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

3 ПРАКТИКА ВЫБОРА И ТЕХНОЛОГИЙ ПРИМЕНЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ КОМПОЗИЦИЙ В СКВАЖИНАХ
3.1 Виды водопритоков, порядок выбора технологии ремонтно- изоляционных работ и тампонажных материалов
Виды водопритоков определяются геологическим строением нефтяного месторождения: проницаемостной неоднородностью продуктивного пласта, наличием подошвенных и контурных вод в разрезе скважины, близким расположением водяных пластов, а также способом эксплуатации месторождения, предусматривающим нагнетание вод с целью поддержания пластового давления. Основные виды водопритоков, встречающиеся на практике, приведены на рис.3.1. «Нижними» или «верхними» водами, попадающими в продукцию нефтяных скважин, называют пластовые воды, насыщающие пласт, который залегает выше или ниже эксплуатирующегося продуктивного пласта с наличием разобщающих слабопроницаемых пород толщиной не менее 1,5 – 2,0 м (см. рис. 3.1, А, Б, Е). Монолитным нефтяным пластом с подошвенной водой в практике проведения РИР называют коллектор, насыщенный в кровельной части нефтью, а в подошвенной - пластовой водой, в которой нефтяная и водоносная части пласта не разделены слабопроницаемым прослоем толщиной более 1,5 – 2,0 м (см. рис. 3.1, Б). Как правило, эксплуатационную колонну в интервале залегания подошвенной воды не перфорируют, и вода поступает в скважину по негерметичному кольцевому пространству, реже – по прискважинному участку породы «конусом». Изоляция обводненного перфорированного пласта производится в случаях его полного обводнения, истощения или экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации (см. рис. 3.1, В, Г). Контурными водами, обводняющими продукцию скважин, называют пластовые воды, первично располагавшиеся за контуром нефтяной залежи, а затем в процессе ее разработки поступившие по продуктивному пласту к интервалу перфорации добывающей скважины. К этому же типу обводнения скважин могут быть отнесены нагнетаемые (закачиваемые) воды, обводняющие продукцию нефтяных скважин при подходе к ним фронта вну- триконтурного заводнения (см. рис. 3.1, Д). Выбор технологии РИР и тампонажных материалов осуществляется в зависимости от вида работ и геологических условий в скважинах по представленным далее по тексту таблицам. Таблицы состоят из трех основных частей: 1 -геолого-технические условия (ГТУ); 2 - технология РИР; 3 - тампонажные материалы. Первая часть содержит показатели основных геолого-технических условий (ГТУ), являющихся определяющими при выборе технологии ремонта скважин и вида тампонажного материала. Вторая часть содержит набор технологических методов, которые осуществляются при ремонте скважины. Третья часть содержит рекомендуемые тампонажные материалы. По совокупности получаемых значений определяются технология РИР и необходимый тип тампонажного материала. Таким образом, каждая вертикальная колонка (при восстановлении герметичности соединительных узлов колонн – горизонтальная строка) представляет собой рекомендуемый вариант сочетания геолого-технических условий и рекомендуемые для этих условий технологию РИР и тампонажные материалы. Такое сочетание по каждому варианту отмечается знаками «плюс» по каждой колонке. Если в одной колонке «плюсом» отмечено несколько технологических схем или тампонажных материалов, то каждый из них может быть применен для данных геолого-технических условий. Последовательность предпочтения тому или иному материалу отмечается количеством штрихов над знаком «плюс». Например, тампонажный материал (+') более предпочтителен, чем материал (+''), и т.д. Если последовательно производится несколько операций РИР или последовательно применяются несколько тампонажных материалов, то вместо знака «плюс» устанавливается нумерация согласно последовательности работ. Так, например, тампонажный состав (2) закачивается после тампонажного состава (1). Предпочтение тому или иному тампонажному материалу (технологической схеме) также обозначается штрихами. Выбор технологии и тампонажного материала осуществляется в следующей последовательности: - заказчиком выдаются необходимые геолого-технические данные по скважине и режиму эксплуатации залежи; - условия скважины идентифицируются с выделенными классификационными подразделениями геолого-технических условий, по таблицам определяется вертикальная колонка, соответствующая имеющимся геолого-техническим условиям, по этой же колонке определяются оптимальная технология и тампонажный материал РИР; - если для данных геолого-технических условий может быть рекомендовано несколько тампонажных материалов, то выбор конкретизируется, исходя из экономической целесообразности, наличия на предприятии реагентов и материалов, их токсичности, а также более простой технологии работ. Классификация тампонажных материалов, химических веществ и композиций, основанная на физико-химических принципах их воздействия на изолируемую среду, с учетом дисперсного состояния и механизма формирования пространственной структуры приведена в приложении 1. Тампонажные составы на минеральной основе с добавками органоаэросилов, латекса и асбеста, технология их применения и последовательность выбора приведены в приложении 2. Характеристика рецептур тампонажных гелеобразующих составов приведена в приложении 3. Кремнийорганический водоизолирующий реагент Продукт 119-204 и технология его применения представлены в приложении 4. Тампонажные составы, наиболее распространенные в отрасли, рекомендуемые, для эффективного применения при РИР, и их основные свойства приведены в приложении 5. Краткие сведения об имеющихся в отрасли тампонажных материалах на минеральной основе, свойствах их растворов и камня приведены в приложении 6 (табл. П.6.1). Для придания тех или иных свойств тампонажным растворам на минеральной основе и формируемым на их основе тампонажным материалам в растворы вводятся химические реагенты-ускорители и замедлители схватывания (табл. П.6.2), понизители водоотдачи (табл. П.6.3). Среди приведенных реагентов имеются пластификаторы и реагенты, повышающие седиментационную устойчивость растворов. В приложении также приведены фактические сведения о действии реагентов, в основном на примере портландцементных растворов. На тампонажные растворы из других минеральных вяжущих химическая обработка указанными расчетами должна уточняться в зависимости от природы вяжущего. Чаще всего воздействие расчетов аналогичное.
3.2. Выбор технологии и тампонажных материалов при водоизоляционных работах
3.2.1 Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние и подошвенные воды). Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются: - расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта; - приемистость объекта изоляции при нагнетании воды; - планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР; - направление движения воды (сверху, снизу). При изоляции верхних вод для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонн следует перекрыть песчаной пробкой, а неперекрытым оставить не более 1 м интервала перфорации. Если расстояние между интервалом перфорации и забоем скважины более 20 м, целесообразна установка цементного моста. При использовании для РИР водоцементных растворов обязательна их обработка понизителями водоотдачи. Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), приемистость скважины составляет 0,6 м3/(ч МПа) и менее, следует вводить тампонажную смесь в каналы перетока через специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные против плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами или в кровле водоносного пласта. Для восстановления герметичности эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий может быть установлен металлический пластырь. Однако его применение ограничивается величиной депрессии в скважине в процессе эксплуатации (не более 8,0 Мпа). При применении гелеобразующих полимерных тампонажных материалов (ПТМ) в качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого за колонну, использовать цементный раствор. При использовании отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан (или осуществить засыпку глиной) толщиной 1 м для предупреждения фильтрации ПТМ в продуктивный коллектор. Кроме этого, может быть применен пакер ПРС. Запрещается применение фильтрующихся ПТМ при лучших коллекторских свойствах нефтяного пласта по сравнению с водоносным пластом (коэффициент гидропроводности в 1,5 раза выше водонасыщенного пласта) и более низких значениях величины пластового давления. Выбор тампонажных материалов и технологических схем при изоляции заколонных водопритоков из неперфорированных пластов или неперфорированной части продуктивных пластов (нижние, верхние и подошвенные воды) производится по таблице 3.1. Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала по таблице 3.1. Исходные данные: скважина обводнена в результате заколонных перетоков из вышележащего пласта, расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта 3 м; приемистость скважины при нагнетании воды в зону перетоков 6 м3/(ч МПа); планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР 4 МПа. Данным условиям соответствует вариант 4. В скважине с указанными условиями необходимо частичное перекрытие интервала перфорации песчаной пробкой или цементным мостом, с оставлением 1 м перфорационных отверстий неперекрытыми (может быть применен также метод тампонирования через весь интервал перфорационных отверстий), тампонирование под давлением производится с оставлением тампонажного моста, в качестве тампонажных составов использовать гелеобразующие составы с последующим докреплением тампонажным портландцементом (возможны разные рецептуры). Могут также быть использованы составы: АКОР-2; «Ремонт-1»; составы на основе ТС-10 (ТСД-9); ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ. Приток подошвенной воды в монолитных пластах может быть обусловлен как наличием заколонной циркуляции в скважине ниже интервала перфорации, так и образованием конуса обводнения. Последнее с наибольшей вероятностью отмечается в скважинах с пластами, в которых геофизическими исследованиями не выделяются глинистые перемычки толщиной свыше 0,5 м и интервал перфорации удален от водонефтяного контакта менее чем на 4 – 5 м. В этом случае изоляция заколонной циркуляции с водонасыщенной частью пласта не может существенно изменить динамику обводнения скважин, так как необходимо изменить характер движения воды в призабойной зоне пласта. С этой целью рекомендуется создание «блокад - экранов» в призабойной зоне радиусом до 5 – 10 м путем закачки легкофильтрующихся составов с последующим их докреплением (при необходимости) цементным раствором. В силу гидродинамических особенностей фильтрации воды и нефти проведение таких обработок наиболее эффективно при нефтенасыщенной толщине пласта свыше 3 – 4 м. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при ограничении припотока подошвенной воды приведен в таблице 3.2. При наличии глинистых перемычек ниже интервала перфорации толщиной 0,5 – 1,5 м следует предусмотреть частичное блокирование самого коллектора в обводненной части пласта в радиусе 1 – 3 м, что обусловливает при использовании цементных растворов закачку перед ними легкофильтрующихся составов, а при использовании только полимерных тампонажных составов объем их закачки увеличивается на 3 – 5 м3. Этим приемом повышается надежность изоляции заколонных перетоков, снижается нагрузка на маломощные глинистые перемычки и уменьшается вероятность конусообразования. 3.2.2 Изоляция (отключение) обводненных перфорированных пластов (в том числе при переходе «вниз» или «вверх»). Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются: - расстояние до ближайшего перфорированного пласта; - приемистость объекта изоляции при нагнетании воды; - планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР. Скважина после отключения обводненного пласта, как правило, про- Таблица 3.1. Условия выбора технологических схем и тампонажных материалов при ликвидации заколонных перетоков из выше- и нижележащих пластов Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, материалы Варианты сочетаний ГТУ, технологий и материалов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1.Геолого-технические условия (значения) 1.1.Расстояние от интервала перфорации < 4 до обводненного пласта, м > 4 + 1.2.Приемистость объекта изоляции при нагне- 0,6-1,4 тании воды, м3/(ч МПа) 1,4-2,1 >2.1 + + + 1.3.Планируемая депрессия на продуктивный <2 пласт после РИР, МПа 2-5 >5 + + 2.Технология РИР Поступление воды сверху 2.1.Тампонирование под давлением через интервал перфорации с оставлением моста и последующим его разбуриванием + 2.2. Временное частичное перекрытие интервала перфорации с оставлением 1 м неперекрытым, тампонирование под давлением через интервал перфорации с оставлением моста и последующим его разбуриванием Продолжение табл. 3.1. Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, материалы Варианты сочетаний ГТУ, технологий и материалов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 2.3.Временное полное перекрытие интервала перфорации (песчаной пробкой или цементным мостом), тампонирование под давлением через спецотверстия над интервалом перфорации против плотного раздела (в «подошве» водяного пласта) с оставлением моста и последующим его разбуриванием +” +” 2.4.Установка металлического пластыря на спецотверстия + + Поступление воды снизу 2.5.Тампонирование под давлением через интервал перфорации без оставления моста в колонне + 2.6.Тампонирование под давлением через интервал перфорации (в т.ч. с пакером через нижний интервал перфорации) с оставлением моста и последующим его разбуриванием + 2.7.Тампонирование под давлением с пакером через спецотверстия в «кровле» нижнего водоносного пласта с оставлением моста +” +’ 3.Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные материалы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи (см. табл. П.6.3) +” 2’ 2” 2” 2” 3.3.Углеводородные цементные растворы +” +” +”' +” +”' +’ +” +” +” Продолжение табл. 3.1. Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, материалы Варианты сочетаний ГТУ, технологий и материалов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 3.4.Тампонажные составы с добавлением органоаэросилов (см. приложение 2) +’ 2’ 2” +” +” +” +” 3.2.Тампонажный портландцемент с добавлением асбеста или другого крупнодисперсного компонента (см. табл. П.2.1) +’ 2” +’ +” 3.5. Пеноцементные растворы +”' +”' 3.6.Гелеобразующие составы (см.табл. П.3.1), (20 – 120о С) +” +”' +”' 1’ 1” 1’ 1” 3.7.АКОР-2, (20 – 120о С) +” +’ +” +” +’ +’ +”' +”' 3.8.АКОР-4, (20 – 120о С) +’ +”' +’ 3.9. «Ремонт – 1», (20 – 80о С) +" +”' +” +” +” +’ +’ 3.10.Суспензия гранулированного магния в нефти, (20- 100о С) +”' +”' 3.11.Составы на основе ТС-10 и ТСД-9, (5 - 80о С) +”' +” +”' +”' +”' +”' +”' +”' Таблица 3.2. Выбор технологических схем и тампонажных материалов для ограничения притока подошвенных вод из монолитных пластов (отсутствуют глинистые разделы толщиной более 0,5 м) Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, материалы Варианты сочетаний ГТУ, технологии и материалы 1 2 3 4 5 6 7 1.Геолого-технические условия (значения) 1.1.Удаленность интервала перфорации от <1.5 «зеркала»водонефтяного раздела, м 1,5-4 + + 1.2.Приемистость объекта изоляции 0,6-1,25 при нагнетании воды, м3/(ч МПа) 1,25-2,1 >2,1 + + 1.3.Планируемая депрессия на продуктивный <8 пласт после РИР, МПа >8 + + + + 2.Технология РИР 2.1.Тампонирование под давлением через интервал перфорации с использованием фильтрующихся составов без оставления моста в эксплуатационной колонне + + + 2.2.Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докрепле- нием цементным раствором, оставлением моста и последую- щим его разбуриванием (без изменения интервала перфорации) + + + 2.3.Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докрепле- нием цементным раствором, оставлением моста и сокраще- нием (изменением) интервала перфорации Продолжение табл. 3.2. Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, материалы Варианты сочетание ГТУ, технологии и материалы 1 2 3 4 5 6 7 3.Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные составы на минеральной основе,обработан- ные понизителями водоотдачи, в т.ч. органоаэросилами (см. табл. П.2.1; П.6.3) 2 2 2 2 2 3.2.Гелеобразующие составы (см. табл. П.3.1) + 1 1 3.3.Нефтесернокислотные смеси + 1 1 1 3.4.Разбавленные растворы полимеров(гипана, ПАА) + 1 3.5.Растворы силиката натрия или гипана с силикатом натрия + + 1 1 1 1 1 х) При наличии перемычек толщиной свыше 0,5 м и удаленности интервала перфорации от водонефтяного раздела более чем на 4 м см. табл. 1. должает работать по другому эксплуатационному объекту, поэтому восста-новленная крепь скважины должна отвечать требованиям герметичности колонны и заколонного пространства. При отключении пластов, расположенных ниже нефтенасыщенных горизонтов на расстоянии более 4 м, а также при отключении нижней части продуктивного пласта (при наличии пропластков слабопроницаемых пород толщиной более 1,5 – 2,0 м) возможно перекрытие отключаемого объекта путем наращивания цементного стакана в колонне. При расстоянии до вышележащего продуктивного пласта менее 4 м и депрессии после РИР более 2 МПа необходимо использовать в качестве первой порции фильтрующиеся тампонажные составы (ГТМ-3, ТС-10, ТСД-9, АКОР и др.). Закачку фильтрующихся составов производить с применением пакера и регулированием сроков загустевания для предотвращения прихвата инструмента. Для этих работ рекомендуется использовать пакеры-отсекатели. При отключении пластов, расположенных выше эксплуатируемых горизонтов, последние предварительно перекрываются песчаной пробкой, цементным мостом или пакерующими устройствами. Для отключения верхнего или промежуточного пласта, как правило, необходимо использовать фильтрующиеся полимерные составы. Их объемы рекомендуется рассчитывать из условий формирования тампонажного экрана в отключаемом пласте радиусом не менее 1 м. В качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого в пласт вслед за полимерным составом, следует использовать цементный раствор или другой тампонажный раствор на минеральной основе. В скважинах, где тампонирование под давлением не обеспечивает качественного отключения пластов, необходимо осуществлять спуск и цементирование «летучек» («потайных» колонн) или установку металлических пластырей. Область применения пластырей ограничивается депрессией на пласт после РИР не более 8 МПа. При низкой приемистости отключаемого пласта, а также при наличии зоны между интервалами перфорации 4 м и более, закачку тампонажных составов производить с применением пакера. В зависимости от геологических и технологических условий в зоне отключаемого пласта, ожидаемой депрессии при эксплуатации и других показателей рекомендуемые тампонажные составы для изоляции обводненных перфорированных пластов следует выбирать по таблице 3.3. При отключении пластов со значительным интервалом перфорации (более 10 – 15 м), характеризующихся проницаемостной неоднородностью по толщине, кроме приведенных в таблице вариантов последовательной закачки фильтрующегося полимерного состава и цементного раствора, вместо последнего допускается закачивать повторно полимерный состав до полного отключения пласта. В первом случае для догерметизации отключенного пласта следует применять фильтрующиеся составы на основе ТС-10, ТСД-9, ГТМ-3 и АКОР-2. Пример выбора технологической схемы и тампонажного материала по таблице 3.3: в скважине обводнен верхний пласт. После перекрытия нижнего перфорированного пласта установлена приемистость отключаемого объекта 1,6 м3/(ч МПа). Планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР 4,5 МПа. Данным условиям соответствует вариант 5. В скважине с указанными условиями для отключения пласта необходимо использовать два тампонажных состава. Предпочтительно произвести закачку составов последовательно за одну операцию. Первым составом является гелеобразующий состав или другой фильтрующийся состав (АКОР-2, ТТМ-3, ТС-10 или нефтесернокислотные смеси), вторым составом является цементный раствор с добавками понизителей водоотдачи или органоаэросилов. 3.2.3 Изоляция водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта (нагнетаемые и контурные воды). Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов в этом случае являются: - приемистость объекта изоляции при нагнетании воды; - планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР; - обводненность продукции скважины до РИР. В зависимости от характера неоднородности продуктивного пласта контурные и нагнетаемые воды могут обводнять наиболее проницаемые интервалы и пропластки перфорированной части пласта. Опыт применения РИР в таких скважинах показывает, что в настоящее время отсутствуют надежные методы и материалы долговечной изоляции прорыва контурных и нагнетаемых вод в условиях отсутствия расчленяющих продуктивный горизонт слабопроницаемых пропластков. Выбор тампонажных материалов для изоляции водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта в зависимости от геолого-технических условий можно регламентировать, как это показано в таблице 3.4. Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала по табл. 3.4. Исходные данные: в скважине установлен прорыв нагнетаемых вод в интервале перфорации продуктивного пласта. Обводненность продукции – 96 %. Приемистость объекта изоляции 1,6 м3/(ч МПа). Планируемая депрессия после РИР – 5 МПа. Данным условиям соответствует вариант 9. В скважине с указанными условиями рекомендуется проводить тампонирование под давлением без пакера с оставлением моста в колонне и последующим его разбуриванием. В качестве тампонажных составов могут быть использованы гелеобразующие составы, АКОР-2, Продукт 119-204, ТС-10 (ТСД-9) или нефтесернокислотные смеси. Таблица 3.3. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при отключении верхних и промежуточных обводненных пластов Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, тампонажные материалы Варианты, сочетающие ГТУ, технологии и материалы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1. Геолого-технические условия 1.1.Приемистость объекта изоляции при нагнетании 0,6-1,4 воды, м3/(ч МПа) 1,4-2,1 >2.1 + 1.2.Планируемая депрессия на продуктивный <2 пласт после РИР 2-5 >5 + + 2. Технология РИР 2.1. Тампонирование под давлением с продавкой состава в пласт без оставления моста в колонне 1” 1 1 1 1 2.2.Тампонирование под давлением с оставлением моста и последующим его разбуриванием + + +’ + 2 2 + 2 2 2.3.Порядок работ при использовании двух тампонажных сос- тавов: последовательное закачивание за одну операцию; раздельное закачивание с оставлением на ожидание затвердева- ния состава + 2.4.Установка металлических пластырей или «летучек» 2” 3 3 Продолжение табл. 3.3. Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, тампонажные материалы Варианты сочетаний ГТУ, технологии и материалов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные материалы на минеральной основе, обработан- ные понизителями водоотдачи (см. табл. П.6.3) 2” 3.2.Тампонажный портландцемент с добавлением асбеста или другого крупнодисперсного компонента (см. табл. П.3.1) +” 1” 2” 3.3.Тампонажные составы с добавлением органоаэросилов (см. приложение 2) +” +”’ +’ 2” 2” 2” 1” 2” 3.4.Гелеобразующие составы (см. табл. П.3.1) +” 1’ 1’ 1” 1’ 3.5. АКОР-2; ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ +” +” +” +” 1” 1” 1” 2 1” 3.6. Составы на основе ТС-10 и ТСД-9 +’ +’ +’ +” 1’” 1’” 2 3.7.ГТМ-3 +” +” +” +” 1’” 1’” 2 1’” 3.8.Нефтесернокислотные смеси +” 1” 1” 1” + 1’” Таблица 3.4. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при изоляции водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, материалы Варианты, сочетающие ГТУ, технологии и материалы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1. Геолого-технические условия 1.1Приемистость объекта изоляции при 0,6-1,4 нагнетании воды, м3/(ч МПа) 1,4-2,1 >2.1 + 1.2.Планируемая депрессия на продуктив- <2 ный пласт после РИР, МПа 2-8 >8 + + + 1.3.Обводненность продукции сква- 95-100 жины до РИР, % 70-95 + + 2. Технология РИР 2.1.Тампонирование под давлением с оставлением моста в колонне, последующим разбуриванием до требуемой глубины и проведением выборочной перфорации; без пакера; с пакером + 2.2.Тампонирование под давлением без остав-ления моста в колонне в интервале изоляции: без пакера с пакером Продолжение табл. 3.4. Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, материалы Варианты, сочетающие ГТУ, технологии и материалы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи (см. табл. П.6.3) 2’ 3.2.Тампонажные составы на минеральной основе с добавлением асбеста или органоаэросилов (см. приложение 2) +” +” 2’ 3.3.Углеводородные цементные растворы +” +” +” +”' 3.4.Гелеобразующие составы (см. табл. П.3.1) +’ +” +’ +” 1” 1” +’ 1’ 1’ 3.5.АКОР-2 +’ + +” +’ +” +’ +’ +’ +” 3.6.АКОР-4 +’ +’ +’ +’ 3.7.Суспензия гранулированного магния в нефти +”' +”' 3.8.Составы на основе ТС-10, ТСД-9 +’” +’” 3.9.Нефтесернокислотные смеси +’” +’” +’” 3.10.Продукт 119-204 (см. приложение 4) +” +” +” +” +” +” +” +’’
3.3. Выбор тампонажного материала при наращивании цементного кольца за обсадной колонной
Наращивание цементного кольца за обсадной колонной преследует следующие цели: - ликвидации или предупреждения перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству скважин; - защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами; - заполнения заколонного пространства тампонажными материалами в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов. В этом случае закачивать тампонажный раствор в заколонное пространство следует через специальные отверстия в колонне (прямое цементирование) или в заколонное пространство с устья скважины (обратное цементирование). Способ цементирования следует выбирать после изучения материалов по строительству, эксплуатации и ремонту скважин, проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований. Исходные данные для выбора тампонажного материала и технологии их применения должны включать: - конструкцию скважин; - сведения о наличии осложнений в незацементированном интервале ствола в процессе бурения скважин (поглощения, обвалы, сальникообразования, посадки и затяжки инструмента при спуско-подъемных операциях, интервалы обработок, тип бурового раствора и его параметры и др.); - характеристику пластов в незацементированном интервале разреза; - параметры бурового раствора при спуске обсадной колонны; - данные инклинометрии и (профилеметрии) кавернометрии ствола в незацементированном интервале; - сведения о рекомендуемых РИР в незацементированном интервале обсадной колонны. Гидродинамические исследования включают испытания обсадной колонны на герметичность опрессовкой, проверку приемистости заколонного пространства при закачке промывочной жидкости с устья скважины, проверку наличия циркуляции через спецотверстия в колонне при подаче жидкости в колонну или заколонное пространство. Геофизические исследования проводят с целью уточнения местоположения верхней границы наращиваемого цементного кольца и его состояния, наличия закупоривающих пробок в заколонном пространстве, выделения поглощающих зон в незацементированном интервале ствола скважин при закачивании промывочной жидкости в заколонное пространство с устья или через спецотверстия в колонне. Обратное цементирование без прострела отверстий в колонне допускается применять при следующих условиях в скважине: - наличии поглощения при закачивании промывочной жидкости в заколонное пространство; - глубине поглощающей зоны, расположенной над уровнем наращиваемого цементного кольца на расстоянии не более 100 м. Спецотверстия в количестве 5 – 10 шт. простреливаются в обсадной колонне на расстоянии 25 – 50 м над наращиваемым цементным кольцом в зоне залегания плотных разделов. В зависимости от геолого-технических условий в скважине для наращивания цементного кольца могут быть использованы различные тампонажные материалы. Цементные растворы нормальной плотности с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пластификаторов рекомендуется использовать при отсутствии поглощений. При поглощениях более 2 м3/(ч МПа) необходимо снизить приемистость скважины, используя глинистые растворы с наполнителями, или применять облегченные тампонажные растворы. В качестве наполнителей могут быть рекомендованы асбест, древесные опилки, мелкая резиновая крошка, кордное волокно, мелкая ореховая скорлупа и др. Наполнители не должны содержать крупных частиц, которые могли бы закупорить спецотверстия, а содержание наполнителей в растворах допускается до 10%. Если обсадная колонна негерметична в резьбовых соединениях, то рекомендуется применять полимерный тампонажный материал «Ремонт-1», фильтрат которого обладает способностью проникать в резьбовые соединения труб с последующим отверждением. Смола ТС-10 и ГТМ могут быть использованы в условиях ниличия поглощений, когда другие материалы неэффективны . Сведения о рекомендуемом порядке выбора технологий РИР и тампонажных материалов в различных геолого-технических условиях приведены в таблице 3.5. Схемы вариантов при наращивании цементного кольца в скважинах показаны на рис. 3.2. Как следует из таблицы 3.5 и рисунка 3.2, выбор технологий проведения работ и тампонажных материалов определятся интенсивностью поглощения, расположением зоны поглощения относительно «головы» цементного кольца, наличием и расположением дефекта в обсадной колонне. В случае, когда зона поглощения расположена вблизи «головы» цементного кольца, заколонное пространство цементируют через спецотверстия над зоной поглощения (см. рис. 3.2 б). Если дефект колонны расположен вблизи «головы» цементного кольца, то цементирование осуществляется через этот дефект. Если вследствие поглощения тампонажный раствор не поднят до необходимой высоты, то над зоной поглощения выполняют спецотверстия и через них закачивают вторую порцию раствора (см. рис. 3.2 в, г). Если дефект расположен на значительном расстоянии от «головы» цементного кольца, то внизу простреливают отверстия и закачивают первую порцию раствора, а затем через дефект – вторую (см. рис. 3.2 е, ж). Если заколонное пространство перекрыто набухшими глинами или обрушившейся породой, то ниже этого места простреливают спецотверстия и тампонажный раствор закачивают «обратным» способом на поглощение, введя в первую часть раствора наполнители. При необходимости над глинами простреливают дополнительно отверстия и прямым цементированием раствор поднимают до устья (см. рис. 3.2 з). Количество тампонажного раствора необходимо определять по объему заполняемого заколонного пространства с учетом данных кавернометрии и профилеметрии ствола скважин и опыта аналогичных работ. Для очистки заколонного пространства от остатков бурового раствора и обрушившейся породы, удаления глинистой корки с проницаемых пород очистки дефектов обсадной колонны от смазочных масел следует использовать моющие жидкости (вода с растворенными в ней поверхностно-активными веществами в количестве 0,3 – 0,5 % - сульфонол, НЧК, дисольван и др.). Для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буровым или моющей жидкостью и повышения степени вытеснения остатков бурового раствора необходимо применять гелеобразующие составы, получаемые на основе водного раствора полиакриламида. При выборе типа и количества буферной жидкости, планировании режимов цементирования необходимо руководствоваться соответствующими нормативными и руководящими документами. При прямом цементировании следует оставлять цементный мост над спецотверстиями высотой не менее 10 м. После ОЗЦ и разбуривания цементного моста в зоне спецотверстий необходимо оценить качество изоляционных работ геофизическими и гидродинамическими методами. Если колонна в зоне спецотверстий негерметична, то проводят дополнительные работы по установке металлического пластыря или тампонажные работы по общепринятым в отрасли технологиям и рекомендациям, изложенным ранее (выше по тексту).
3.4. Выбор технологии и тампонажных материалов для восстановления герметичности колонн
3.4.1 Изоляция негерметичных соединительных узлов эксплуатационных колонн.
Под негерметичными соединительными узлами эксплуа- Таблица 3.5. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при наращивании цементного кольца за колонной Геолого-технические условия (ГТУ), технологий проведения работ, тампонажные материалы Варианты, сочетающие (ГТУ), технологии и материалы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1.Геолого-технические условия (индекс схемы по рис. 3.2) 1.1.Характер циркуляции (интенсивность поглощения): частичная циркуляция (поглощение средней интенсивности); нет циркуляции (полное поглощение) а + 1.2.Состояние обсадной колонны: герметична; негерметична выше зоны поглощения; негерметична ниже зоны поглощения + 1.3.Положение поглощающего пласта над цементным кольцом: до 100 м; выше 100 м + 2. Технология РИР 2.1.Прострел спецотверстий: над зоной поглощения; над цементным кольцом, но ниже зоны поглощения 1 2.2.Снижение интенсивности поглощения 1 1 1 1 1 1 2 1 1 2 2 Продолжение табл. 3.5. Геолого-технические условия (ГТУ), технологии проведения работ, тампонажные материалы Варианты, сочетающие (ГТУ), технологии и материалы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 2.3.Прямое цементирование по НКТ 2 2 2 2 2 2 1 + + 1,2 1 3. Тампонажные материалы 3.1.Растворы для снижения интенсивности поглощения: глинистый раствор с добавкой асбеста до 2-5%, геле- образующие составы; глинистый раствор с добавкой асбеста 2-5% и др. на- полнителей до 5-10 %, гелеобразующие составы с до- бавкой напонителей до 5 % 2 3.2.Портландцементные растворы с понизителями водо- отдачи: нормальной плотности; облегченные (в т.ч. аэросилсодержащие, см. табл. П.2.1) с наполнителями 2 3.3.Полимерные тампонажные составы: «Ремонт-1»; ТСД-9; ГТМ; ПВС+ГКЖ тационных колонн следует понимать резьбовые соединения обсадных труб, стыковочные узлы секций колонны и муфты ступенчатого цементирования, имеющие флюидопроводящие каналы, через которые потенциально возможно сообщение между колонным и заколонным пространствами. Причинами негерметичности соединительных узлов эксплуатационных колонн являются: неудовлетворительное качество изготовления труб и разбивка соединений в сочетании с осевой нагрузкой в скважине, нарушения в технологии сборки и др. Каналы перетоков флюидов, например, в негерметичных резьбовых соединениях труб представляют собой щелевые зазоры размером в десятые и сотые доли миллиметра, протяженность которых может меняться от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров. Негерметичность соединительных узлов эксплуатационных колонн обнаруживается при: - опрессовке обсадных колонн; - влиянии межколонных давлений в процессе освоения или эксплуатации скважин. Флюидопроводящие каналы в соединительных узлах (резьбовых соединениях) эксплуатационных колонн, как правило, имеют пропускную способность по воде менее 1 л/с и отмечаются падением давления при опрессовке колонны с помощью цементировочного агрегата (ЦА-320); в некоторых случаях негерметичность соединительных узлов эксплуатационных колонн может быть обнаружена только при опрессовке колонны газообразным агентом. Ввиду низкой пропускной способности глубину негерметичных соединений трудно определить методами термометрии, расходометрии и резистивиметрии. Более предпочтительны для этой цели такие гидродинамические методы исследований, которые включают поинтервальную опрессовку негерметичной колонны сжатым газообразным агентом или вязкой жидкостью. Наиболее эффективным при восстановлении герметичности эксплуатационных колонн (как при изоляции негерметичных соединительных узлов, так и при изоляции сквозных дефектов) является метод установки металлического пластыря. При невозможности использования пластырей из-за сужения ствола скважины или отсутствия необходимых технических устройств применяется метод тампонирования под давлением. Последний метод также применяют, когда возможно проведение ремонта без длительной остановки работы скважины и демонтажа устьевого оборудования. Если негерметичное резьбовое соединение расположено в незацементированной части обсадной колонны и свободно от прихвата, то может быть произведен доворот колонны. Тампонирование негерметичных соединительных узлов обсадных колонн производится полимерными составами с наличием или отсутствием мелкодисперсного наполнителя. Основные способы изоляции следующие: - скользящее тампонирование; - тампонирование с оставлением моста; - установка полимерного пакера в затрубном пространстве фонтанных скважин без демонтажа устьевого оборудования. Как разновидность способа скользящего тампонирования используется метод продавливания тампонажного состава (до 0,5 м3) рабочим газом в затрубное пространство газлифтных скважин в режиме эксплуатации. Применение фильтрующихся полимерных составов также в ряде случаев обеспечивает изоляцию флюидопроводящих каналов в негерметичных резьбовых соединениях. Мелкодисперсный наполнитель при скользящем тампонировании способен частично проникать в изолируемые каналы и предотвращать вытеснение неотвердевшего тампонажного состава из дефекта продавочной жидкостью. Наибольшей эффективностью обладает метод тампонирования с оставлением моста при наличии сведений о глубине дефекта (95 – 100 %) (эффективность метода скользящего тампонирования изменяется в пределах 70– 85%). Наиболее простыми являются методы установки полимерного гелеобразного пакера в затрубном пространстве и метод продавливания тампонажного состава рабочим газом в газлифтных скважинах. Однако длительность эффекта в этих случаях определяется стойкостью геля к распаду и, как правило, при температуре в скважине 60 – 80оС ограничивается сроком до 1 года. Применение цементных растворов для изоляции указанных дефектов в обсадных колоннах запрещается. В целом схема выбора тампонажных материалов в зависимости от геолого-технических условий эксплуатации скважины и способа изоляционных работ представлена в таблице 3.6. Пример выбора тампонажного состава и метода изоляции негерметичных резьбовых соединений - по таблице 3.6. Исходные данные: при изоляции газлифтной скважины с давлением рабочего газа в затрубном пространстве 10 МПа установлено появление давления в межколонном пространстве 2,0 МПа. В заглушенной скважине межколонное давление отсутствует. Методом поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны газообразным агентом установлена глубина дефекта в интервале: 550 – 590 м. Статическая температура при эксплуатации составляет 85оС. По этим исходным данным выбираем строку 3 в таблице 3.6. Ремонт колонны следует производить с применением состава ГТМ-3 или «Ремонт-1» путем тампонирования под давлением с оставлением моста. Таблица 3.6. Выбор технологических схем и тампонажных материалов, соединительных узлов обсадных колонн 1. Геолого-технические условия 2. Технология ремонта Характеристика дефекта, МПа Наличие сведений о глубине дефекта Температура на глубине дефекта,оС Способ эксплуатации скважин Способ изоляции Рхопр Рхм.к. стати-ческая динам. при экспл. скважин 1 2 3 4 5 6 7 0,5-5,0 <3.0 нет 5-80 80 газлифтный продавливание рабочим газом тампонажного состава в затрубное пространство в режиме эксплуатации то же то же то же то же 200 газлифтный, глубинно-насосный, фонтанный скользящее тампонирование в интервале колонны, содержащем дефект “ “ да “ 200 то же тампонирование с оставлением моста в интервале дефекта “ “ дет (да) 20-80 80 фонтанный установка полимерного пакера в затрубном пространстве без демонтажа устьевого оборудования “ “ то же то же 140 то же то же “ “ нет “ 200 газлифтный, глубиннонасосный, фонтанный скользящее тампонирование 5,0-15,0 > 3.0 нет 5-80 “ то же скользящее тампонирование в интервале колонны, содержащем дефект то же то же да то же “ “ тампонирование с оставлением моста Примечание: Ропр - величина снижения давления при опрессовке скважины в течение 30 минут; Рм.к. - межколонное давление при эксплуатации скважин; МДН - мелкодисперсный наполнитель с размером частиц ??0,03 мм; ? - вязкость. Продолжение табл. 3.6. 3. Тампонажный материал Состояние тампонажного материала Тип тампонажного материала при закачивании в скважину в «отвержденном» виде 8 9 10 ? ??200 мПа с, наличие МДН гель гелеобразующие составы то же тв. тело на основе ТС-10 (ТСД-9) ? ??800 мПа с, отсутствие дисперсной фазы тв. тело ГТМ-3 на основе ТС-10 (ТСД-9) Ремонт-1 прокачиваемый раствор гель гелеобразующие составы то же то же на основе полиурета- нового полимера КИП-Д ? ??200 мПа с, наличие МДН тв. тело Ремонт-1 или ГТМ-3 ? ???200 мПа с, наличие МДН тв. тело Ремонт-1, ГТМ-3, ПВС+ГКЖ ? ???800 мПа с отсутствие дисперсной фазы то же ГТМ-3
3.4.2 Изоляция сквозных дефектов в эксплуатационных колоннах. Под сквозными дефектами в эксплуатационных колоннах следует понимать нарушения в виде продольных трещин размером до нескольких метров, раковин в металле, отверстий при ошибочной или преднамеренной перфорации и др. Сквозные дефекты обсадных колонн, как правило, связаны с нарушением правил сборки и спуска колонн в скважину; превышением допускаемого внутреннего давления при цементировании, опрессовке; заводским браком и истиранием колонны во время спускоподъемных операций; внутренней и внешней коррозией металла и др. Сквозные дефекты в обсадных колоннах являются причиной перетоков флюидов из них в заколонное пространство и обратно и подлежат качественной изоляции. Требования к герметичности определяются лимитированным давлением опрессовки для данного типа размера труб. Глубину расположения места негерметичности можно установить с помощью термометрии, расходометрии, резистивиметрии, продавливания по колонне цементировочной пробки. При приемистости дефектов колонны более 2 м3/(ч МПа) для снижения поглотительной способности скважины следует использовать метод намыва наполнителей, закачивание тампонажных материалов. Составы на основе ТС-10 и ТСД-9 в этом случае применяются со сроками схватывания, которые достаточны лишь для закачивания в скважину и продавливания в дефект. При приемистости дефекта по воде менее 0,6 м3/(ч МПа) при тампони- ровании следует использовать фильтрующие ПТМ. Рекомендуемые типы тампонажных материалов при изоляции сквозных дефектов в зависимости от геолого-технической характеристики скважины в зоне дефекта представлены в таблице 3.7. Пример выбора технологии ремонта и тампонажного состава по таблице 3.7. Исходные данные: скважина негерметична с приемистостью в зоне дефекта 1,6 м3/(ч МПа). В заколонном пространстве против дефекта имеются проницаемые породы, после ремонта колонна должна быть опрессована давлением 15 МПа. Указанным условиям соответствует вариант 5. Скважина должна быть отремонтирована установкой в интервале дефекта металлического пластыря; менее предпочтительным является метод ремонта тампонированием под давлением с применением состава ГТМ-3. Метод отвинчивания и замены нарушенной части обсадной колонны следует применять в условиях расположения нарушения колонны в незацементированной ее части при отсутствии цементных «сальников» и незначительной кривизне ствола скважины выше интервала нарушения. Во всех случаях первым этапом ремонта обсадной колонны данным методом является проверка отсутствия цементных «сальников» выше интервала нарушения созданием циркуляции. Дальнейшие работы следует проводить по одной из следующих двух схем. Схема 1. После отключения продуктивных пластов для прекращения излива жидкости одним из существующих методов (установка цементного моста, взрыв-пакера и т.д.) в скважину спускают на бурильных трубах с «левой» резьбой труболовку конструкции Азинмаша и устанавливают на 20 – 40 м ниже места нарушения в обсадной колонне. Затем обсадную колонну разгружают на вес, равный сумме весов обсадной колонны до глубины установки труболовки и колонны бурильных труб. Затем отвинчива- I. Таблица 3.7. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при изоляции сквозных дефектов в эксплуатационных колоннах Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, тампонажные материалы Варианты, сочетающие ГТУ, технологии и материалы 1 2 3 4 5 6 7 8 1.Геолого-технические условия (значение) 1.1Наличие предыдущей колонны в заколонном да пространстве нет + 1.2.Приемистость в зоне дефекта при нагнетании 0,6-1,4 воды, м3/(ч МПа) 1,4-3,0 наличие высокой приемистости при отсутствии более 3 цементного камня в заколонном пространстве, м3/(ч МПа) + + 1.3.Наличие проницаемых пород непосредственно да против дефекта, в которых возможно нагнетание нет фильтрующихся тампонажных составов + 1.4.Требование к герметичности колонны при <10 опрессовке после ремонта, МПа >10 + + 2.Технология РИР 2.1.Предварительное закачивание гелеобразующих или других составов для снижения приемистости + 2.2.Тампонирование под давлением с оставлением моста и последующего его разбуривания + + + + +” + 2.3.Установка металлического пластыря или «летучки» +’ + + Продолжение табл. 3.7. Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, тампонажные материалы Варианты, сочетающие ГТУ, технологии и материалы 1 2 3 4 5 6 7 8 3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи (см. табл. П.6.3) +’ 2’ 2” 3.2.Тампонажный портландцемент с добавлением асбеста или другого крупнодисперсного компонента (см. табл. П.2.1) 2” 2’ 3.3.Составы на основе ТС-10 и ТСД-9 +’ +” +’ +” 3.4.ГТМ-3 +” +” + 3.5.Гелеобразующие составы (см.табл. П3.1) 1’ 1’ 1’ ют обсадную колонну вращением бурильных труб с помощью универсальных ключей. Момент отворота фиксируют визуально и по индикатору веса. Во избежание нарушения резьбы оставшейся в скважине обсадной колонны или муфты обсадную колонну после ее отвинчивания приподнимают вместе с колонной бурильных труб. Выбраковку дефектных труб выполняют визуально и опрессовкой каждой трубы отдельно (при давлении 15 – 22 Мпа). При стыковке обсадной колонны с трубами, оставшимися в скважине, на конец первой спускаемой трубы наворачивается направляющая воронка. Схема 2. В скважину спускают НКТ с пакером ПШ или ПВМ, который устанавливают на 10 – 20 м ниже места нарушения обсадной колонны. Производят завинчивание обсадной колонны с помощью универсальных ключей до момента поворота НКТ, а затем отвинчивают и приподнимают обсадную колонну с фиксированием положения НКТ. В ряде случаев отвинчивание обсадной колонны производят без предварительного ее закрепления. При этом обсадная колонна разгружается на вес, равный весу обсадной колонны несколько ниже интервала нарушения. В случае отвинчивания обсадной колонны выше интервала нарушения производят доворот колонны, а последующие работы производят по схеме, приведенной выше. Работы по отвороту и замене нарушенной части обсадной колонны, как правило, проводят на глубине до 400 м и более. С целью увеличения продолжительности и сохранения герметичности обсадной колонны замену извлеченной части обсадной колонны рекомендуется производить полностью.
П Р И Л О Ж Е Н И Я
ПРИЛОЖЕНИЕ 1.
Классификация тампонажных материалов
С целью более обоснованного подхода к выбору тампонажных материалов, свойства которых должны полнее соответствовать решению поставленной при РИР задаче, а также расширения возможностей маневрирования в использовании взаимозаменяемых материалов в исходных геолого-промысловых условиях и технологических схемах обобщена классификация тампонажных химических реагентов и композиций, основанная на физико-химических принципах их воздействия на вмещающую среду с учетом их дисперсного состояния и механизма формирования пространственной структуры в гелеобразных композициях и твердых телах. Основываясь на теоретическом фундаменте химических наук, в частности, на общих представлениях, развитых в коллоидной химии и физико-химической механике дисперсных систем, подобный подход позволяет привлечь внимание специалистов не к химическим особенностям состава тампонажных материалов, а к функциональным возможностям каждого класса, определяемым преимущественно их физическим состояниям, дисперсностью, структурно-механическими свойствами, характером взаимодействия модифицирующих и изоляционных материалов с сопредельными поверхностями, а после отверждения материала – типом пространственной структуры, энергией связи структурообразующих элементов, степенью его наполнения твердой фазой. По предлагаемой классификации растворы химических соединений и поликомпонентные композиции, используемые при РИР, можно разделить на 4 основных типа. 1. Твердеющие вяжущие вещества – концентрированные дисперсии неорганических и органических веществ в водной и неводной дисперсионной среде, образующие прочную конденсационно- кристаллизационную структуру по всему объему материала. К ним относятся: - дисперсии органических и кремнийорганических смол с химическими отвердителями. Изолирующие свойства камня зависят от прочности химических связей, микроструктуры твердого тела, наличия наполнителей; - дисперсии неорганических вяжущих гидратационного твердения, обусловленного образованием новых гидратных соединений и их срастания. Изолирующие свойства камня зависят от химического состава вяжущего, степени заполнения объема камня твердой фазой, армирования наполнителем. 2. Гели – системы с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности, с водной и неводной дисперсионной средой, в которых имеется пространственная структура. К ним относятся: - классические гели – чаще всего обладают структурой коагуляционного типа из первичных частиц или агрегатов (доменов, агломератов) связи, между которыми отличаются низкой энергией, легко разрушаются под влиянием механического воздействия и восстанавливаются в покое. Их изоляционные свойства основаны на высокой проникающей способности (создание протяженных экранов в тонкопористых средах) и устойчивости пространственной структуры к влиянию внешних агрессивных сред; - частично отверждаемые гели, получающиеся в результате взаимодействия первичного геля с флюидами, породой, химическими реагентами, температурного превращения, введения химически активного наполнителя, в котором частично взамен коагуляционных связей возникли химические; причем возможно взаимопроникновение двух типов структур: коагуляционной и конденсационно-кристаллизационной с широким спектром энергий связи; - ксерогели – отвержденные вследствие образования химических связей гели, тем или иным способом утратившие дисперсионную среду (растворитель). 3. Наполнители – неорганические и органические порошки различной степени дисперсионности и их взвеси в водных или углеводородных жидкостях, не изменяющие своего физического состояния при введении в изолируемые полости и после отфильтровывания жидкой фазы, воздействие которых на вмещающую среду обусловлено стерическим соответствием размеров частиц (агрегатов) и полостей. Эти же соединения могут выступать в качестве организаторов пространственной структуры в гелях полимеров, смол, дисперсиях из неорганических вяжущих, что в отдельных случаях может сопровождаться поверхностными химическими реакциями. Основные представители: пирогенные кремнеземы, молотые природные и техногенные алюмосиликаты, асбест, графит, кальцит, песок, гранулированные и непереработанные отходы твердых полимерных материалов, вспученные минералы, минеральные и углеводородные волокна и т.д. Особым видом наполнителей следует считать твердые осадки из дискретных частиц или агрегатов, глобул, флокул, образующихся после закачивания в изолируемые полости двух или нескольких водных растворов вследствие химического воздействия последних или снижения растворимости первично закачанного (импрегнированного) истинного раствора полимера органической или неорганической природы. Последних от гелей отличает отсутствие пространственной структуры, объединяющей агрегаты в коагуляционной сетке кремнезема. Сюда относятся комбинации из различных солей, осадки от коагулиции жидкого стекла, золи аэросилов, осадки разбавленных водорастворимых полимеров. 4. Адсорбтивы – химические соединения, воздействующие на поровые или иные поверхности, приводящие к изменению ее природы за счет ионного обмена, химической или физической адсорбции, химической реакции в тонком поверхностном слое. К ним относятся: - гидрофилизаторы – разбавленные растворы водорастворимых полимеров, ПАВ и др.; - гидрофобизаторы – кремнийорганические низкомолекулярные соединения, жирные кислоты, ПАВ, эмульсии лиофобных полимеров в неводной среде и др.; - катион – или анионактивные электролиты, соли, основания, кислоты. При планировании ремонтно-изоляционных работ следует учитывать, что значительное влияние на выбор типа тампонажного состава и его компонентов оказывают размеры каналов в скважине, в которые производится нагнетание. Анализ конкретных скважинных условий, а также дисперсной фазы суспензий позволит осуществить правильный выбор тампонажного состава, его проникающей и кольматирующей способности. Поэтому следует учитывать размеры частиц основных компонентов тампонажных составов, которые приведены в приложении 1 (таблица П.1.1), а данные о размерах флюидопроводящих каналов в породах приведены в приложении 1 (таблица П.1.2). Таблица П.1.1. Сведения о размерах частиц дисперсной фазы в составах для РИР № Название материала Размер частиц, мм 1 Электролиты, ПАВы, ионно- и молекулярно-дисперсионные растворы (0,3 – 1,0) 10-6 2 Олигомерные кремнийорганические соединения, полимеры с низкой молекулярной массой в разбавленных растворах, растворы силиката натрия (1 – 5) 10-6 3 Пирогенные кремнеземы (аэросилы), в т.ч. в золях, мицеллярные растворы ПАВ (5 – 40) 10-6 4 Высокомолекулярные полимеры с большой молекулярной массой в концентрированных растворах (полиакрилаты) (0,1 – 1) 10-6 5 Латексы (1 – 5) 10-6 6 Гелеобразующие полимеры (0,01 – 10) 10-3 7 Смолы в исходном состоянии (0,1 – 10) 10-3 8 Цементы (10 – 80) 10-3 9 Природные и техногенные наполнители (10 – 500) 10-3 Таблица П.1.2. Средние значения медианного диаметра фильтрующих поровых каналов (Дм) и структурного коэффициента эффективного порового пространства (S*к) терригенных и карбонатных пород-коллекторов в зависимости от проницаемости К (по А.А. Ханину) Параметры пористой среды Проницаемость пород, К 10 -15м2 (мД) 1 – 10 10 - 100 100-500 500-1000 более 1000 Терригенные породы Дм, мкм < 5 5 - 11 11- 20 20 - 26 ??26 Sк < 0,4 0,4 - 1,6 1,6 – 4,1 4,1 – 6,0 ??6 Карбонатные породы Дм, мкм < 6,5 6,5 – 12,0 12 - 22 22 - 30 ??30 Sк < 0,8 0,8 – 1,9 1,9 – 4,5 4,5 – 6,2 ??6,2 Примечание: Sк = Дм mэ, где mэ – эффективная пористость пород
ПРИЛОЖЕНИЕ 2.
Тампонажные составы на минеральной основе с добавками органоаэросилов, полимеров, латекса и асбеста. Технология применения и последовательность выбора при РИР
1. Органоаэросилы - модифицированноые вещества разновидности аморфного пирогенного кремнезема, представляют собой белый сыпучий высокодисперсный порошок удельной поверхности 175 – 380 м2/г с размером частиц (5 – 40) 10-6 мкм. Химический состав диэтиленгликольаэросила (АДЭГ), метилаэросила (АМ), аминоэтилаэросила (АЭА), бутилаэросила (БА), карбоксиаэросила (КОА) приведен в п. 6 настоящего приложения. Органоаэросилы по ГОСТу 14922-77; диэтиленгликольаэросил (ТУ 6-18—910-79), бутилаэросил (ТУ 6-18-159-78), метилаэросил и аминоэтилаэросил (ТУ 39-08-125-77, ТУ 6-18-185-74, ТУ 6-18-12-80), карбоксиаэросил (КОА). Асбест хризотиловый марки М-6-40 по ГОСТу 1228871-67. 2. Стабилизаторы тампонажных аэросилсодержащих растворов: полиэтиленоксид (ПЭО), поливиниловый спирт (ПВС), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), латекс карбоксильный дивинилстирольный БСК-70/2, 75/21 (ТУ 38400376-76, производство опытного завода Воронежского филиала ВНИИСК). 3. Электролиты: сода каустическая, сода кальционированная, хлорид кальция, хлорид натрия. 4. Вяжущие материалы: портландцементы тампонажные по ГОСТу 1581-96, цемент шлакопесчаный ШПЦС-120 по ГОСТу 39-017-80. 5. Классификационные группы тампонажных составов (таблица П.2.1): 1 – портландцементный раствор с микродобавкой органоаэросила; применяется при установке разделительных мостов и обсадных колоннах, в том числе при ликвидации скважин; 2 и 3 – портландцементный и шлакопесчаноцементный растворы с добавкой органоаэросилов; применяются при установке разделительных мостов, ликвидации заколонных перетоков, отключении пластов или части пластов, при РИР в скважинах с нормальной и повышенной приемистостью; 4 – цементный раствор с «большой» добавкой АДЭГ или АМ; применяется при ликвидации заколонных перетоков и отключении пластов; 5, 6 и 7 – цементно-латексный раствор с добавкой КОА (5) и цементно-полимерные растворы с добавкой АДЭГ (6 и 7) имеют близкие свойства и дифференцируются по температурному интервалу применения за счет изменения типов полимеров и вида цемента; применяются преимущественно при ликвидации заколонных перетоков и отключении пластов; Таблица П.2.1. Состав и свойства тампонажных растворов с добавками органоаэросилов, полимеров, латекса и асбеста Тип вяжущего Дисперсн. добавка к вяжущ., в % Темпер. интервала приме- нения, оС Состав раствора, % Краткая характеристика раствора и камня Вяжу-щее Дисп. .добав- ка Элект- ролиты Поли- меры Вода 1. ПЦТ-ШШ-СС-50 0,04-0,15 Органоаэ- росилы 20-80 66,5-66,4 0,02-0,10 По необхо- димости - 33,4-33,5 Нормальная плотность и вязкость р-ра. Повышен. прочность и пониж. газово- допрониц. цементного камня 2. ПЦТ-50 0,4-0,5 то же 20-80 (20-50) 66,0-66,5 0,30-0,36 - - 33,0-35,0 Нормальная плотность, повышен. вязкость и стабильность р-ра. повышен. адгезия, корроз. стойкость, газоводо- непрониц. Долговечн. цементного камня 3. ШПЦСх 0,4-1,5 -“- 90-150 66,0-68,0 0,3-1,0 - - 31,0-34,0 То же в другом темпер. интервале 4. ПЦТ-50 1-2,5 (АМ и АДЭГ) 20-60 61,8-53,2 0,62-1,35 37,7-45,5 Пониженная плотность (1,60-1,75 г/см3) и вязкость р-ра; тиксотропность и пониж. значения напряж. сдвига и вяз- кости после выдержки в покое; способ- ность к запол. микротрещин при стандарт. физико-химич. св-вах цемент. камня. Короткие сроки твердения Продолжение таблицы П.2.1. Тип вяжущего Дисперсн. добавка к вяжущ., в % Темпер. интервала приме- нения, оС Состав раствора, % Краткая харктеристика раствора и камня Вяжу-щее Дисп. .добав- ка Элект- ролиты Поли- меры Вода 5. ПЦТ-50 0,35-1,6 Органоаэ- росилы (КОА) 20-50 63,0-66,5 0,2-1,38 NaCl 1,2-1,3 КОА: NaCl=1: (3-5) Латекс 0,66-1,50 32,0-45,0 Повышен. стабильность тампонажного р-ра, способность к заполнению микро-трещин. Высокая прочность и корроз. стойкость цементного камня; повыш. адгезия и деформативная стойкость к ударным воздействиям 6. ПЦТ-50 0,05-1,50 (АДЭГ) 20-90 (45-75) 60,0-66,6 0,03-1,80 - ПЭО, ПВС, КМЦ 0,1-0,5 33,0-48,0 Повыш. стабильность, низкая водоотдача р-ра. Повышенные прочность и адгезия 7. ШПЦС 0,8-1,5 то же 90-150 (120) 63,0-68,0 0,5-1,2 - ПЭО, КМЦ 0,1-0,5 31,0-35,0 То же, в другом температурном интервале 8. ПЦТ-50 0,8-1,4 (АМ+ асбест) 20-50 61,0-63,0 0,1-0,4 АМ 0,5-1,0 асбест По необхо-димости - 34,0-35,0 Повышенные кольматационные и адегизионные свойства 9. ПЦТ-50 1,5-3,0 то же 20-50 50,0-60,0 АМ 0,5-1,0 асбест 1,0-2,0 То же - 37,0-47,0 Пониженная плотность р-ра. Повышенные закупоривающие и адгезионные свойства Примечание: ПЦТ – тампонажный портландцемент, СС- сульфатостойкий, 50- для низких или нормальных температур (ГОСТ 1581-96) ШПЦС-(ШПЦС-120); в скобках указаны преимущественные рекомендации 8 и 9 – цементно-асбестовый раствор с добавкой АМ; применяется при РИР в условиях повышенной (8) и высокой (9) приемистости скважины. Состав и свойства цементных тампонажных растворов отражены в табл. 10. 6. Водоцементное отношение, растекаемость, время загустевания и схватывание тампонажных составов, прочность камня должны определяться и соответствовать требованиям ГОСТ 1581-96 для составов на основе портландцемента и ОСТ 39-017-80 для составов на основе ШПЦС-120. Отличительной особенностью является то, что тампонажные растворы обладают повышенным содержанием коллоидных частиц в их фильтрате. 7. Применяемое оборудование: - цементировочный агрегат ЦА-320 М (ЦА-400); - цементно-смесительная машина СМН-4М или 2СМН-20; - цементировочная арматура АЦ1-150 (АЦ2-160) или цементировочная арматура конструкции Грознефти; - осреднительная емкость; - одноструйный гидроактиватор. 8. Технология РИР. Тампонирование под давлением через НКТ, установленные над зоной ввода тампонажного раствора за колонну (прямой способ), производится при толщине изолируемой зоны до 5 м применением тампонажных составов 1-3, 5-9 (см. таблицу П.2.1). Комбинированной способ тампонирования под давлением, при котором во время доставки тампонажной смеси в скважину нижний конец НКТ находится ниже зоны ввода, а при задавливании смеси за колонну – выше изолируемого интервала. Производится при толщине интервала: 1) (5-15 м) - тампонажными составами 6 и 7; 2) (более 15 м) - тампонажным составом 4. Исправление негерметичности цементного кольца между эксплуатируемыми и вышезалегающими пластами производится прямым способом тампонирования под давлением. Для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонны следует перекрыть песчаной пробкой. Исправление негерметичности цементного кольца между эксплуатационным и нижезалегающими пластами осуществляется через существующие перфорационные отверстия или спецотверстия, выполненные в колонне против плотных разделов между перфорированным интервалом и водоносным пластом (или ВНК). Отключение пласта (части) с переходом наверх, в случае отсутствия заколонных перетоков и наличия ограничивающих плотных разделов толщиной более 4 м осуществляется способом тампонирования под давлением тампонажными составами 1, 2, 3, 8 и 9. Отключение пласта (части) с переходом наверх при наличии заколонных перетоков или толщине ограничивающих плотных разделов менее 4 м производится способом тампонирования под давлением с применением фильтрующихся тампонажных растворов. Установка разделительных мостов осуществляется тампонажным составом 1. Выбор типа тампонажного состава производится с учетом поглоти-тельной способности изолируемой зоны. При использовании тампонажных составов всех типов применение одноструйного гидроактиватора обязательно. Тампонажный раствор перед закачкой в скважину выравнивается по плотности и активируется перемешиванием в осреднительной емкости в течение 15-20 минут. 9. Технология приготовления тампонажных составов. 1). Портландцементный тампонажный раствор с микродобавкой органоаэросила состав 1 (см. таблицу П.2.1). При использовании гидрофильных органоаэросилов (АДЭГ, КОА, АЭА) добавка вводится в воду затворения цементного раствора и перемешивается в течение 10-15 минут. В случае гидрофобных органоаэросилов (АМ, БА) смешение добавки с цементом производится в сухом виде. В этом случае необходимо обеспечить равномерность распределения добавки в объеме смеси. Пример: для приготовления 0,8 м3 тампонажного состава в 0,5 м3 воды ввести 1 кг АДЭГ и затворить 1 т цемента. 2). Метилаэросильный цементный раствор – состав 4. Для приготовления тампонажного состава необходимо метилаэросил смешать с цементом в сухом виде, обеспечив равномерность распределения добавки в объеме смеси. Пример: для приготовления тампонирующей смеси необходимо 20 кг метилаэросила смешать в сухом виде с 1 т цемента и затворить в 0,68 м3 воды. 3). Цементно-латексный раствор с добавкой карбоксиаэросила – состав 5. Добавки вводятся в воду затворения в следующей последовательности: вначале растворяется хлористный натрий, затем добавляется латекс и карбоксиаэросил и производится перемешивание в течение 5-10 минут. На приготовленном растворе затворяется цемент. Пример: в 0,5 м3 воды растворяется 19 кг хлористого натрия, размешивается 19 кг карбоксилатного дивинилстирольного латекса БСК-75/2 и 5 кг карбоксиаэросила. На полученной суспензии затворяется 1 т цемента. 4). Цементно-полимерный раствор с добавкой диэтиленгликольаэросила – состав 6. Вначале в воде растворяется полимер, затем вводится АДЭГ, и после перемешивания в течение 10-15 минут затворяется цемент. Пример: в 0,5 м3 воды растворить 2,5 кг полиэтиленоксида, добавить 5 кг АДЭГ и после перемешивания затворить 1 т цемента. 5). Шлакопесчаноцементный раствор с добавкой диэтиленгликоль- аэросила – состав 7. Приготовление тампонирующего состава производится в соответствии с таблицей П.2.1. Пример: в 0,48 м3 воды растворить 5 кг карбоксиметилцеллюлозы, ввести 10 кг АДЭГ и после перемешивания затворить 1 т шлакопесчаного цемента. 6). Портландцементный раствор с добавкой органоаэросила – состав 2. Приготовление тампонирующего состава производится в соответствии с таблицей П.2.1. Пример: в 0,5 м3 воды ввести 5 кг АДЭГ и после перемешивания затворить 1 т цемента. 7). Шлакопесчаноцентный раствор с добавкой органоаэросила – состав 3. Приготовление тампонирующего состава производится в соответствии с таблицей П.2.1. Пример: в 0,5 м3 воды ввести 15 кг АДЭГ и после перемешивания затворить 1 т шлакопесчаного цемента. 8). Цементоасбестовый раствор с добавкой метилаэросила (нормальной плотности) – состав 8. Асбест и метилаэросил смешивают в сухом виде с цементом при обеспечении равномерности распределения добавок в объеме смеси. Пример: смешать в сухом виде 10 кг метилаэросила и 20 кг асбеста с 1 т цемента и затворить смесь в 0,48 м3 воды. 9). Цементно-асбестовый раствор с добавкой метилаэросила (пониженной плотности) - состав 9. Тампонажный состав готовится в соответствии с таблицей П.2.1. Пример: смешать в сухом виде 20 кг метилаэросила, 40 кг асбеста с 1 т цемента и затворить смесь в 0,75 м3 воды. 10. Требования безопасности при работе с органоаэросилами. Органоаэросилы – производные аэросила, пожаро- и взрывоопасны, токсичны. Вовнутрь организма человека аэросилы попадают через органы дыхания. Вдыхание пыли аэросилов вызывает заболевание «силикоз», проявляющееся в виде фиброза легких. Предельно допустимая концентрация пыли в воздухе рабочей зоны производственных, складских помещений – 1 мг/м3. По степени воздействия на организм человека органоаэросилы относятся к веществам умеренно опасным (3 класс). Пыль аэросилов в воздухе производственных помещений определяется по техническим условиям на момент определения в воздухе свободной двуокиси кремния в присутствии силикатов. Работы с органоаэросилами должны выполняться в спецодежде, спецобуви и предохранительных приспособлениях для органов дыхания (респираторах) в соответствии с действующими типовыми и отраслевыми нормами. Респираторы должны быть фабричного изготовления и иметь запас тампонов (вкладышей). Перед приемом пищи необходимо мыть руки с мылом. Складские помещения и лаборатории, в которых проводятся работы с аэросилами, должны быть обеспечены проточно-вытяжной вентиляцией, поддерживающей содержание двуокиси кремния в рабочей зоне, не превышающей предельно допустимую концентрацию. Рабочие, занятые на погрузке, разгрузке и затаривании цемента, асбеста и органоаэросилов, должны проходить медицинский осмотр. 11. Характеристика модифицированных аэросилов. Органоаэросилы – модифицированные разновидности гидрофильно-гидрофобных и полностью гидрофобизованных аэросилов. Особенности их применения вызваны специфичностью действия каждого из них на какое-либо из технологически важных свойств цементных, цементно-полимерных и цементно-латексных дисперсий. Органоаэросилы – бутосил, метилаэросил, диэтиленгликольаэросил, аминоэтоксиаэросил, карбоксиаэросил и т.д. получают замещением гидроксильных (ОН-) групп на поверхности аэросила органическими функциональными группами различной природы. Диэтиленгликольаэросил (АДЭГ) синтезируют в присутствии диэтиленгликоля. Частицы имеют органическое покрытие следующего состава [-O(CH2)2 -O(CH2)2 –OH] ? n, соединенное с атомами кремния. АДЭГ – гидрофильно-гидрофобен, и поэтому его можно вводить как в сухой цемент, так и воду затворения. Метилаэросил (АМ) получают реакцией с диметилдихлорсиланом при температуре 200 – 350о С. Метилаэросил выпускается со степенью замещения на 50, 75, 100, 300 %. При покрытии поверхности на 100 % диметилдихлорсилильными радикалами не остается структурных гидроксильных групп. Мителаэросил – гидрофобен, т.е. водой не смачивается. Смешивается с цементом в сухом виде, реже при неполном замещении гидроксильных групп поверхности добавляется в воду затворения. Бутилаэросил (БА) получается при химическом взаимодействии дисперсного кремнезема с бутиловым спиртом. При модифицировании поверхности аэросила органическими бутаксилагруппами на 50 % является гидроксильно-гидрофобным. При модифицировании поверхности на 100 % - гидрофобен. Смешивается с цементом в сухом виде. Карбоксилаэросил (КОА) – с составом поверхностного органического слоя [-O-R-COOH] . n (где R-алкил или арил). КОА – гидрофилен, вводится в воду затворения. Аминоаэросил (АЭА) имеет состав поверхностного органического слоя [O-C2H4NH2] .n с различным остаточным содержанием гидроксильных групп. АЭА – гидрофилен, вводится в воду затворения. 12. Выбор типа тампонирующего состава в зависимости от поглотительной способности изолируемой зоны. Тип тампонирующего состава выбирается в зависимости от поглотительной способности изолируемой зоны, которая приближенно характеризует величину раскрытости каналов. Для оценки поглотительной способности используется коэффициент удельной приемистости , где Q – расход жидкости при определении приемистости, м3/час; Р – давление при определении приемистости, МПа. Глубина и степень кольматации пористой среды и каналов с малой величиной раскрытости повышается с увеличением количества высокодисперсной фракции в объеме тампонажного раствора. В каналах с большой раскрытостью кольматация производится грубодисперсными частицами. По степени возрастания дисперсности твердой фазы тампонажные составы располагаются в следующей последовательности (см. табл. П.2.1): 5 < 4 < 6 < 1 < 7 < 2 < 3 < 8 << 9. В зависимости от приемистости скважины рекомендуется применять следующие составы: 1,4 - 2,1 м3/(ч МПа) - составы 4, 5, 6 и 7; 2,1 – 2,8 м3/(ч МПа) - составы 8, 2 и 3; более 2,8 м3/(ч МПа) - состав 9. Состав 4 применяется при комбинированном способе тампонирования, остальные – при прямом. ПРИЛОЖЕНИЕ 3.
(Гелеобразующие) тампонажные составы
Гелями называются структуры, образуемые коллоидными частицами или молекулами полимеров в форме пространственных сеток, ячейки которых заполнены жидкостью, обычно исходным растворителем. В зависимости от природы образующих их веществ различают гели, построенные из жестких частиц (или хрупкие гели), и гели, образованные гибкими макромолекулами (или эластичные гели-студни). Гели на основе полимеров получаются в результате образования в исходном растворе полимера пространственной сетки за счет «сшивки» макромолекулярных цепей химическими реагентами. Химические связи придают системе свойства малой подвижности, упругости и эластичности под действием внешнего силового поля. Такого рода гели способны сохранять структуру при значительных деформациях и восстанавливать частично или полностью свою форму после снятия нагрузки. К этому классу гелей относят вязкоупругие составы типа ВУС, ВУГ, ГФС. Эластичные гели способны сильно изменять свой объем (в несколько раз) при контакте с различными водными растворами при общем сохранении структуры и свойств. К хрупким гелям относятся составы на основе неорганических силикатов, которые имеют конденсационную структуру, что обусловливает достаточно высокую механическую прочность (твердость) в сравнении с полимерными гелями. Однако эти гели в силу своего строения не способны выдерживать существенные деформации и необратимо разрушаются при нагрузках, превышающих их предел прочности. Хрупкие гели мало изменяют свой объем при смене жидкой фазы или изменении минерализации контактирующей воды. В связи с особенностями образования и строения этих гелей необходимо, чтобы в момент схватывания (образования структуры) в пластовых условиях составы находились в покое, т.е. процесс закачки и продавки в пласт был закончен. Из всех гелей наиболее прочным, обладающим ярко выраженными свойствами твердого тела является состав АКОР на основе органических силикатов. Полимерные гели в течение нескольких месяцев «стареют», что приводит к их существенной усадке (синерезису); наиболее устойчивы во времени гели на основе ПАА + смола (ТС-10 и др.) + формалин. Хрупкие гели в условиях, исключающих испарение воды, сохраняют свою структуру без заметного изменения объема в течение нескольких лет. Объемные изменения тампонирующих гелей сильно зависят от вида контактирующих с ними жидкостей, интенсивности массообмена в зоне контакта. Основные сведения по рекомендуемым к применению гелям, помогающие обоснованно планировать их использование, приведены в таблице П.3.1. В условиях пористых сред, где тело геля пронизано каркасом коллектора, объемные и структурные изменения самого геля будут сказываться на водоизолирующей способности. В трещиноватых коллекторах такие изменения могут существенно ухудшать эту способность во времени, в связи с чем во многих случаях при обработке скважин целесообразна операция дополнительного цементирования. Выбор конкретных рецептур гелеобразующих составов зависит от геолого-технических условий скважин каждого месторождения и требует использования специальных руководящих документов на их применение. При планировании и использовании гелеобразующих составов обязательно проведение контрольных анализов сроков гелеобразования выбранных составов для каждой партии поступающих исходных веществ и при необходимости - корректировка рецептур. Положительным свойством полимерных гелей является возможность модификации их рецептур в зависимости от поставленной задачи. Например, полимерные гелеобразующие составы могут использоваться в обводненных нефтяных скважинах для доставки в пласт, хранения и дозированного выделения во времени различных химических реагентов (ПАВ, полимеров, ингибиторов солей и парофиноотложений). Для этого подбирается состав (содержащий как добавку химреагент), гель которого в пластовых условиях медленно растворяется или распадается за счет деструкции; при этом происходит постепенное в течение времени выделение химреагента. Такой принцип реализован технологией обработки обводненных фонтанных скважин, разработан совместно институтом ВНИИнефть и НГДУ «Приазонефть». Технология направлена на ограничения притока подошвенной воды и основана на порционно-последовательной закачке и продавке в пласт 8 – 16 м3 раствора ПАА с добавкой ПАВ и 8 – 16 м3 гелеобразующего «редкосшитого» состава (ПАА, бихромат натрия или калия, гипосульфит натрия) с ПАВ. На первом этапе происходит непосредственное блокирование путем прямой фильтрации подошвенной воды в скважину. В дальнейшем вода, обтекая созданный экран, обогащается полимером и ПАВ. Постепенное растворение и температурная деструкция «редкосшитого» полимерного состава обеспечивает длительность действия эффекта. Присутствие в продукции фонтанной скважины полимера и ПАВ облегчает запуск скважины после обработки, повышает эффективность газожидкостного подъемника и продлевает период устойчивого фонтанирования высокообводненных скважин. Технология применима в условиях гранулярного коллектора с температурой 50 – 100о С. Рекомендуемое содержание компонентов в 1 м3 рабочих растворов для обработки скважин: Таблица П.3.1. Основные сведения о тампонажных гелеобразующих составах Гелеобразующий состав Температурный интервал применения, оС Влияние повышен.темп-ры на струк турную прочн. гелей Изменение объема геля при контактировании с высокоминерализованной водой хлоркальциевого типа, = 1,8 г/см3 маломинерализованной водой, = 1,01 г/см3 10% р-ром соляной кислоты 10% р-ром едкого натра ПАА + смола (ТС10,ГРС) + формалин 20-90 Несущественное Усадка на 10-20% Незначительная усадка 2-5% Сильная усадка на 20-40% Набухание на 10-15% ПАА + хром-калиевые квасцы 20-90 Сильно ухудшается Усадка на 5-10% Набухание на 10-20% Набухание на 20-30% Растворяется ПАА+хромпик +гипосульфит 20-90 Сильно ухудшается Усадка на 10-30% Усадка на 5-15% Растворяется Растворяется Гипан+формалин+соляная кислота 20-90 Сильно ухудшается Усадка на 10-30% Усадка на 10-15% Усадка на 20-40% Набухание на 30-40% Силикат натрия+соляная кислота (или хлористый аммоний) 5-100 Несущественное Незначительная усадка на 2-5% Незначительная усадка Незначительная усадка Растворяется АКОР, АКОР-2, АКОР- 4 + кристаллогидрат хлорного железа (кислоты, кислые соли)+вода (водный раствор солей) 30-120 Несущественное Усадка на 10-20% Усадка на 10-15% Усадка на 10-20% Разрыхляется без потери агрегативной устойчивости 1. Раствор полимера с ПАВ: ПАА - 30 - 60 кг сульфонол - 30 - 70 кг 2. «Редкосшитый» полимерный состав с ПАВ: ПАА - 30 – 60 кг бихромат натрия (калия) - 1 – 2 кг гипосульфит натрия - 1 – 2 кг сульфонол - 50 – 75 кг Порядок растворения компонентов следующий: ПАА, хромпик, сульфонол, гипосульфит натрия; гипосульфит натрия добавляется в раствор непосредственно перед закачкой в пласт. ПРИЛОЖЕНИЕ 4.
Кремнийорганический водоизолирующий реагент Продукт 119-204, технология применения
Продукт 119-204 (ТУ 6-02-1294-84) (олигоорганоэтоксихлорсилоксан) относится к классу этоксипроизводственных кремнийорганических соединений и представляет собой продукт гидролитической этерфикации этанолом кубовых остатков производства органохлорсиланов. Продукт 119-204 – жидкость от светло-коричневого до черного цвета с характерным запахом соляной кислоты. Плотность Продукта 119-204 – 0,93 – 1,05 г/см3, динамическая вязкость 1,5 – 10,0 мПа с, температура застывания ниже минус 50о С, гарантийный срок хранения в герметичной таре не менее 1 года. Продукт 119-204 хорошо растворим в органических растворителях, нефтепродуктах, к нефти инертнен и химически с ней не взаимодействует. При смешении Продукта 119-204 с водой он вступает в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием неплавких и нерастворимых полиорганосилоксановых полимеров. Вода выступает в роли «отвердителя» для данного реагента. Минерализация и состав солей пластовых вод не оказывают влияния на процесс сополиконденсации. Продукт 119-204 представляет самокатализирующую систему за счет содержащегося в составе олигомеров остаточного хлора, (массовая доля гидролизуемого хлора составляет 4,0 – 8,0 % по ТУ 6-02-1294-84), поэтому он является однокомпонентным составом, не требует приготовления перед закачкой в скважину и применяется в товарном виде. Продукт 119-204 обладает селективной способностью по отношению к флюидам, насыщающим пласт. При закачке тампонажного состава в нефтеводонасыщенные пласты он гидролизуется водой, содержащейся в водонасыщенной зоне, и тампонирует ее. В нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта реагент растворяется в нефти и теряет способность к поликонденсации. Время поликонденсации Продукта 119-204 в лабораторных условиях при механическом перемешивании с водой составляет 5 – 30 минут, при взаимодействии с водой в пористых средах (исскуственные и естественные керны продуктивных пластов) – 1 – 3 часа. Температура и давление не оказывают резкого воздействия на скорость сополиконденсации. Прочность отвержденных образцов на сжатие – 0,5 – 2,0 МПа, усадка – до 3 %, термостабильность – до 200оС; образцы не растворимы в органических растворителях, нефти, воде, кислотах. Слабо растворимы в концентрированной горячей щелочи. Заводы-поставщики Продукта 119-204: 399820, г. Данков, Липецкая обл., ул. Зайцева, 1, Данковский химзавод; 330009, г. Запорожье, завод «Кремнийполимер»; 665470, г. Усолье-Сибирское, Иркутской обл., Усольское производственное объединение «Химпром». Продукт 119-204 поставляется в железнодорожных цистернах. При осуществлении технологического процесса используется стандартное оборудование, применяемое при капремонте и ОПЗ скважин, в том числе: 1) ЦА 320 - 2 шт.; 2) стальные передвижные герметичные емкости для доставки Продукта 119-204 и ацетона на скважину или предназначенные для этой цели автоцистерны любой марки - 2 шт.; 3) стальная емкость (на скважине) с необходимым запасом продавочной жидкости - 1 шт. Количество тампонажного состава на одну заливку рассчитывается, исходя из радиуса изоляции 0,7 – 1,5 м. В сильно расчлененном коллекторе радиус может быть взят минимальным в указанном пределе. Необходимый объем Продукта 119 - 204 на одну оперцию рассчитывается по формуле: V =?? (R2 – rс2) h m, где R – планируемый радиус изоляции, м; rс – радиус скважины (берется равным наружному радиусу обсадной колонны), м; h – толщина интервала перфорации, м; m – средневзвешенная пористость пласта в интервале перфорации, доли. Технический ацетон (ГОСТ 2768-84), используемый в качестве верхней и нижней разделительной и влагопоглощающей буферной жидкости при закачке Продукта 119-204 в скважину и пласт, в количестве 0,5 –0,7 от расчетного объема Продукта 119-204, но не менее 2 м3. Продукт 119-204 является однокомпонентным составом и применяется в товарном виде. Содержание воды в используемом ацетоне не должно превышать 3 %, что должно быть проконтролировано перед РИР. Методы контроля отражены в ГОСТе 2768-84. Перед изоляционными работами необходимо промыть ствол скважины допуском НКТ до забоя, установить башмак НКТ в интервале перфорации в зоне притока воды. Определить приемистость скважины по воде (солевому раствору) с помощью агрегата ЦА-320 при установившемся устьевом давлении, не превышающем допустимое давление опрессовки. 1. Технология РИР. При открытой затрубной задвижке (положение на циркуляцию в скважине через НКТ) последовательно закачать в НКТ 0,1 – 1,5 м3 ацетона (нижний буфер), расчетный объем Продукта 119-204 - 0,5 – 1,0 м3 ацетона (верхний буфер) и довести закачанные реагенты до башмака НКТ с помощью продавочной жидкости (техническая вода или солевой раствор) из расчета поднятия в затрубное пространство колонны половины объема нижнего буфера ацетона. Закрыть затрубную задвижку и при давлении, не превышающем максимально допустимое для опрессовки колонны, продавить оставшуюся в НКТ часть нижнего буфера ацетона и весь объем Продукта 119-204 в зону изоляции. Процесс закачки Продукта 119-204 и продавки его в пласт необходимо производить непрерывно. Оставить скважину закрытой под давлением, достигнутым в конце продавки, на реакцию на 24 часа. После 24 – 36 часов с целью удаления из ствола скважины оставшихся реагентов осуществить обратную промывку допуском НКТ до забоя. Для дозакрепления тампонажного материала вблизи ствола скважины опрессовать колонну водой и плавно закачать в призабойную зону 0,3 – 1,0 м3 воды или солевого раствора. Оставить скважину дополнительно на реакцию на 24 – 48 часов. В течение данного времени в скважине могут производиться работы по ее подготовке к эксплуатации: спуско-подъемные операции, установка насосного оборудования и т.д. Если в процессе закачки Продукта 119-204 в зону изоляции приемистость скважины резко снизится до полного отсутствия, реагент необходимо вымыть на поверхность, затем скважину опрессовать водой и оставить под давлением на 24 – 36 часов. В последующем на скважине могут производиться работы по ее подготовке к эксплуатации. Освоение должно осуществляться, начиная с наименьшей депрессии, вызывающей приток нефти из пласта. За 10 – 15 дней путем плавного увеличения депрессии скважина выводится на заданный режим эксплуатации. 2. Требования безопасности и влияние на окружающую среду. При использовании Продукта 119-204 необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности». Продукт 119-204 представляет собой частично гидролизованные органоалкоксихлорсиланы и состоит из смеси олигоорганоэтоксихлорсиланов. Продукт 119-204 относится к 4 классу опасности (вещества малоопасные) по ГОСТу 12.1.007.-76. Продукт 119-204 не обладает сенсибилизирующим эффектом, не обладает выраженными кумулятивными свойствами, не обладает кожно-резорбтивными действиями. При попадании на слизистые оболочки глаз и верхних дыхательных путей Продукт 119-204 оказывает раздражающее действие, вызывая жжение. При проведении работ необходимо исключить контакт слизистых оболочек и кожных покровов работающих с тампонажным составом. Индивидуальными средствами защиты являются: спецодежда из хлопчатобумажной ткани, резиновые перчатки или прорезиненные рукавицы, защитные очки. В случае попадания Продукта 119-204 на кожу его необходимо смыть ацетоном, керосином, дизельным топливом или нефтью, а затем промыть участок мыльным раствором и большим количеством воды или 3 %-ным раствором питьевой соды. Предельно допустимая концентрация Продукта 119-204 в рабочей зоне составляет 60 мг/м3. В закрытых помещениях работы с Продуктом 119-204 необходимо производить только при наличии приточно-вытяжной вентиляции. Дополнительным средством индивидуальной защиты при работах в закрытых помещениях является противогаз с коробкой марки «БКФ». При отравлении Продуктом 119-204 необходимо пострадавшего вывести на свежий воздух и освободить от одежды, вызвать врача. Продукт 119-204 относится к легко воспламеняющимся жидкостям. По взрывоопасным свойствам Продукт 119-204 относится к группе ТЗ в соответствии с ГОСТом 12.1.001-78. В соответствии с ТУ 6-02-1294-84 температура самовоспламенения Продукта 119-204 составляет 223о С. Противопожарные мероприятия при работе с тампонажным составом Продукт 119-204 проводятся в соответствии с руководством «Ремонтные работы. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности», г. Баку, 1976, 1976, утв. 03.04.74 г. Не допускается применение открытого огня. При работе необходимо пользоваться инструментом, не дающим искры при ударе. Все агрегаты, автоцистерны должны быть снабжены искрогасителем. Средствами пожаротушения являются: песок, кошма, углекислотные огнетушители, порошок ПСБ с интенсивностью подачи 0,8 кг/(м2с) и расходом 4,3 кг/м2; распыленная вода с интенсивностью подачи 1,0 – 1,35 кг/(см2с) и расходом 0,8 – 1 ,9 кг/л продукта; воздушно-механическая пена средней кратности на основе 6 % раствора пенообразователя ПО-1Д с интенсивностью подачи 0,23 кг/(см2с). Компактная вода при гушении продукта неприменима. Транспортировка Продукта 119-204 осуществляется в герметичной металлической таре. После проведения работ все оборудование, загрязненное тампонажным составом, должно быть промыто безводной нефтью, дизельным топливом, керосином или ацетоном. При затаривании ацетона в емкости запрещается допускать свободно падающую струю. Закачку ацетона допускается производить только под слой жидкости. При осуществлении работ необходимо исключить контакт ацетона с поверхностями, нагретыми до температуры его кипения в атмосферных условиях (плюс 56о С) или более. С целью охраны окружающей среды утилизацию Продукта 119-204, его растворов и смесей с другими реагентами необходимо осуществлять в специально отведенных местах. Продукт 119-204 должен нейтрализоваться водой, продукты реакции засыпаться сверху слоем песка. Запрещается закачка Продукта 119-204 или его растворов в коллектор нефтесборного трубопровода, а также слив на поверхность почвы, в реки или водоемы. ПРИЛОЖЕНИЕ 5.
Таблица П.5.1.
Тампонирующие составы на основе полимеров, осадкообразующих и других веществ (классификация согласно приложению 1) Тампонажный состав (перечень компонентов, входящих в состав) Свойства исходного состава Физик. механич. свойства *(МПа) V, % примечание Р, г/см3 М, МПа с Т, оС Взаимодействие с пластовыми флюидами нефть вода пресная вода минерал. 1. Твердеющие вяжущие вещества 1.Состав на основе ТС-10, ТДС - 9: формалин или уротропин, вода или глинистая суспензия 1,03-1,10 10-40 5-80 Н/вз Разб. Разб. Тв. тело ??= 0,8-2,5 VП.В.= 0,5 VМ.В.= 10 2.Состав ГТМ-3 ПЭПА, смола АЭФС (портландцем.) 1,05 200 20-80 Н/вз. Коаг. Коаг. Тв. тело ?изг=7-19 ?сж=14-30 3.Кремнийорганический состав ППС-2 олигомер ППС-2, смесь силанов, порошкооб-разный мел 1,07 10 20-150 Н/вз. Отв. Отв. Тв. тело ?сж=2,6 4.Составы типа АКОР: смолка этилсиликатов с кристаллогидратом хлорного железа 0,9-1,3 1-500 30-120 Разб. Разб. Разб. Гель, тв. тело ?сж=9 V = 3 Продолжение табл. П.5.1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 5. «Продукт 119-204» (см. прилож. 4) 0,93-1,05 1,5-10,0 0-200 Н/вз. Отв. Отв. Тв.тело ?сж=0,5-2,0 V = 3 6. Состав «Ремонт-1» ТС-10, КС-11, кероген 1,16-1,18 20-200 5-80 Н/вз. Разб. Разб. Тв. тело ?сж=6-10 2. Гели 1.ВУС на основе ПАА: а) ПАА б) ПАА ТС-10 хром. Формалин квас. 1,05 20-200 10-80 Н/вз. Разб. Разб. Гель 2.Гипано-формалин. смесь 1,05-1,07 2-40 20-90 Н/вз. Разб. Коаг. Гель VМ.В. = 5 3.Нефте-сернокислотная смесь: алкилсерная кислота нефть 1,66 60-1400 20-100 Загущ. Разб. Коаг. Вязкая масса 3. Наполнители 1.Ореховая скорлупа Н/д - Не регл. Н/вз. Н/вз. Н/вз. Без изм. 2.Улюк волокнистый Н/д - Не регл. Н/вз. Н/вз. Н/вз. Без изм. 3.Пены: ПАВ, вода, полимер 0,5-0,9 1-150 Н/д Разруш. Н/вз. Пена Продолжение табл. П.5.1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 4.Латексы Н/д Н/д 15-100 Н/вз. Разб. Коаг. Вязкая масса 5.Гипан 1,6-1,2 16-20 15-100 Н/вз Разб. Коаг. Гель или тв.тело 6.Реагент МАК-ДЭА 1,05 5-500 5-100 Н/вз. Разб. Коаг. Гель 7.Гранулированный магний 2,6 - 20-100 Разб. Обр. Обр. осад. Тв.тело (мелкодисперсн.) 8. Гипан с жидким стеклом 1,07-1,2 10-20 15-100 Н/вз. Разб. Коаг. Гель 9.Углеводородные цементные растворы: нефть (дизтопливо), портландцемент, ПАА Жидкость отверждения: вода ПАВ, щелочь 1,6-2,0 16-25 15-100 Разб. Отв. Отв. Тв.тело ?изг.= 2,7-6,2 4. Адсорбтивы 1.Разбавленные растворы полимеров а) ПАА б) гипан вода вода 1,01-1,03 3,3 20-80 Н/вз. Разб. Коаг. Гель на поверх. пор Примечание: Р – плотность; ? - вязкость; Т – температура, при которой состав технологически применим; V – усадка образцов материала в пресной воде ( VП.В.) или минерализованной воде ( VМ.В.); н/д – нет данных; н/вз. – не взаимодействует с пластовым флюидом; набух. – состав набухает при воздействии на него; загущ. – состав загущается при воздействии на него; отв. – отверждается. Физико-механические свойства – характеристика состава в «отвержденном» состоянии, прочность (?) ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Таблица П.6.1. Сведения о минеральных тампонажных материалах Минеральные тампонажные материалы № п/п Тампонажный материал Нормат. док-т Реком ин-л применения, оС Водо-цементное от-ношение Плотность, г/см3 Расте-кае-мость Схватывание раствора Прочность камня Тем-ра, оС Дав-лен., МПа Нача-ло, ч/мин Ко-нец, ч/мин Тем- ра, оС Дав-лен., МПа Время твердчас Проч-ность на из гиб, МПа 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1. Портландцемент для холодных скважин ГОСТ 1581-96 15-40 0,5 1,81 >18 22 0,1 >2 10 22 0,1 48 2,7 2. Портландцемент для горячих скважин ГОСТ 1581-96 40-100 0,5 1,81 >18 75 0.1 >1-45 5 75 0,1 24 3,5 3. ШПЦС-120 80-60 0,43 1,82 18-20 90 40 >2 8 120 40 24 2,5 4. ШПЦС-200 160-220 0,4 1,82 18-20 160 60 >3 8 200 60 24 4,5 5. ШПЦА-120 ТУ 39-909-83 80-160 0,43 1,82 18-20 120 40 >2 7 120 40 24 2,5 Продолжение табл.П.6.1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 6. ШПЦА-200 ТУ 39-909-83 130-250 0,4 1,82 18-20 200 60 >3 8 200 60 24 4,5 7. ОЦГ ТУ 39-01-08-469-79 30-150 0,9 1,45 21 75 0,1 Время загус-тевания 90 минут 75 0,1 48 1,1 8. УЦГ-1 ТУ 39-01-08-535-80 20-100 0,4 2,06-2,15 18-21 75 0,1 >1,95 5-00 75 0,1 48 2,0 9. УЦГ-2 ТУ 39-01-08-535-80 20-100 0,38 2,16-2,30 18-21 75 0,1 >1,45 5-00 75 0,1 48 2,0 10. УШЦ-1-120 ОСТ 39-014-80 80-160 0,35 2,068-2,15 18 120 40 >2 8 120 40 24 2,5 11. УШЦ-2-120 ОСТ 39-014-80 80-160 0,33 2,16-2,30 18 120 40 >2 8 120 40 24 2,5 12. УШЦ-1-200 ОСТ 39-014-80 160-250 0,35 2,06-2,15 18 200 60 >3 10 200 60 24 2,5 13. УШЦ-2-200 ОСТ 39-014-80 160-250 0,33 2,16-2,30 18 200 60 >3 10 200 60 24 2,5 Таблица П.6.2. Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные ускорителями и замедлителями схватывания № п/п Вид цемен-та В/Ц Наименование реагента Макс. тем-перат. примен. оС Экстр. дозир.% от массы тв.фазы Кол-во реаген., % Тем- пера- тура, оС Время схватывания, ч/мин Прочие воздействия начало конец 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Составы, обработанные ускорителями схватывания 1 ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,5 0,5 0,5 Диэтаноламин Не регл. 0,1-1 0 0,25 1,0 75 75 75 2-45 2-15 0-50 3-15 2-40 1-10 Уменьшает прочность камня, до 0,1% - замедлитель 2 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,5 0,5 Силикат нат-рия (жидкое стекло) -“- 0-3 до 15 0 15 22 22 9-00 0-15 10-00 0-25 Быстрый набор прочности камня в ранние сроки, меньшая прочность позже 3 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,5 0,5 Кальциниро-ванная сода (углекислый натрий) -“- 1-10 0 10 22 22 6-00 0-20 7-30 0-30 Пластификатор. При добавках 0,5-1 % - замедлитель Продолжение табл.П.6.2. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 4 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,45 0,45 Каустическая сода (едкий натр) -“- 0-1 0 0,5 22 22 9-30 3-15 10-30 5-20 При введении более 3% уменьшает прочность камня 5 ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,5 0,5 0,5 Поваренная соль (хлорис-тый натрий) -“- 0-5 0 4 5 22 22 22 11-00 9-00 8-00 13-00 10-00 8-00 Пластификатор. Увеличивает прочность камня 6 ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,5 0,5 0,5 Поташ (карбонат калия) Не регл. 0-5 0 4 5 22 22 22 11-00 9-00 9-00 13-00 10-00 10-00 Пластификатор. Увеличивает прочность камня 7 ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,45 0,45 0,45 Сернокислый алюминий (сернокислый глинозем) -“- 0-5 0 3 5 22 22 22 9-30 5-10 1-05 10-30 7-00 2-20 Загущает раствор, увеличивает прочность камня Продолжение табл.П.6.2. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 8 ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,5 0,5 0,5 Триэтаноламин -“- 0,05-1,00 0 0,25 0,75 75 75 75 2-45 2-15 1-20 3-15 2-35 1-35 Пластификатор, снижает прочность камня. До 0,05% - замедлитель 9 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,45 0,45 Хлористый алюминий -“- 0-5 0 5 22 22 9-05 3-30 10-20 5-10 Загущает раствор 10 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,45 0,45 Хлористый калий -“- 0-5 0 3 22 22 11-20 7-20 12-05 7-50 Загущает раствор. Увеличивает прочность камня 11 ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 0,5 0,5 0,5 0,5 Хлористый кальций -“- 0-6 0 4 6 8 22 22 22 22 11-00 5-00 4-00 2-30 13-00 6-30 5-00 3-00 Повышает раннюю про-чность камня. Умень-шает динамическое сопротивление сдвига, уве-личивает структурную вязкость Составы, обработанные замедлителями схватывания 12 ПЦТ-100 0,5 Борная кислота 130 0-1 0,5+ 1,25 ВКК 200 1-20 1-45 Повышает прочность камня. Рекомендуется к применению с ВКК.При добавлении более 4% загущает раствор 13 ПЦТ-100 0,5 Бура 150 0-1 1,00+ 1,5 ССБ 140 1-50 2-20 Пластификатор. Рекомендуется к применению с ССБ Продолжение табл.П.6.2. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 14 ПЦТ-100 0,5 Виннокаменная кислота 160 (с H2BO3 до 250оС) 0-1,5 0 120 0-20 0-30 Пластифицирует, увеличивает прочность камня, улучшает его структуру, уменьшает проницаемость 15 ПЦТ-100:Б+ =3:1 МБ ШЦ+:Б=3:1 -“- -“- 0,6 0,5 +0,3 хромп. 0,6 0,5 0,5 Гидролизован-ный полиакри-лонитрил (гипан) 140 с хромп. до 200оС 0-2 0 0,3 0 0,4+ 0,15 хромп 0,5+ 0,25 хромп 120 120 120 120 150 0-30 2-00 0-20 12-00 8-00 0-50 2-30 0-50 14-20 9-00 Уменьшает водоотдачу. Загущает портландцементный раствор Рекомендуется применять с хромпиком 16 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,5 0,5 Карбамид (мочевина) 75 0-1 0 1 75 75 2-45 3-30 3-20 4-00 Пластифицирует, уменьшает прочность камня Продолжение табл.П.6.2. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 17 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Карбоксиме-тилцеллюлоза КМЦ 130 с хромп до 160оС 1-1,5 0 0,5 1,0 0,3 1,5 75 75 75 90 130 2-40 4-30 8-00 2-00 2-40 3-05 5-00 8-50 2-20 3-00 Уменьшает водоотдачу, седиментацию, уменьшает прочность камня 18 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,5 0,5 0,5 0,5 Концентриро-ванная сульфит-спиртовая барда КССБ 200 0-7,5 0 0,4 0 7 75 75 150 150 2-00 3-10 0-20 2-10 2-30 3-50 0-30 2-40 Пластифицирует, уменьшает водоотдачу, вспенивает (меньше, чем ССБ) 19 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,5 0,45 Л-6, Л-7 250 0-3 2 2 170 180 2-50 3-00 3-50 4-00 Пластифицирует, повышает прочность, уменьшает проницаемость камня 20 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,5 0,5 0,5 0,5 Сульфит-спиртовая барда ССБ 150 0-1,5 0 1,5 0 1,5 100 100 150 150 0-50 3-00 0-20 1-00 1-00 3-30 0-25 1-15 Пластифицирует, уменьшает водоотдачу и прочность камня на 10-15%, вспенивает р-р при конц. более 0,5% Продолжение табл.П.6.2. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 21 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,5 0,5 Сульфитно-дрожжевая бражка СДБ 150 0 1,5 100 100 0-50 3-00 1-00 3-30 Пластифицирует, уменьшает водоотдачу 22 ПЦТ-100 0,5 Сунил (суль-финированный нитро-лигнин) 150 0-1 1 150 2-40 3-15 Пластифицирует, уменьшает водоотдачу 23 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,5 0,5 Технический винный камень, ТВК 200 0-3 2,5 3,0 200 200 10-00 12-00 11-00 13-00 Увеличивает прочность, уменьшает проницаемость камня, улучшает его структуру 24 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,4 0,4 0,4 Триполи-фосфат натрия Не регл. 0-1 0 0,1 0,2 60 60 60 2-10 3-40 4-10 2-40 4-15 5-00 Пластифицирует, уменьшает проницаемость камня Продолжение табл.П.6.2. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 25 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,5 0,5 0,5 0,5 Хлористый натрий (по-варенная соль) Не регл. Более 8 0 18 0 18 22 22 60 60 8-00 16-00 6-10 4-15 9-00 19-00 3-45 4-45 Пластифицирует. При концент. в воде более 20% уменьшает прочность камня 26 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 0,5 0,5 0,5 Хромат натрия Не регл. 0 0,15 +0,6 КМЦ 0,25 +0,5 гипан 120 120 120 0-25 1-10 1-40 0-35 1-35 2-10 --“-- Примечание: ПЦТ(50,100) – потрландцемент; ШЦ – шлаковый цемент; Б - бетонитовый глинопорошок Таблица П.6.3. Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи № п/п Вид цемента В/Ц Наименование реагента Макс. тем- ра примен. оС Экстр. дозир % от массы тв.фазы Кол-во реаген- та, % Характеристика действия реагента A. Темпера- тура, оС ВОисх ВОобр Прочие воздействия 1. ПЦТ-I-50 0,5 Гипан 0-2 1 22 4,5 Загущает раствор, повышает седиментационную устойчивость 2. ПЦТ-I-50 0,5 КМЦ 0-1,5 1 22 4 Повышает седиментационную устойчивость 3. ПЦТ-I-50 0,5 К-4 0-2 2 22 100 Замедлитель, пластификатор 4. ПЦТ-I-100 0,5 КССБ 0-1 1 22 7 Замедлитель 5. ПЦТ-I-100 0,5 Окзил 0-1 0,5 22 7 6. ПЦТ-I-100 ПЦТ-I-100 ПЦТ-I-100 0,5 0,5 0,5 Полиакрила-мид (ПАА) 100 0-0,3 0,15 0,2 0,3 22 22 22 17 23 35 Загущает р-р, замедлитель. Более эффектиное применение с борной кислотой 7. ПЦТ-I-100 ПЦТ-I-100 0,5 0,5 Поливинило- вый спирт (ПВС) 100 0-3 0,6 1,0 22 22 70 250 Улучшает седиментац. устойчивость 8. ПЦТ-I-100 0,5 ССБ 0-1 1 22 3,5 Вспенивает, пластифицирует 9 ПЦТ-I-100 0,5 СДБ 0-1 1 22 3,5 Пластифицирует 10 ПЦТ-I-100 0,5 Сулькор 0-1 1 22 4,5 Пластификатор. Замедлитель схватывания, уменьшает проницаемость цементного камня Примечание: ВО – водоотдача в исходном (ВОисх) и обработанном (ВОобр) состоянии; ПЦТ – портландцемент
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Контарович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири. – М.: Недра, 1975. – 680 с. 2. Шишигин С.И. Методы и результаты изучения коллекторскихсвойств нефтегазоносных горизонтов Западно-Сибирской провинции.- М.: Недра, 1968. – 136 с. 3. Шашин В.Д. Нефть Сибири. – М.: Недра, 1973. – 254 с. 4. Телков А.П., Грачев С.И., Дубков И.Б. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. – Тюмень: ООО НИПИКБС – Т, 2001. – 482 с: ил. 5. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин.- М.:ОАО Недра, 1998.-267 с:ил. 6. Некрасов В.И., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г., Андреев В.Е. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири.- Уфа: Белая Река, 2001 г. – 288 с.: ил. 7. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементиро-вание при строительстве и эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1988.-263 с. 8. Ашрафьян А.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. – М.: Недра, 1989.-228 с.: ил. Зозуля Григорий Павлович Клещенко Иван Иванович Гейхман Михаил Григорьевич Чабаев Леча Усманович ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЙ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ (Учебное пособие) Редактор Г.Б. Мальцева Подписано к печати Бум. писч. №1 Заказ № Уч.-изд. л. 8,6 Формат 60?84 1/16 Усл. печ. л. 8,6 Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 495 экз. Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38

На главную страницу