и параформа образуется азотная кислота, а при взаимодействии жидкого стекла с кислотой (при изменении рН среды) происходит образование закупоривающей массы. Второй компонент рекомендуемой композиции включает в себя жидкое стекло и спиртовый раствор хлорида кальция. Технология применения данной композиции сводится к закачке в зону перфорации 3% (вес) раствора CaCl2, затем жидкого стекла в объемном отношении 1:0,5. В пласте композиция выдерживается под давлением закачки в течение 24 час, после чего скважина осваивается и проводится испытание объекта. При разработке нефтяных залежей снижение обводненности добываемой продукции достигается за счет повышения гидродинамического сопротивления в зоне наибольшей проницаемости, при этом расширяется область воздействия закачиваемым реагентом, и происходит вовлечение в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков. 2.2.9 Составы для водогазоизоляционных работ на основе поливинилового спирта. Результаты исследований свойств различных композитных систем и динамических процессов, в которых они принимают участие, подтверждают возможность создания новых технологий в нефтепромысловой области. В качестве реализованных возможностей необходимо отметить разработанные составы и технологии изоляции водогазопритоков на основе полимеров [4]. Известно, что композитные системы, представленные растворами полимеров и специальных химических добавок, - реологически сложные среды, обладающие нелинейными вязкоупругопластичными свойствами, которым присущ неравновесный характер течения в трубах и пористых средах. Нами были проведены экспериментальные исследования по влиянию химических добавок в различных комбинациях на реологические и фильтрационные свойства композиции на основе полимеров. В качестве полимера был использован водный раствор поливинилового спирта (ПВС) с концентрацией 5-7,5 %(вес). Такая концентрация позволила получить составы, обладающие вязкоупругопластичными свойствами - синэргетическим эффектом. Использование синэргетического эффекта, проявляющегося в изменении напряжения сдвига системы при введении различных добавок (кислоты, кремнийорганические соединения и др.), позволяет изменять реологические, фильтрационные и технологические свойства композиции и дает возможность создать высокоэффективные составы и технологии для производства водогазоизоляционных работ при установке проницаемого экрана, ремонте эксплуатационных колонн и др. Известны следующие водоизолирующие составы на основе поливинилового спирта (ПВС): 1) ПВС + азотная кислота, причем азотная кислота получена из порошкообразных параформа (СН2О) и аммиачной селитры (NH4NO3); 2) ПВС + гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГКЖ). При взаимодействии ПВС с азотной кислотой и с ГКЖ образуется вязкоупругая закупоривающая поры породы масса. Технология работ на скважинах при использовании, например, последнего состава заключается в следующем. Скважину, в которую через перфорационные отверстия поступает из пласта нефть с водой, останавливают. После промывки скважины через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до середины интервала перфорации, прямой циркуляцией проводят закачку водоизоляционного состава в следующей последовательности и объемах: 1) смесь 5-7,5% (вес) водного раствора ПВС и ГКЖ-10 в объемном соотношении 1:1; 2) продавочная жидкость - в расчетном объеме. Водоизолирующий состав доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают водоизоляционный состав в пласт. По окончании продавки состава проводят обратную промывку с противодавлением 5-7 МПа в количестве 1,5-2 объемов НКТ. Скважину закрывают и выдерживают под давлением закачки для протекания реакции в течение 24 час. По истечении указанного срока скважину осваивают. В результате можно заключить, что применение ремонтно-водоизоляционной композиции на основе ПВС и ГКЖ необходимо рекомендовать для ремонта эксплуатационных колонн и ликвидации перетоков. Состав рекомендуется применять и при ликвидации прорыва газа. В случае закачивания композиции в нефтенасыщенный пласт, необходимо предусмотреть при вторичном вскрытии типы перфораторов, способных разрушить образовавшийся в пласте резиноподобный материал. 2.2.10 Водогазоизолирующая композиция на основе кремнийорганических соединений и полимеров. Рассмотрим основные подходы, используемые для изоляции прорыва газа в нефтяные скважины. В большинстве методов предлагаемые технологии по предотвращению прорыва газа мало отличаются друг от друга и сводятся к созданию в зоне газонефтяного контакта изолирующего экрана, эффективность которого в первую очередь зависит от материала, используемого для его создания. В простейшем случае в качестве изолирующего материала может применяться вода. При этом возможны два варианта: получение газового гидрата в газовом пласте и создание водо-нефтяной эмульсии в зоне газо-нефтяного контакта. По аналогии с последним способом изолирующий экран может быть создан путем закачки в газовую часть пласта нефти, водного раствора ПВС либо углеводородного конденсата и водного раствора ПАВ; возможно также использование для этой цели пенообразующих технологий. Для предотвращения прорыва газа в скважины разработаны также специальные изолирующие составы, предусматривающие применение при создании газоизолирующего экрана асфальтосмолистых веществ и нефтерастворимых полимеров. Используются и различные варианты полимерных тампонажных материалов, некоторые из которых, например, алкилрезорциновая, эпоксидная и фенолформальдегидная смолы, могут быть использованы для изоляции газопритоков, однако материалы очень дороги. В промысловой практике широкое применение нашли вязкоупругие и гелеобразующие составы, представляющие собой смесь водных растворов полиакриламида, гексарезорциновой смолы и формалина, взятых в определенных пропорциях, после реагирования компонентов которых состав превращается в упругую гелеобразную массу, образуя несдвигаемый непроницаемый экран. При создании изолирующего экрана на основе гелеобразующих составов, как правило, используют водорастворимые полимеры типа ПАА и КМЦ, бихроматы одновалентных металлов и восстановитель. Протекающая внутри системы реакция «сшивки» полимера приводит к образованию геля, непроницаемого для газа. Кроме указанных методов создания изолирующих экранов, для предотвращения прорывов газа существует ряд более сложных технических решений, предлагающих проведение процедуры гидроразрыва пласта с последующим введением в трещину пластических материалов либо нефтепродуктов с большой молекулярной массой [4,5,6]. Следует отметить, что применимость большинства из указанных способов газоизоляции ограничена их недостаточной эффективностью либо высокой стоимостью работ. В значительной степени этих недостатков лишена технология, использующая гелеобразующие составы. Однако в традиционном варианте и этот подход не всегда эффективен. Это связано, во-первых, с тем, что в при высоких внутрипластовых депрессиях на границе «газ-нефть» механическая прочность геля может оказаться недостаточной, и это приведет к прорыву газа; во-вторых, низкая адгезия геля к породе может сделать его излишне подвижным, что также может привести к прорыву газа; в-третьих, традиционные составы не могут быть использованы для высокотемпературных скважин по причине быстрого старения (синерезиса) геля. Решение этих трех проблем, а именно: повышение механической прочности геля, увеличение его адгезии к горным породам и повышение температуры синерезиса - возможно за счет внутреннего структурирования геля кремнийорганическими полимерами. Выбор кремнийорганических соединений (КОС) для модифицирования свойств гелеобразующих составов обусловлен следующими причинами. В результате реакций гидролиза и полимеризации кремнийорганического соединения, например этилсиликата, образуются различные моно-, дву- и трехмерные кремнийсодержащие полимеры, которые могут выполнять функцию структурообразователя геля, то есть «армировать» его и тем самым изменять его механические свойства . Дальнейшее протекание этих реакций способствует образованию разветвленных полимеров, занимающих весь реакционный объем. Используемые в нефтепромысловой практике кремнийорганические соединения обладают высокой адгезией к горным породам. С учетом этого можно предположить, что введение КОС в объем геля позволит более прочно связать его с породой и снизить подвижность в поровом пространстве. Известно, что введение разного рода наполнителей в полимерсодержащие системы может существенно повысить их термостабильность. Трехмерная сетка неорганического кремнийсодержащего полимера должна выполнять в объеме геля функцию такого наполнителя. Кроме того, гидрофильные свойства полимера будут способствовать снижению водоотдачи из объема геля и, как следствие, повышать его термостабильность и препятствовать проявлению синерезиса (старение геля с выделением растворителя). Следует отметить, что выделяющиеся при гидролизе КОС органические соединения (например, этиловый спирт) могут выступать в роли восстановителей для бихроматов металлов и тем самым способствовать образованию ионов Сr+3, ответственных за гелеобразование в растворах полимеров. Для приготовления гелеобразующих составов, модифицированных кремнийорганическими соединениями, могут быть использованы следующие реагенты: - водорастворимые полимеры: полиакриламиды (ПАА) марок Dk-Drill, DKS, Sapan и др., карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) марок КМЦ-600, КМЦ-700; - кремнийорганические соединения этилсиликат-32, этилсиликат-40 (ГОСТ 26371-84), этилсиликатконденсат (ТУ 6-02-02-67-66), алкилсиликонаты натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11) и другие; - бихроматы натрия, калия, аммония (ГОСТ 2652-78) и ряд восстановителей, таких, как сульфит натрия, бисульфит натрия, КССБ и др. Проведенный анализ и исследования доказывают возможность использования этих водоизолирующих составов в нефтепромысловой практике. 2.2.11 Водоизолирующая композиция на основе полимера ВПК-402. На базе водорастворимого катионного полимера (ВПК-402), этилсиликата (ЭТС-32) и медного купороса (CuSO4?5H2O) рекомендуется водогазоизоляционная композиция, в основе которой лежит образование закупоривающего материала путем взаимодействия ВПК с раствором этилсиликата, выполняющего роль структурообразователя и с CuSO4?5H2O, способствующего сшивке и изменению механических свойств геля. Например, при взаимодействии водного раствора ПАА с песчаником происходит гидролиз амидных групп с образованием полиакриловой кислоты. Присутствие ПАА в жидких растворах и гетеросистемах полимерно-глинистых суспензий существенно меняет свойства этих систем с приобретением новых - смазочных, удерживающих, изолирующих, ингибирующих. Деформация связей в молекулах полимеров приводит к гидролизу амидных групп и активации двойной связи, чем и объясняется процесс сшивки, например, в системе «полимер-порода». Была изучена закупоривающая способность состава на основе ВПК-402, ЭТС-32 и CuSO4?5H2O. Характеристика реагентов: - ВПК-402 - водорастворимый полимер катионный, высокомолекулярный полиэлектролит. Свойства нормируются ТУ-6-05-2009-86; - ЭТС-32 - этилсиликат, кремнийорганическая жидкость от светло- до темно-коричневого цвета, плотностью до 1100 кг/м3, невзрыво- и пожароопасна. Замерзает при t = -450С; - CuSO4?5H2O - медный купорос, кристаллы ярко-синего цвета, растворимые в воде. 2.2.12 Водогазоизолирующие гелеобразующие составы на основе кислоторастворимых алюмосиликатов.Совместно с сотрудниками НИИ «Нефтеотдача» АНРБ разработаны гелеобразующие составы на основе алюмосиликатов, содержащихся в полупродуктах и отходах нефтехимических производств. Активные компоненты ГОС имеют следующий состав: ВМР-5 – пастообразная масса серо-молочного цвета, в сухом виде – белый порошок. Сухого вещества – 50-60%. Состав основных компонентов: Al2O3 – 29,4%, SiO2 – 43,1%, MgO – 3,3%, CaO – 7,9%, Na2O – 10,9%, K2O – 2,8%. МР-6 – мелкий серый порошок. Состав основных компонентов: Al2O3 – 60%, SiO2 – 30%, CaO – 32%. Концентрат нефелиновый – мелкий серый порошок. Состав основных компонентов: Al2O3 – 28,5%, SiO2 – 42,8%, Na2O – 12,1%, CaO – 2,3%, K2O – 7,5%. Указанные алюмосиликаты относятся к доступным, достаточно дешевым реагентам, легко растворяются в соляной кислоте с образованием устойчивости гелей. Способность к гелеобразованию определяется содержанием оксидов кремния и алюминия, которые при растворении в соляной кислоте образуют композиции, способные взаимно коагулироваться, образуя гели, состоящие из аморфных положительно заряженных оксидов алюминия и отрицательно заряженных поликремниевых кислот, расположенных в определенных соотношениях. Реакция образования «золь-гель» фракции происходит путем взаимодействия нефелина и раствора соляной кислоты, в результате которой образуются колоидные частицы кремнезема и гидроксида алюминия: Полученная мицелла содержит положительно заряженный золь гидроксида алюминия и отрицательно заряженный золь кремнезема. С ростом концентрации раствора первичные частицы конденсируются вместе в открытую и непрерывную, распространяющуюся по всей среде структуру, образующую гель. Комплекс экспериментальных исследований позволил определить оптимальные концентрации для ВМР-5 7,5/7,5-8/8 масс.% при пластовых температурах 220С и 770С позволил определить изолирующие свойства указанных систем, а именно: практически полное отсутствие фильтрации при закачке в модели 2-3 объема пор гелеобразующей композиции на основе нефелина, а также существенное снижение проницаемости пористых сред (с 1,92 до 0,047 мкм2) при закачке 0,4-0,7 объема пор составов на основе ВМР-5. Данные исследования позволили рекомендовать в качестве водогазоизолирующих композиций гелевые составы на основе ВМР-5/HCl с оптимальными концентрациями, равными 7,5/7,5-8/8 масс.%. 2.2.13 Водоизолирующий состав на основе биополимера. Применение полимеров для целей водоизоляции известно давно (США, Башкирия). На Южно-Арланском месторождении была выполнена разовая закачка биополимера с минеральной и синтетической кислотой (H2SO4, СЖК). Применительно к пластовым водам некоторых месторождений Западной Сибири была произведена экспериментальная проверка работоспособности состава на основе симусана. Симусан - продукт жизнедеятельности культуры бактерий Acineto bacter sp. -вязкая или желеобразная дисперсная система светло-кремового цвета со слабым специфическим запахом. Динамическая вязкость не менее 0,90 Пас, общая концентрация углеводов не менее 3,50 г/дм3, концентрация полисахаридов не менее 5,00 г/дм3, рН водного раствора препарата в диапазоне 8,0-8,5. Для увеличения срока хранения в суспензию симусана вводят стабилизатор - формалин в количестве 0,1% (об.). В качестве стабилизатора используют фенол - 0,005% (вес); толуол 0,15% (об.); карбацид 0,3% (об.). Препарат малотоксичен для теплокровных животных и человека, относится к 4 классу опасности. ПДК по формалину 0,5 мг/м3 в воздухе. Препарат взрывопожаробезопасен. Во внешней среде и в сточных водах токсичных вредных веществ не образует. Биополимеры имеют ряд преимуществ перед применяемыми с целью изоляции пластовых вод водорастворимыми синтетическими полимерами- полиакриламидами (ПАА). Они в значительно меньшей степени, чем ПАА, подвержены различным видам деструкции (окислительной, температурной, механической, биологической), они менее чувствительны к изменению рН. Кроме того, биополимеры применяются в концентрациях значительно меньших, чем ПАА. В водных растворах при определенных примечаниях рН при взаимодействии с другими веществами биополимер способен образовывать прочные «надмолекулярные» структуры либо закупоривающий «сшитый» полимерный материал.
2.3. Анализ и обоснование выбора технологий ограничения водогазопритоков в скважины
Решение проблемы разработки, технологий ограничения водогазопритоков предполагает наличие дифференцированной информации о водогазопритоках в нефтяные скважины с учетом строения залежи по высоте и знания динамики состояния околоскважинных изменений при прорыве подошвенных или краевых вод по конусу, газа из газовой шапки и др. Динамический характер околоскважинных изменений природных физических свойств пласта и насыщающих его флюидов и влияния на эти изменения большого числа как геологических, так и технологических факторов предопределяет необходимость разработки комплексного подхода к проблеме, заключающегося в выявлении общих закономерностей процессов самоорганизации в открытых системах, логично приводящих к возникновению в них новых структур, даже если первые находились в существенно неравновесных условиях. Научной основой использования различных видов информации для обоснования технологий ограничения водогазопритоков и увеличения притоков нефти должна служить информационно-технологическая геодинамика прискважинной и удаленной зон пласта как самостоятельное направление нефтепромысловой науки, изучающей технологические процессы самоорганизации и изменения физических и гидродинамических свойств пласта с технологическими характеристиками флюидоизвлечения. Разработка этого направления является достаточно сложной задачей. Для ее решения необходимо получение дополнительной информации о процессах и явлениях, происходящих в прискважинной и удаленной зонах пласта, выявление причин и механизмов, влияющих на продуктивность скважин по нефти. Поэтому необходимо, в частности, дальнейшее развитие технологий ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины вести в комплексе с другими исследованиями. Эффективность технологий ограничения водогазопритоков и повышение продуктивности скважин по нефти определяется тем, насколько выбранный механизм их реализации соответствует механизму возникновения водогазопроявлений (рис. 2.1). Выполняемые в этой области исследования должны проводиться с использованием крупномасштабных моделей, принятых при разведке и проектировании разработки месторождений, а при экспериментальных исследованиях необходимо соблюдать критерии динамического подобия в условиях, адекватных пластовым. Главным критерием успешного ведения разведочных работ на нефть и дальнейшей эксплуатации месторождений является обеспечение качественного испытания объектов и получение достоверной геолого-промысловой информации о характере насыщения, продуктивной характеристике пластов, гидродинамических и других параметрах, необходимых для подсчета запасов и составления проекта разработки. 2.3.1 Ликвидация водопроявлений гидрофобизацией порового пространства коллектора. При удовлетворительной приемистости пласта и устьевых давлениях нагнетания, допустимых для данной эксплуатационной колонны, башмак НКТ спустить до глубины 1-2 м ниже подошвы интервала перфорации, установить фонтанную арматуру, подсоединить цементировочный агрегат, нагнетательную линию с обратным клапаном, восстановить циркуляцию. В НКТ при открытой затрубной задвижке последовательно закачать следующие составы: - 10% раствор ЭТС-40 (16) в дизельном топливе (гидрофобизатор) в объеме 1-2 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта; - дизельное топливо (разделительный буфер) - 0,1 - 0,2 м3; - ЭТС-40 (16) или модификатор 113 - 63 (65) в объеме 0,4 - 0,6 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта; - ГКЖ-10 (11) в объеме 0,10 - 0,15 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта; - дизельное топливо в объеме 0,1 - 0,2 м3; - продавочную жидкость. При подходе первой порции гидрофобизатора к верхним отверстиям интервала перфорации в затрубном пространстве: - закрыть затрубную задвижку; - на пониженной передаче агрегата ЦА, во избежание гидравлического разрыва пласта, начать продавку рабочей жидкости в пласт. При увеличении устьевого давления выше допустимого для колонны предела продавку вести импульсами, возобновляя каждый раз работы после понижения устьевого давления на некоторую величину; - после продавки растворов реагентов в пласт произвести обратную промывку в 2 - 3 - кратном объеме НКТ с противодавлением 0,5 - 0,7 МПа при отсутствии поглощения пластом; - закрыть устьевые задвижки, оставить скважину под давлением на 12-16 часов на полимеризацию, после чего продолжить работы на объекте по утвержденному плану. При низкой приемистости пласта, росте устьевых давлений выше допустимого предела необходимо дополнительно поднять НКТ, оборудовать НКТ пакером из расчета его установки в скважине за 5 - 6 м над интервалом перфорации. Перед нагнетанием рабочей жидкости в пласт запакеровать затрубное пространство, а перед обратной промывкой (после продавки реагентов в пласт) снять пакер, НКТ установить на подвесной фланец. Технология ликвидации водопроявлений диффузных слоев с применением тяжелой смелы пиролиза или таллового масла аналогична вышеописанной. 2.3.2 Установка непроницаемого экрана в зоне водонефтяного контакта до начала испытания. Одним из эффективных способов борьбы с обводнением скважин из-за подтягивания конуса подошвенных вод является создание водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта. Искусственные водонепроницаемые экраны перед началом испы- Рис. 2.1. Схема обоснования и выбора методов ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины тания устанавливаются в однородных по проницаемости пластах, вскрывших водонефтяной контакт, гипсометрическое положение которого оценивается по результатам предшествующих опробований на приток в других скважинах и уточняется по керну и каротажу непосредственно в каждой конкретной исследуемой скважине. Подобные работы проводятся с целью предупреждения прорыва подошвенных вод вследствие конусообразования и предупреждения возможной потери или искажения достоверной информации о характере насыщения при последующем опробовании только нефтенасыщенной части пласта. Для гарантированной эффективности изоляционных работ требуемая протяженность радиуса экрана, устанавливаемого на плоскости водонефтяного контакта, определяется из условия, что частная производная депрессии по радиусу депрессионной воронки при фильтрации нефти и отсутствии движения воды на внешнем контуре экрана, как это следует из гравитационного разделения флюидов, не должна превышать величины, определяемой по формуле: (2.1) где ?в - плотность пластовой воды. Для определения частной производной в формуле (2.1) сначала рассчитывается величина депрессии ?Р(r) по радиусу депрессионной воронки (по данным об установившихся режимах фильтрации) по формуле: , (2.2) где r -задаваемые по депрессионной воронке расчетные радиусы точек; Rк, rc – радиусы, соответственно контура питания и скважины; ?Рс - установившаяся забойная депрессия на стенке скважины при ее работе с постоянным проектным дебитом Qо. В свою очередь по формуле Дюпюи , (2.3) где в - объемный коэффициент пластового флюида; Qo - проектируемый установившийся дебит скважины, м3/сут, обычно превышающий минимальный уровень дебита (примерно 5 м3/сут для месторождений Западной Сибири), достаточного для рентабельной эксплуатации скважины; ? - коэффициент гидропроводности пласта, определенный по результатам исследования на неустановившихся режимах фильтрации при определении приемистости скважины, мкм2/см/мПа с. Радиус контура питания оценивается по формуле , (2.4) где t - проектируемое время работы скважины на режиме; ? - коэффициент пьезопроводности в см2/с, определяемый по резуль- татам обработки кривой падения давления или по формуле: (2.5) Проводимость пласта к /? = ? / h определяется по результатам обработки кривой падения давления, мкм2/мПа с; h -эффективная толщина интервала перфорации, см, ?ж - упругоемкость жидкости нагнетания - для водного раствора хлорида кальция ?ж = 4,5 10-4 1/МПа; ?с - упругоемкость породы-коллектора [при пористости пласта m = 0,15 - 0,20 ?с =(0,85-1,05) 10-4 1/МПа;] m -пористость пласта в долях единиц по лабораторным анализам образцов керна или по данным каротажа. Рассчитав величину ?Р(r) по (2.2), частную производную определяют графическим дифференцированием кривой депрессионной воронки. Для этого через равные промежутки ?r берут с графика соответствующее им значения ?P1, ?P2 ? ?Pn-1, ?Pn, ?Pn+1 и частную производную определяют по уравнению: . (2.6) Далее интерполяционным путем подбирают такую протяженность радиуса, на внешней границе которого будет выполняться условие (2.1), что и будет отвечать требуемой протяженности радиуса искусственного водоизоляционного экрана. Пример. По результатам исследования скважины методом кривой падения давления на забое получены следующие параметры пласта: ? = 100 мкм2см/мПа с; ? =4000 см2/с при радиусе скважины rc=10 см и объемном коэффициенте пластового флюида в =1,12. Решение: Определим по (2.4) величину радиуса контура питания для времени работы скважины, равной 24 час: м/с Максимальный дебит скважины при ее эксплуатации примем равным 10 м3/сут. Тогда, согласно (2.3), получаем: кгс/см2 Результаты расчета депрессионной воронки по (2.2) и значения частной производной для этих условий приведены в таблице 2.3. Таблица 2.3 Радиус, r, см ln r/rc ?P(r) dP/dr, кгс/см3 0 - - 1,660 - 50 1,61 0,330 1,330 0,00453 100 2,30 0,453 1,207 0,00226 150 2,70 0,556 1,104 0,00163 200 2,99 0,616 1,044 0,00104 250 3,21 0,660 1,000 0,00088 Используя данные табл. 2.3, можно показать, что при плотности пластовой воды 1,02 10-3 кг/см3 условие (2.1) осуществляется на радиусе 206 см, что будет соответствовать протяженности искусственного водоизоляционного экрана, способного предупредить подтягивание и прорыв подошвенной воды в нефтенасыщенную часть пласта для заданных выше отборах нефти из скважины при ее эксплуатации. Аналогичный расчет для дебита 20 м3/сут показывает, что протяженность искусственного водоизоляционного экрана составляет 412 см. К водоизолирующим материалам с различными физико-химическими свойствами и механизмом действия (образование водопроницаемого экрана) предъявляется требование надежного перекрытия путей притока воды в скважину. Осуществимость этого требования определяется соотношением между напряжениями в материале, возникающими при освоении и эксплуатации скважин, и его прочностными характеристиками. Решение задачи упругого равновесия водоизоляционного экрана показывает, что напряжения и их знак зависят не только от депрессии на пласт, но и от соотношения между модулями упругости тампонажного материала и скелета пласта, толщины газоизолированной части пласта и кривизны экрана. Наиболее часто в качестве изоляционного материала применяют цементные суспензии /7,8/. Образующийся тампонажный цементный камень имеет значения модуля Юнга (1,5?4)*1010 н/м2. Модуль Юнга песчаников изменяется в пределах (5?6,4)*1010 н/м2. При таком соотношении модулей упругости возможны условия, при которых в материале экрана возникнут растягивающие напряжения, превышающие его прочность. Это приведет к нарушению оплошности экрана и снижению эффективности изоляционных работ. Поэтому при создании водоизоляционных экранов целесообразно применять более эластичные, хотя и менее прочные, чем цементный камень, материалы. В материалах, модуль Юнга которых на один-два порядка меньше, чем у цементного камня, возникают лишь сжимающие напряжения, не превышающие действующий перепад давления. Такие материалы обладают хорошей фильтруемостью, равномерно заполняют паровое пространство вскрытой перфорацией толщины коллектора (1-2 м), а нагрузка будет восприниматься скелетом породы-коллектора. Находящийся в поровом пространстве материал испытывает преимущественно напряжения сдвига, регулируемые толщиной экрана. Водоизолирующие составы на основе модификаторов ГКЖ (А.С. № 1078036), этилсиликатов с СВК и СаСl2 (А.С. № 1391215), этилсиликатов с гидразином или гидроксиламином солянокислыми, поливинилового спирта с ГКЖ (патент РФ № 2032068) и др. удовлетворяют требованиям, предъявляемым к материалам селективного и неселективного действия для установки искусственных водонепроницаемых экранов. Интервал создания экрана выбирается по результатам геофизических и гидродинамических исследований и должен быть приурочен к малопроницаемым прослоям. Сложность выбора интервала создания экрана иногда обусловливается невозможностью однозначно выделить нефтенасыщенные и обводненные интервалы пласта, несмотря на значительный объем гидродинамических и геофизических исследований. Основы технологии установки водоизоляционного экрана заключаются в следующем: - вскрыть в зоне ВНК пласт толщиной 1-2 м кумулятивной перфорацией с плотностью 12-18 отверстий на погонный метр с обязательной привязкой интервала прострела по РК (ГК или НГК); - дренировать прискважинную зону интервала перфорации в режиме притока, промыть эксплуатационный забой до чистой воды, определить приемистость нагнетанием в пласт 3-5% (мас.) водного раствора хлорида кальция, по окончании нагнетания снять кривую падения забойного давления; - обработать кривую падения забойного давления, определить гидропроводность и пьезопроводность пласта, запроектировать режим эксплуатации скважины, рассчитать радиус экрана по вышеприведенной схеме; - установить необходимость применения пакерующего устройства; - рассчитать необходимый объем рабочих жидкостей по формуле V = ??m?h?[(rэ+0,1)2 - rc2], (2.7) где m -открытая пористость пласта; h – толщина экрана, которая по условиям ведения работ принимается равной 2 м; - произвести работы по п.1, затем закачать рабочий раствор на основе (ЭТС+СВК+СаСl2) или ПВС+ГКЖ согласно расчету по (2.7). 2.3.3 Изоляция пластовых вод в скважинах, вскрывших водо- и нефтенасыщенные пласты, оборудованных общим фильтром при отсутствии конусообразования. При получении устойчивого фонтанирующего притока нефти и пластовой воды с суммарным дебитом в несколько десятков м3/сут необходимо: - провести исследования методом установившихся отборов на 3-4 режимах, чтобы убедиться в постоянстве или строго соответственном изменении (только увеличении или только снижении) коэффициентов продуктивности по нефти и воде; - определить нефте- и водонасыщенные толщины пласта из соотношений , (2.8) где ? - коэффициент продуктивности; h - эффективная толщина; ? - вязкость пластового флюида для нефти с индексом «н» и воды с индексом «в»; Н -суммарная эффективная толщина вскрытого перфорацией пласта; - сравнить расчетные значения нефте- и водонасыщенных толщин с оценкой по ГИС при повторной интерпретации материалов каротажа. При удовлетворительном совпадении расчетов и оценок по ГИС водоизоляционные работы не производить, а объект закончить испытанием. При получении притока пластовой воды с небольшим содержанием нефти необходимо: - провести повторную интерпретацию материалов ГИС, выделить возможные нефте- и водонасыщенные толщины в интервале опробования; - определить работающую водонасыщенную толщину методами ГИС; - провести, если место поступления воды по замеру соответствует материалам ГИС и верхняя часть интервала опробования нефтенасыщена, в однородном пласте изоляционные работы по п.2 и в неоднородном пласте, при наличии естественного глинистого экрана между нефте- и водонасыщенной толщинами, - по п.1; - освоить скважину, а при отсутствии притока провести повторную перфорацию нефтенасыщенной части пласта с привязкой интервала прострела по РК. 2.3.4 Ликвидация конуса подошвенных вод. Если комплексом методов установлен прорыв конуса подошвенных вод в нефтенасыщенную часть небольшого по толщине однородного пласта, то для его ликвидации необходимо: - произвести предварительную изоляцию притока пластовой воды, по п.1 без закачки гидрофобизатора; - поднять НКТ, произвести кумулятивную перфорацию 1 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК с привязкой интервала перфорации по РК; - спустить НКТ на 2 - 3 м ниже интервала прострела, установить на глубине 500 м пусковую муфту, заменить промывочную жидкость в скважине на техническую воду, вызвать приток пластовой воды снижением уровня в колонне, ввести скважину в эрлифтную эксплуатацию до появления в продукции скважины нефти, после чего можно считать, что конус подошвенной воды в нефтенасыщенной части пласта разрушен; - заменить воду в колонне на промывочную жидкость, поднять НКТ, провести кумулятивную перфорацию 2 м пласта в интервале ВНК с привязкой интервала прострела по РК, спустить НКТ на прежнюю глубину пусковой муфты, заменить промывочную жидкость на техническую воду, провести разовое снижение уровня воды в колонне на максимально возможную глубину; - провести изоляционные работы по п.1 с учетом п.2; - испытать зону изоляции на герметичность снижением уровня воды в колонне на 1000 м от устья, а в случае притока пластовой воды повторить работы по по п.1 с учетом п.2; - при герметичной изоляции перейти на промывочную жидкость, поднять НКТ, произвести перфорацию нефтенасыщенной части пласта, начать испытание на приток с учетом оценок по п.2. Если комплексом методов установлен прорыв конуса подошвенной воды в нефтенасыщенную часть пласта при значительном удалении интервала перфорации над ВНК, то необходимо: - провести работы по п. 4 без предварительной изоляции притока пластовой воды, но с установкой пакера между интервалами опробования и вспомогательного участка прострела ниже ВНК. 2.3.5 Ликвидация межпластовых перетоков после вскрытия продуктивного пласта перфорацией. В обязательный комплекс ГИС входит проведение АКЦ после цементажа, однако в ряде случаев интерпретация результатов исследования недостаточно надежна, чем и объясняется возможность вскрытия пласта перфорацией при негерметичном цементном камне. Косвенным признаком поступления воды по негерметичному цементному камню является наличие в ней глинистых частиц, мелкого шлама, вынос на забой породы коллектора, которые могут быть обнаружены при отборе проб и обратной промывке (в забойной пачке). В таких случаях работу по изоляции пласта выполнять в следующей последовательности: - провести повторную интерпретацию материалов ГИС и оценить нефтенасыщенность интервала опробования; - установить интервал затрубной циркуляции по данным АКЦ при нормальном гидростатическом давлении и давлении 10 МПа на устье либо другими методами; - рассчитать объем зоны затрубной циркуляции и объем раствора реагентов для водоизоляционных работ по формуле: V=Fk?hk+0,5?hb, где Fk, hk – соответственно, площадь и высота кольцевого пространства, где отмечена заколонная циркуляция, м2 и м; hb - толщина водонасыщенного интервала, из которого поступает пластовая вода, м; 0,5 – расчетная величина расхода реагента на 1 м толщины водона- сыщенного пласта м3/м; - выполнить работы по п. 1 без закачки гидрофобизатора; - продолжить испытание по плану; при получении притока пластовой воды с нефтью повторить водоизоляционные работы в той же последовательности, а при отсутствии притока произвести повторную перфорацию нефтенасыщенного интервала, продолжить испытание по плану. 2.3.6 Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн. Известные способы ликвидации негерметичности колонны, включающие закачку различных изоляционных материалов под давлением, не обеспечивают достаточной надежности, особенно когда интервал негерметичности приурочен к участкам с интенсивно поглощающими коллекторами, не имеющими цементного кольца за колонной /7,8/. Данная технология предусматривает циклическую закачку цементного раствора с предварительной установкой отсекающего экрана из композиции, плотность которой близка к плотности пластовой воды. Установка экрана диктуется необходимостью предотвращения ухода цементного раствора по заколонному пространству выше или ниже места нарушения колонны. Цикличность закачек цементного раствора обусловлена неоднородностью пластов по проницаемости. От цикла к циклу изолируются все менее проницаемые участки пластов. При подготовительных работах по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны необходимо: - промыть скважину глинистым раствором соответствующей плотности в объеме не менее 2 циклов; установить над интервалом продуктивного пласта, если он вскрыт перфорацией, цементный мост высотой 5-6 м (или взрыв-пакер ВП-118). После ОЗЦ спуском НКТ проверить местонахождение моста, чтобы убедиться в его наличии. Поднять НКТ; низ НКТ оборудовать пакером и фильтром; спустить компоновку НКТ с пакером и фильтром в скважину, установить пакер над цементным мостом, испытать цементный мост на герметичность опрессовкой водой на давление 10-15 Мпа; поднять НКТ с пакером; - определить место негерметичности эксплутационной колонны; - спустить НКТ в скважину на 1-2- м выше места негерметичности колонны; установить подвесной фланец, фонтанную арматуру, отводы, подсоединить нагнетательную линию от цементировочного агрегата с обратным клапаном, заменить глинистый раствор на техническую воду до глубины подвески НКТ; - определить приемистость пласта через негерметичность колонны нагнетанием технической воды под давлением, не превышающим допустимое давление для данной колонны. Для установки отсекающего экрана необходимо: - восстановить циркуляцию и при отсутствии поглощений в НКТ закачать рабочую жидкость (объемом 10 м заколонного пространства) в интервале негерметичности в следующей последовательности: дизельное топливо 0,1-0,2 м3; модификатор 113-63 (65) или ЭТС-40(16); дизельное топливо 0,1-0,2 м3; ГКЖ-10(11), дизельное топливо 0,1-0,2 м3; промывочная жидкость; - при подходе первой порции дизтоплива к башмаку НКТ закрыть затрубную задвижку, продавить рабочую жидкость за колонну в интервале негерметичности. Продавку прекратить при подходе последней порции дизтоплива к интервалу (месту) негерметичности; - осуществить обратную промывку в объеме НКТ не менее 2 циклов с противодавлением на устье 5 - 7 МПа (при отсутствии заметных поглощений пластом); - герметизировать устье, скважину оставить под давлением на полимеризацию продолжительностью 12-16 час. Для ликвидации негерметичности колонны необходимо: - опрессовать колонну после установки отсекающего экрана и при наличии негерметичности определить приемистость нагнетанием воды в интервал негерметичности; - в случае если приемистость снизилась менее чем на порядок, работы по ликвидации негерметичности повторить с последующей опрессовкой колонны, при герметичности колонны продолжить испытание скважины по плану; - в случае если приемистость снизилась после установки отсекающего экрана, но остается все еще высокой, закачать через место негерметичности за колонну 1,0-1,2 м3 цементного раствора плотностью 1800-1850 кг/м3. В конце закачки произвести обратную промывку не менее 2 циклов объема НКТ, приподнять НКТ на 100 м, устье герметизировать, скважину оставить на ОЗЦ на 24 часа; - опрессовать колонну и при наличии заметной приемистости спустить НКТ до прежней глубины, закачать в НКТ и продавить за колонну через место негерметичности 0,5-0,6 м3 цементного раствора плотностью 1800-1850 кг/м3 из расчета оставления цементного стакана небольшой высоты в колонне, НКТ приподнять на 100 м; провести обратную промывку не менее 2 циклов объема НКТ, устье герметизировать; скважину оставить на ОЗЦ на 24 час.; - разбурить цементный стакан, опрессовать колонну и при ее герметичности продолжить испытание скважины по плану; - в случае если приемистость резко снизилась, но все еще имеет место, повторить работы по установке отсекающего экрана с последующей опрессовкой колонны. При ее герметичности продолжить испытание скважины по плану. Проведение водоизоляционных работ и ремонта эксплутационных колонн с помощью разработанных составов на основе синтетической виноградной кислоты, этилсиликата и хлорида кальция, поливинилового спирта и ГКЖ проводится по технологии, аналогичной вышеописанной для модификаторов и этилсиликатов с ГКЖ. Однако в связи с тем, что последние две композиции не обладают селективными свойствами, после проведения водоизоляционных работ (закачка композиций в пласт) необходимо произвести повторную перфорацию объекта. Основные технологические операции при производстве водоизоляционных работ с применением селективной композиции на основе этилсиликата и гидразина (или гидроксиламина) солянокислых аналогичны для модификаторов и этилсиликатов с ГКЖ и сводятся к следующему. Скважину, в которую через перфорационные отверстия поступает из пласта нефть с водой, останавливают. После промывки скважины технической водой в объеме 1,5 - 2 циклов, через НКТ, спущенные до середины интервала перфорации, прямой циркуляцией проводят закачку селективной водоизоляционной композиции в следующей последовательности и объемах: - разделительная жидкость (нефть или дизельное топливо) - 0,5 м3; - смесь этилсиликата с порошкообразным гидразином или гидроксиламином солянокислым (на 1 м3 этилсиликата берется 7,5 - 15,0 кг гидразина или гидроксиламина солянокислых) - 1 м3; - разделительная жидкость (нефть или дизельное топливо) - 0,5 м3; - продавочная жидкость (техническая вода) - в расчетном объеме. Композицию доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают водоизолирующий состав в пласт. По окончании операции производят обратную промывку скважины с противодавлением 5-7 МПа в количестве 1,5-2,0 объемов НКТ. Скважину закрывают и выдерживают под давлением для прохождения реакции гидролитической поликонденсации в течение 8-10 час. По истечении указанного срока скважину осваивают. При необходимости обработку повторяют. При реализации вышеприведенных технологий найдут применение и другие, разработанные совместно с другими фирмами и организациями составы и композиции для ограничения водогазопритоков в нефтяные и газовые скважины, основанные на использовании жидкого стекла, унифлока, симусана, модифицированных кремнийорганическими соединениями ПАА, фурфурилового спирта и других соединений. 2.3.7 Установка непроницаемого газоизоляционного экрана. В условиях отсутствия объективной информации о местоположении и толщине загазованного интервала в разрезе продуктивной толщи, вскрываемой скважиной, при установке газоизолирующего экрана могут быть получены отрицательные результаты. Неравномерное распределение газоизолирующей композиции по сечению загазованного интервала, газоизолирующая оторочка может получиться незамкнутой, иметь различную протяженность в различных направлениях, что обеспечивает короткий безгазовый период эксплуатации скважин. Закачивание тампонажных смесей необходимо вести в несколько стадий, при этом каждая последующая порция закачивается после отверждения предыдущей, что повышает возможность формирования газоизолирующего непроницаемого экрана по замкнутому периметру вокруг скважины. Закрепляя водоизолирующие композиции на основе элементоорганических соединений в прискважинной зоне пласта составом, имеющим более высокую адгезию к горной породе, можно увеличить безгазовый период эксплуатации скважин. Из исследований в области физики нефтяного и газового пласта известно, что при фильтрации дегазированной нефти через водонасыщенный образец породы скорость фильтрации уменьшается и проницаемость образца резко снижается за счет создания высоковязкой эмульсии в порах порды. Водонефтяные эмульсии (ВНЭ) являются неньютоновскими жидкостями, и их вязкость зависит от величины напряжения сдвига. При достижении предельного напряжения сдвига структура эмульсии разрушается, и вязкость эмульсии уже не зависит от напряжения сдвига. Чем выше напряжение сдвига ВНЭ, тем выше ее изолирующие свойства. Чтобы рассчитать необходимое количество воды (водного раствора ПАВ) для создания газоизолирующего экрана радиуса (R) на линии ГНК, необходимо количественно оценить распределение потока в нефтенасыщенную и газонасыщенную зоны. Результаты исследований свидетельствуют о том, что вода преимущественно фильтруется в газонасыщенную зону и в 5-45 раз (по объему) может превышать фильтрацию в нефтенасыщенные породы в зависимости от исходных фильтрационных характеристик газо- и нефтенасыщенной частей пласта. Для создания газоизолирующего экрана на первой стадии (цикле) закачивается водный раствор ПАВ, и экран формируется за счет образования ВНЭ на газонефтяном контакте. Второй этап (цикл) формирования экрана осуществляется за счет закачивания композиций на основе элементоорганических соединений (модификатор+ГКЖ, ЭТС+СВК+СаCl2), или полимерных реагентов (ПВС+ГКЖ), или неорганических полимеров (жидкое стекло). Для закрепления газоизолирующих компонентов в пласте на третьей стадии в пласт закачивается состав на основе элементоорганических соединений ПВС+ГКЖ или цементного раствора. Если на второй стадии в пласт закачивалась композиция на основе ПВС, то в силу высоких адгезионных характеристик композиции цементный раствор не заканчивается. Экран, представленный ВНЭ, обладает высоким градиентом сдвига, который достаточен для того, чтобы препятствовать прорыву газа в нефтяную залежь на участке залежи с малыми депрессиями относительно оси скважины. Радиус экрана достигает 40 м. При приближении к скважине и увеличении депрессии газоизолирующий экран должен обладать необходимой прочностью, для чего вслед за ВНЭ в пласт закачивают газоизолирующие композиции на основе элементоорганических соединений или неорганических полимеров (в высокотемпературных скважинах). Экран должен выдерживать высокие перепады давления (10 МПа и более) и препятствовать прорыву газа. Радиус экрана до 10 м. Закрепляющий состав препятствует выносу из пласта газоизолирующих материалов при эксплуатации нефтяных скважин. Радиус закачки 1-2 м. Разработанная схема последовательной (циклической) закачки газоизолирующих составов и технология изоляции газопритоков рекомендуются к применению на нефтегазовых месторождениях, где загазовывание нефтедобывающих скважин происходит при прорыве газа из газовых конусов и при латеральной фильтрации газа. При осуществлении работ по ограничению газопритоков в нефтяные скважины используется стандартное оборудование (ЦА-320, автоцистерны, ППУ и др.). Из нестандартного оборудования - пакера (при плохой приемистости пластов или зоны изоляции). Подготовительные мероприятия перед проведением РИР следующие: - геолого-геофизические исследования с целью определения технического состояния колонны и определения места и по возможности источника поступления газа в скважину; - спуск НКТ в скважину с установкой башмака над верхними отверстиями интервала перфорации (в случае плохой приемистости предусмотреть спуск НКТ с пакером); - определение приемистости пласта по воде (или раствору СаСl2) не менее чем на 3-х режимах. Перед закачиванием изолирующего состава через спецотверстия осуществляется дополнительная перфорация газонасыщенной части пласта (выше ГНК на 1-3- м), а также нефтенасыщенной части, расположенной ниже ГНК и ранее не вскрытой перфорацией. После подготовительных работ необходимо осуществить закачивание водного раствора ПАВ или ТСП (ТСП образует очень стойкую эмульсию) на уровне ВНК. Затем на устье готовят газоизолирующую композицию из ЭТС+СВК+СаСl2 или ПВС+ГКЖ. Водный раствор ПАВ закачивают из расчета 50-100 м3 на 1 м газонасыщенной толщины пласта. Количество изолирующей композиции (м3) определяют, исходя из приемистости скважины. Из опыта промысловых экспериментальных работ на скважинах в первом приближении объем изолирующего состава принимают Vизол.? 0,1Qпр., где Qпр.- приемистость, м3/сут. В зависимости от геолого-геофизических и геологопромысловых особенностей отдельных залежей (месторождений) этот объем может корректироваться. Минимальный объем изолирующего состава составляет 15 - 20 м3. Объем закрепляющего состава (цементного раствора) должен быть в пределах 3 - 5 м3. При использовании в качестве газоизолирующего состава ПВС+ГКЖ, ввиду высокой адгезионной характеристики последнего, закрепления ПЗП цементным раствором, как правило, не требуется. После продавливания изолирующей композиции в пласт осуществляют обратную промывку скважины (в полуторакратном объеме НКТ) с противодавлением 5 - 7 МПа. Затем скважину оставляют на 24 час под давлением закачки на полимеризацию компонентов. Вышеприведенные водогазоизолирующие составы, композиции и технологии воздействия на пласты с целью ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины рекомендуются к применению при разработке нефтяных оторочек. Одним из главных лимитирующих факторов при разработке нефтяных оторочек является опасность прорыва газового конуса и загазовывание продукции скважины. При этом дебиты скважины по нефти, как правило, достаточно быстро убывают во времени. Это связано с утончением по мере добычи нефти толщины нефтяной оторочки, поэтому формируются условия для прорыва газового конуса к скважине. Практика показывает, что дебиты воды в добываемой продукции во времени характеризуются наличием максимума. Нарастание дебита воды во времени происходит в связи с подтягиванием конуса подошвенной воды к скважине. Утончение нефтяной оторочки вблизи горизонтального ствола происходит как за счет формирования газового конуса, так и за счет прогрессирующего подъема (подтягивания) конуса воды. Режим критических безгазовых дебитов нефти не допускает прорыва газового конуса к скважине. Однако он никак не препятствует постоянному подъему конуса воды. Бороться с конусом воды путем перехода на критические безводные дебиты нефти практически нереально, так как некоторые свойства воды и нефти весьма близки. Уменьшение во времени дебита воды происходит вследствие снижения дебита нефти, динамика которого предопределяется поведением газового конуса. Для борьбы с газовыми конусами необходимо создание как подвижных, так и неподвижных экранов. Однако создание различных экранов на уровне ГНК, по мнению ряда исследователей, не всегда оправдано. Практика и расчеты показывают, что если даже неподвижный экран непроницаем для газа, то газ рано или поздно прорывается к забою эксплутационной скважины не через экран, а под экраном. Даже создание подвижных жидкостных экранов с повышенной вязкостью материала экрана не гарантирует постоянной безгазовой добычи нефти, хотя период последней можно продлить. Вместе с тем, как правило, целесообразно устанавливать экраны при разработке газовых месторождений, подстилаемых подошвенной водой. В практике добычи нефти из нефтяных оторочек довольно широкое распространение получила технология барьерного заводнения. Барьер воды, создаваемый над ГНК с использованием нагнетательных скважин, разобщает нефтяную оторочку и газовую (газоконденсатную) шапку. Это позволяет увеличить безгазовые дебиты нефти. Однако барьерное заводнение применяется в основном в случае краевых нефтяных оторочек. Если же имеем дело с подошвенной оторочкой, то закачиваемая вода достаточно быстро «проваливается» в нефтяную оторочку, вызывая ее расформирование (разрушение). Выполненные теоретические исследования предопредилили новый поход к разработке нефтяных оторочек, который предусматривает закачку воды над ГНК и закачку газа под ВНК. Такая технология оказывается эффективной даже в случае разработки оторочек подошвенного типа. В случае значительной анизотропии пласта неплохие результаты дает совмещение установки экранов с барьерным заводнением. Нефтяная оторочка и нефтегазовая залежь в целом являются очень чувствительными к сторонним воздействиям, поэтому место и интенсивность воздействия весьма существенно влияют на все показатели его разработки.

На главную страницу