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

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ОГРАНИЧЕНИЕ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН
Одна из самых актуальных проблем в нефтега-зопромысловом деле — это предупреждение и ограничение водопритоков к ПЗП в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, особенно на их поздней стадии разработки. Решение проблемы усугубляется чрезвычайной сложностью и многогранностью процесса обводнения скважин, многообразием причин возникновения и путей водопритоков. В связи с падением пластового давления на завершающей стадии разработки начинают активно внедряться подошвенные воды. Внедрение пластовых вод в залежи осложняет и удорожает эксплуатацию месторождений, существенно снижает прочность коллектора, в том числе и в ПЗП, который, разрушаясь, выносит песок, создающий песчаные пробки, разрушающие оборудование и трубы.
Существует множество технологий и материалов для предупреждения и предотвращения поступления воды к ПЗП. Но скважина требует индивидуальной технологии и применения материалов, конкретно приемлемых для характера и условий, места и технологического (эксплуатационного) периода, путей и объемов движения вод. Независимо от причин и путей притока обводнение скважин всегда приводит к прогрессирующему снижению притока газа (на поздней стадии разработки) и нефти.
Обводнение ПЗП — типичный случай некачественного цементирования заколонного пространства. В нем при неполном вытеснении бурового раствора в результате физико-химических взаимодействий между буровым и цементным растворами и седиментационной нестабильности последнего возникают каналы — проводники воды из вышележащих пластов. Разрушение цемента в заколонном пространстве может произойти и в случае применения воздействия на ПЗП с целью
26 Заказ 129
401
интенсификации добычи нефти и газа. Однако изоляция верхних вод — относительно простой способ борьбы с перетоками. В практике РИР наиболее серьезной является локализация промытостей в самом пласте вследствие опережения поступления воды к ПЗП при заводнениях и др. Обводнение, не связанное с процессом полной выработки пласта, т. е. преждевременное обводнение скважин и пластов, снижает конечную добычу нефти и газа.
Обводнение скважин вызывает огромные непроизводительные затраты на добычу попутной воды, ее транспорт и подготовку, на антикоррозионные мероприятия нефтепромыслового оборудования, на борьбу с отложениями солей в ПЗП, скважине, трубах. Кроме того, неэффективно расходуется пластовая энергия: при разработке водоплавающих залежей в определенных условиях (литологическая однородность пластов, невысокая анизотропия) возможно подтягивание конусов воды. Внедрение методов поддержания пластового давления (заводнение) способствовало ускорению и усложнению процессов обводнения, особенно в случае неоднородного строения коллекторов. При разработке нефтяных месторождений прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80—90%.
Оценка состояния пласта и его призабойной зоны с целью выбрать соответствующий материал и метод селективной изоляции пластовых вод — сложный и ответственный процесс.
10.1. ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ
Существуют различные причины обводнения скважин. Принято делить их на геологические, технологические и технические (граница между двумя последними размытая). Для борьбы с начавшимся или продолжающимся обводнением скважин необходимо установить принадлежность воды относительно продуктивного пласта (или ПЗП), местоположение резервуара и каналов продвижения воды (в некоторых случаях газа).
В большинстве месторождений вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода Она обычно занимает пониженные зоны нефтяных и газовых пластов, а иногда в разрезе продуктивной пачки выделяются самостоятельные водоносные горизонты.
Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иног-
402
да краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте.
Верхние и нижние воды приурочены к водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтяного пласта.
В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной
Связанные водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему, и различные изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния водоносной части резервуара, окружающей залежь. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Ее свойства, следовательно, будут влиять на количество вытесняемой нефти, так как некоторые воды лучше отмывают нефть, другие — хуже. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.
Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются свойствами пористой среды и пластовых жидкостей — структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т.д.
Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной.
Большинство исследователей приходят к заключению о существовании:
1) капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;
2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной);
26'
403
3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;
4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела фаз вода — нефть, вода — газ).
Водонефтяной контакт в пласте представляет собой различной толщины переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами.
На газонефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами.
Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации плотность пластовых вод может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м3 при концентрации солей 642,8 кг/м3, приблизительная зависимость плотности воды рв от количества растворенного минерального вещества Q приведена ниже: рвпри 15,5°С, кг/м3 1000 1020 1040 1060 1080 1100 1120 1140 Q кг/м3 нет 27,5 55,4 83,7 113,2 143,5 175,8 210,0
Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения Е:
AV
<10Л>
где AV — изменение объема воды при изменении температуры на д t , V — объем воды в нормальных условиях.
Из формулы 10.1 следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°С (1К). По экспериментальным данным, в пластовых условиях он колеблется в пределах 18. 10 5 — 90. 10 5 1/К, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.
Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды:
AV
характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу.
404
В формуле 10.2 ДУ — изменение объема воды при изменении давления на Ар, а V — начальный объем воды при условиях опыта.
Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,7 — 5,0) 10 10 Па ', а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приближенно определен по формуле:
Рвг=Рв(1 + 0,058),
где РВГ — коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ, Па ';
Рв — коэффициент сжимаемости чистой воды, Па';
S — количество газа, растворенного в воде, м3/м3.
Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Упл к удельному объему ее в стандартных условиях VH:
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99 — 1,06). Правый предел относится к высокой температуре (121°С) и низкому давлению, левый — к высокому давлению (32 МПа).
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Температура оказывает большое влияние на вязкость воды. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5 — 10°С) вязкость слабоминерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. При одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5 — 2 раза. Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, вязкость ее незначительно уменьшается при насыщении газом.
Для установления принадлежности воды используются физико-химические методы ее анализа, осуществляется контроль за продвижением водонефтяного контакта (ВНК) и за выработкой пласта, геофизические методы, различного типа цемен-томеры АКЦ, гамма-дефектомеры, расходомеры, резистивимет-ры, плотномеры и др.
405
Решение проблемы ограничения водопритоков к скважинам необходимо рассматривать как выполнение комплекса таких геолого-промысловых и технико-экономических задач, как диагностика обводнения скважин, выбор метода изоляционных работ и его соответствие характеру обводнения скважин, прогнозирование и предупреждение преждевременного обводнения скважин с учетом экономических показателей.
Если верхние или нижние воды, появляющиеся у ПЗП, требуют безотлагательного ремонта известными методами, то ее появление в скважинах за счет подошвенных, контурных и закачиваемых вод требует комплексного подхода к изучению путей промытости, режима отбора (вследствие подтягивания конуса, движения ВНК, технологических воздействий на пласт и другие).
10.2. МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Методы предупреждения обводнения скважин подошвенными, контурными и нагнетаемыми водами и борьбы с ними заключаются, в первую очередь, в регулировании процесса разработки всей залежи. Регулирование разработки может осуществляться без изменения и с изменением существующей системы воздействия на залежь и бурения дополнительных скважин.
Методы (точнее материалы) ограничения водопритоков делят на две группы: селективные и неселективные. В первом случае используются тампонирующие составы, которые, будучи закачанными в пласт, избирательно образуют изолирующие экраны, кольматируют поры и снижают проницаемость участков коллектора только в водонасыщенных интервалах. Во втором случае требуется строгое выделение обводненных про-пластков и их направленное тампонирование. Однако селективные методы уступают неселективным в успешности.
Ограничения притока подошвенных, контурных и нагнетаемых вод можно добиться использованием химических или физико-химических методов. Сюда может быть отнесено химическое тампонирование путей водопритоков (закупоривания обводненных участков пласта) или физико-химических методов (изменение фазовой проницаемости пласта для воды и др.).
406
При обводнении скважин подошвенной водой создают искусственные экраны по толщине водоносной части пласта или в зоне ВНК с применением гидравлического разрыва пласта или без него, но с применением конкретно подобранных химических материалов. Из многочисленных предложенных и опробованных материалов для взаимодействия с породой, водой, нефтью используются только те, которые проходят лабораторную проверку в идентичных условиях. Необходимо (кроме правильно выбранных материалов) иметь точную информацию геологического и физико-химического характера скважины, ПЗП и самого пласта.
10.2.1. НЕСЕЛЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД
Наиболее распространено использование там-понажного цементного раствора — это типичный случай неселективной изоляции: цемент и вода взаимодействуют друг с другом и, затвердевая, их смесь принимает форму вмещающего сосуда. В табл. 10.0 приведены используемые в практике РИР тампонажные цементы.
В зависимости от конкретного назначения применяют разнообразные активные добавки, наполнители различной природы, качества, размера зерен или пластин, глобул и т. д., а также химические реагенты: замедлители, ускорители, пластификаторы, понизители водоотдачи, используют цементы различной тонины помола и т. д.
Понизители водоотдачи тампонажных растворов. Обычные чистые цементные растворы имеют очень высокую водоотдачу, поэтому использование их для цементирования скважин связано с рядом трудностей и ограничений.
1. По лабораторным данным, при закачке обычного цементного раствора в пласты отфильтровывается около 20% воды, что влечет за собой существенное уменьшение объема цементного раствора.
2. По мере потери воды раствор становится более вязким и для перемещения его в затрубном пространстве требуется более высокое давление. Вследствие этого может произойти разрыв пласта, а цементный раствор не достигнет заданной цели.
3. Появляется возможность быстрого схватывания раствора из-за потери воды.
4. Если проницаемость пород в зоне цементирования неодинакова, то неодинакова и степень обезвоживания цементного раствора в различные ее частях. Это усугубляет вызванную
407
Тампонажные цементы
Таблица 100
№ п/п Наименование Обозначение Стандарт
1 Портландцемент для холодных
скважин ПЦХ ГОСТ 1581—78
2 Портландцемент для горячих
скважин ПЦГ То же
3 Утяжеленный портландцемент
для холодных скважин УПЦХ «
4 Утяжеленный портландцемент
для горячих скважин УПЦГ «
5 Песчанистый портландцемент
для холодных скважин ППЦХ «
6 Песчанистый портландцемент
для горячих скважин ППЦГ ( «
7 Солестойкий портландцемент
для холодных скважин СПЦХ '? «
8 Солестойкий портландцемент 'И
для горячих скважин спцг «
9 Низкогигроскопичный портланд-
цемент для холодных скважин нпцх « ?
10 Низкогигроскопичный портланд- ,
цемент для горячих скважин нпцг «
11 Облегченный портландцемент
для холодных скважин опцх ТУ 21-20-36-78
12 Облегченный портландцемент
для горячих скважин опцг То же
13 Шлакопесчаный цемент совмест-
ного помола ШП1ДС-120 ОСТ 39-017-80
14 То же ШПЦС-200 То же
15 Утяжеленный шлаковый цемент УШЦ 1-120 ОСТ 39-014-80
16 Утяжеленный шлаковый цемент УШЦ2-120 То же
17 Утяжеленный шлаковый цемент УШЦ 1-200 «
18 Утяжеленный шлаковый цемент УШЦ 2-200 «
19 Утяжеленный цемент для горячих
скважин УЦГ-1 ТУ 39-01-08-535—80
20 Утяжеленный цемент для горячих
скважин УЦГ-2 То же
21 Облегченный цемент для горячих
скважин ОЦГ ТУ 39-01-08-469-80
22 Цементно-глинистые составы ЦГС —
23 Цемент тампонажный быстро-
твердеющий расширяющийся ЦТБР ТУ 21-32-61-74
24 Облегченный цемент для холод-
ных скважин ОЦХ ТУ 39-08-046-75
25 Цементно-смоляная композиция ЦСК —
—
408
температурным градиентом неравномерность схватывания раствора и создает возможность формирования неоднородного камня плохого качества в отдельных частях зоны цементирования. В результате разобщения пластов в данной части ствола скважины может оказаться ненадежным.
5. В интервалах залегания высокопроницаемых пород быстрое обезвоживание цементных растворов приводит к неполной изоляции водо-, нефте- или газоносных пластов из-за невозможности закачать в них требуемое количество тампонаж-ного раствора.
6. Вследствие высокой водоотдачи обычных цементных растворов происходит загрязнение приствольной зоны отфильт-ровавшейся водой, содержащей некоторое количество цементирующих материалов, которые, попадая в нефтеносные пласты, уменьшают их эффективную пористость.
В связи с указанным выше при проведении ответственных операций, связанных как с первичным, так и вторичным цементированием обсадных колонн, принимают меры по регулированию водоотдачи цементных растворов путем добавления к ним понизителей водоотдачи.
А. Во время первичного цементирования в целях:
защиты водочувствительных пород (сланцев) от воздействия пресноводного фильтрата цементного раствора;
сведения к минимуму возможности образования в пластах различных «барьеров» (водных и эмульсионных) в результате набухания глинистых частиц под воздействием фильтрата;
предотвращения преждевременного схватывания цементного раствора в затрубном пространстве в процессе продавли-вания;
поддержания необходимой вязкости цементных растворов в период продавливания их за обсадную колонну.
Б. Во время вторичного цементирования в целях:
уменьшения или предотвращения преждевременного обезвоживания раствора в колоннах насосно-компрессорных и обсадных труб под давлением в период продавливания тампо-нажного раствора через перфорационные отверстия в обсадной колонне;
проведения цементирования под высоким давлением с выдержкой во времени (при формировании цементной корки в перфорационных отверстиях обсадной колонны);
уменьшения количества фильтрата, поступающего в пласты, особенно если в их состав входят набухающие глины.
Лабораторными и промысловыми испытаниями установлены следующие основные преимущества тампонажных растворов с низкой водоотдачей:
404
сохранение раствором текучести в течение длительного времени, что способствует лучшему контакту цементного камня с породой;
сохранение раствором практически своего первоначального объема благодаря резкому уменьшению потерь воды вследствие образования плотной фильтрационной корки;
сведение к минимуму возможности схватывания раствора в трубах;
проникновение некоторого количества раствора (до его загустевания) в интервал поглощения бурового раствора, представленный мелкотрещиноватыми, а также высокопроницаемыми гранулярными породами при его изоляции.
Тампонажные растворы с низкой водоотдачей рекомендуется применять для разобщенияа пластов, сложенных глинистыми сланцами или бентонитовыми песками, отличающимися повышенной чувствительностью к пресной воде.
В отечественной практике РИР используют высокомолекулярные реагенты (КМЦ), составы с бентонитом и другие рецептуры.
В США при проведении операций, связанных с вторичным цементированием, для снижения водоотдачи тампонажных растворов в настоящее время используют такие добавки, как Halad-9,Halad-14, Halad-22A, Latex LA-2, Latex LAP-I, Diacel-LWL, Aquatrol D-19.
Хэлэд-9 (Halad-9), выпускаемый фирмой Halliburton, предназначен для первичного и вторичного цементирования скважин. Это полимер с длинными цепями молекул. Поставляется потребителю в виде порошка, который может быть добавлен непосредственно к сухому цементу, а также введен в воду, используемую для затворения тампонажного раствора. При этом водоотдача тампонажных растворов изменяется пропорционально количеству добавки Хэлэд-9. Данная добавка совместима с большинством цементов.
Понизители вязкости тампонажных растворов. При РИР качество изоляции каналов, по которым происходит межплас-товый переток флюидов (каналы перетока), во многом зависит от степени заполнения этих каналов тампонажным раствором.
Использование обычных тампонажных растворов при цементировании под давлением (особенно при небольшой приемистости изолируемых пластов или в случае необходимости изоляции каналов перетока в пределах большого интервала) приводит к созданию значительного противодавления на стенки скважины вследствие сильного роста потерь давления на преодоление гидравлических сопротивлений во всей циркуля-
410
ционной системе скважины. В результате этого возможны гидравлический разрыв и загрязнение изолируемых (продуктивных) пластов, так же как и неполное вытеснение флюида в каналах перетока тампонажным раствором.
Для устранения этого очень эффективной оказывается обработка тампонажных растворов пластификаторами и разжи-жителями.
Введение в тампонажный раствор ряда пластификаторов в небольшом количестве (около 1% от массы сухого цемента) приводит к быстрому диспергированию частиц цемента, как следствие, к резкому уменьшению динамического сопротивления сдвигу и, как правило, к снижению структурной вязкости раствора. Это, в свою очередь, способствует снижению уровня критической скорости восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве до скорости, при которой происходит турбулизация потока раствора.
Указанное изменение реологических свойств тампонажных растворов позволяет:
1) снизить объемный расход (объемную скорость течения) раствора, подаваемого в скважину в процессе цементирования;
2) уменьшить потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений во всей циркуляционной системе (в частности, в затрубном пространстве скважины);
3) уменьшить суммарное противодавление в затрубном пространстве скважины;
4) снизить возможность произвольного гидравлического разрыва и загрязнения проницаемых (в том числе продуктивных) пластов тампонажным раствором;
5) получить более прочный, плотный и малопроницаемый цементный камень (даже при обычном водоцементном отношении) , чем камень из необработанных тампонажных растворов;
6) значительно улучшить качество разобщения пластов (в частности, качество изоляции каналов перетока при цементировании под давлением) в нефтяных и газовых скважинах.
Кроме того, при использовании реагентов — понизителей вязкости уменьшается потребная суммарная гидравлическая мощность насосов цементировочных агрегатов, снижается общая стоимость цементирования, а также появляется возможность приготовления тампонажных растворов с очень небольшим водоцементным отношением (0,30—0,35), но с нормальной подвижностью, т. е. утяжеленных тампонажных растворов из однокомпонентного сухого материала — чистого це-
411
мента без применения утяжелителей, неблагоприятно влияющих на технологические и физико-механические свойства тампонажных растворов и цементного камня.
При проведении вторичного цементирования для понижения вязкости тампонажного раствора, разжижения и турбули-зации его потока в США применяют CFR-2, dlACEL-LWL-plasticizer с низкой вязкостью, TIC и др.
GFR-2 (Cement Friction Reducer-2) — диспергирующая добавка, разработанная фирмой Halliburton как понизитель вязкости. Данный реагент совместим со всеми тампонажными цементами. Добавление его не вызывает увеличения времени начала схватывания раствора. В отечественной практике для этой цели применяют ССБ, ПФЛХ и другие ПАВ. За рубежом находит широкое применение при выполнении работ, связанных с вторичным цементированием (цементированием под давлением) , когда снижение вязкости тампонажного раствора особенно необходимо, CFR-2.
Введение CFR-2 в тампонажный раствор способствует тур-булизации восходящего потока, существенно снижая при этом критическую объемную скорость течения раствора по сравнению с соответствующей скоростью течения необработанного тампонажного раствора.
CFR-2 используют в скважинах с температурой на забое в пределах 16 —143°С. Для обработки тампонажных растворов при вторичном цементировании данный реагент добавляют в количестве 1,0—1,75% от массы сухого цемента.
Промысловые и лабораторные исследования, проведенные за последнее время специалистами США, показали, что добавки типа CFR-2 являются также хорошими понизителями водоотдачи цементных растворов, причем водоцементное отношение в этом случае практически можно свести к минимуму (В/Ц = 0,30*0,35).
Обращенные нефтеэмульсионные тампонажные растворы
РГУ им. И.М.Губкина разработаны рецептуры обращенных нефтеэмульсионных цементных растворов (ОНЭЦР), применение которых в значительной мере позволяет сохранить коллекторские свойства разбуриваемых продуктивных пластов, а также предотвратить осложнения, связанные с возможным смешиванием углеводородных буровых растворов с цементными.
412
Жидкая фаза раствора ОНЭЦР (дисперсионная среда) представлена дизельным топливом, которое загущают высокоокисленным битумом; дисперсной фазой служат частицы цементного порошка, смоченные водой, и эмульгированные капельки воды.
В качестве реагента-эмульгатора и гидрофобизатора в ОНЭЦР добавляют 1,5—2% сульфонола, который стабилизирует систему. Добавка сульфонола в количестве более 2% увеличивает сроки схватывания раствора.
К числу преимуществ растворов ОНЭЦР следует отнести отсутствие фильтрации воды из него, а также повышенную адгезию его камня к поверхности металла и горных пород, покрытых углеводородной пленкой.
Высокая степень седиментационной устойчивости и отсутствие расслоения столба раствора ОНЭЦР по высоте скважины предопределяют вероятность сохранения гидростатического давления на продуктивные пласты в течение всего периода ОЗЦ.
В качестве примера может быть рекомендована следующая рецептура ОНЭЦР, из числа разработанных в РГУ (приводится потребность компонентов для приготовления 1 м3 раствора):
Цемент для «горячих» скважин, кг .....................940
Вода, дм3 565
Дизельное топливо или раствор битума в нем, дм3 378
Сульфонол, дм3 19
Каустическая сода, кг.............................7
Параметры этого тампонажного раствора и камня из него
будут следующими:
Плотность раствора, г/м3 1650
Растекаемость по конусу АзНИИ, см ..................18
Водоотделение, л ...............................200
Начало загустевания при Т = 90°С, ч-мин ................3-00
Начало схватывания, ч-мин .........................8-00
Температурный интервал цементирования, °С ............40-90
Прочность камня через 3 сут. на изгиб/сжатие, МПа ......1/3
Наличие межфазных пленок по границе раздела фаз блокирует центры кристаллизации и сдерживает рост кристаллов новообразований, благодаря чему приготовленный заранее ОНЭЦР в течение длительного времени сохраняет свои технологические параметры, подобранные первоначально в соответствии с условиями цементирования.
413
Органические и органоминеральные - > материалы для цементирования скважин
Пластические массы имеют малую плотность, они устойчивы к различного рода коррозиям, многие из них обладают высокой адгезией к металлам и горным породам. Задача о разработке полимерных тампонажных материалов в самом общем виде может быть сформулирована следующим образом: система, пригодная для производства тампонажных работ, должна иметь невысокую начальную вязкость (не более 0,5 Па-с), регулируемое время загустевания и затвердевать в безусадочный камень с определенными физико-механическими свойствами.
Тампонирующий материал на основе поливинилхлорида, обладая всеми преимуществами полимерных материалов, лишен недостатков портландцементных и шлаковых камней. Рецептура содержит поливинилхлорид марки Е-62 в виде порошка, дибутилфталат, О-оксилол, каолин и безводный хлорид цинка. Анализ показал, что наиболее рациональной является следующая рецептура:
а) объемная доля ПВХ 5—8% (эта величина соответствует максимуму прочности и удовлетворительному времени загустевания, которое уменьшается при росте концентрации ПВХ);
б) объемная доля хлорида цинка в пределах 0,7—1,1% (эти значения соответствуют среднему времени загустевания, прочность от концентрации хлорида цинка зависит слабо);
в) объемная доля каолина 18—20% еще обеспечивает удовлетворительную растекаемость состава;
г) объемная доля ДБФ 18% соответствует максимальной прочности и максимальному времени загустевания;
д) максимальная прочность при достаточно длительных сроках загустевания отмечается при температурах 80—135°С.
Тампонирующий раствор на основе поливинилхлорида можно успешно использовать при креплении скважин, температура в которых не превышает 135°С. Наряду с указанными свойствами разработанный способ обладает очень важной особенностью. В результате хранения камня в различных средах установлена его способность набухать в водной среде на 15— 20%, а в углеводородной среде давать усадку на 20—28%. С учетом описанных преимуществ тампонирующий раствор на основе поливинилхлорида может быть использован при креплении скважин и для борьбы с поглощениями, а также для ремонтных работ в эксплуатационных скважинах с целью селективной изоляции пластов.
414
Аналогично получены тампонирующие составы на основе гипана, поливинилового спирта, карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида.
Полимерные тампонажные материалы имеют ряд преимуществ перед растворами минеральных вяжущих веществ:
1) низкую плотность и возможность ее регулирования в широких пределах;
2) регулируемое время загустевания;
3) способность фильтрующихся жидких фаз твердеть, что при проникновении их в глинистую или битумную корку, а также в проницаемую породу обеспечивает сплошность там-понажного камня, глинистой корки и породы;
4) возможность обеспечить адгезию тампонажного камня к металлу колонн и горным породам;
5) высокую седиментационную устойчивость;
6) отсутствие контракционных явлений в период твердения;
7) практически полную непроницаемость камня во всех случаях;
8) инертность шлама пластмассового камня к буровым растворам;
9) высокую инертность пластмасс к флюидам скважины. Полиолифинцементные композиции. Этот полимер (полиэтилен) термопластичен. Температура стеклования его + 115°С, плавления + 137°С, предел прочности при разрыве 24,5 МПа, модуль упругости 210 МПа, разрывное удлинение 500%. При температурах выше 130°С при действии сильных окислителей связь С-Н способна диссоциировать и полиэтилен в этих условиях может сшиваться в трехмерную структуру-Присутствие коллоидного полиэтилена в цементном камне
улучшает некоторые свойства последнего и иногда весьма значительно: повышаются пластичность камня и его деформационная способность, увеличиваются пределы прочности на изгиб и на разрыв, возрастает химическая стойкость, резко снижается водопроницаемость.
Полиэтилен вводят в полиолифинцементные композиции в виде твердых частиц или в виде дисперсии порошка полимера в воде или другой жидкости. Цементный камень, армированный полиэтиленовыми волокнами, имеет повышенную устойчивость к ударным нагрузкам.
Дисперсию полиэтилена в воде можно с успехом применять для модификации свойств шлакового камня. Полиэтилен-шлаковые композиции могут быть рекомендованы для применения в «горячих» нефтяных и газовых скважинах.
415
Поливинилхлоридцементные композиции. Поливинилх-лорид (ПВХ) — белый аморфный полимер с высокой твердостью (15016 НВ). Макромолекулы ПВХ представляют собой полиуглеродные цепи большой длины, в которых 75% свободных валентностей замещено атомами водорода и 25% — атомами хлора.
Температура стеклования ПВХ 81°С, температура плавления 212°С, но уже при 120°С ПВХ начинает разлагаться, выделяя хлорид водорода.
При использовании сополимеров с винилацетатом был получен безусадочный цементный камень с большой влагоус-тойчивостью.
Значительный интерес представляет использование латек-сов-сополимеров ПВХ с полиакрилатами. Латексы не коагулируют под действием поливалентных катионов, и их с успехом можно применять для модификации цементных растворов. Введение латексов в цементные растворы повышает подвижность последних, улучшает их прокачиваемость и снижает проницаемость камня в десятки раз. Использование сополимера ви-нилхлорида и ненасыщенной кислоты, ее ангидрида или амида повышает эластичность цементного камня, а также его однородность.
Поливинилацетатцементные (ПВА) композиции. При температуре ниже 4- 80°С ПВА представляет собой стекловидный материал: выше этой температуры он размягчается и приобретает эластичные свойства. Последние сохраняются до температуры 120—130°С; выше 130°С ПВА начинает разлагаться с выделением уксусной кислоты.
Поливинилацетат немного набухает в воде, нерастворим в бензине, керосине, хорошо растворим в полярных органических жидкостях и ароматических углеводородах, обладает высокой адгезией к силикатным материалам.
Малая гидролитическая устойчивость ПВА в щелочной среде цементного раствора не дает возможности сохранять длительно новые свойства камня. Процесс гидролиза резко ускоряется во влажной горячей среде. В процессе гидролиза ПВА постепенно превращается в поливиниловый спирт. При степени конверсии 60% и выше поливиниловый спирт становится растворим в воде и при наличии перепада гидростатического давления или в результате осмотических перетоков вымывается из цементного камня.
Твердение композиций представляет собой комбинированный процесс гидратационного твердения цементного клинкера и высыхания дисперсии полимера. На формирование
416
структуры цементного камня с добавкой ПВА благоприятное влияние оказывает добавление хлорида кальция. Количество добавки ПВА к цементу может изменяться от долей процента до 20—30%, а для изготовления цементного клея можно добавлять до 50% ПВА. Введение полимера в цементный раствор вызывает удлинение начала схватывания, причем при конденсации полимера до 30% это удлинение пропорционально содержанию полимера.
Поливинилацетат-цементные композиции обладают хорошими тампонирующими свойствами, однако, низкая гидролитическая устойчивость ПВА и снижение прочности композиций во влажной среде ограничивают возможности их применения. Композиции можно использовать для временной изоляции пластов при борьбе с поглощением бурового раствора и при капитальном ремонте скважин.
Поливинилалкогольцементные композиции. Из синтетических полимеров алифатического ряда, содержащих в макромолекулах гидроксильные группы, в настоящее время промышленность выпускает в значительных количествах только поливиниловый спирт (ПВС).
ПВС — один из немногих полимеров, хорошо растворимых в воде, что облегчает его введение в цементный раствор.
Высокая степень полимеризации ПВС (молекулярная масса 106 и более) и развернутая форма макромолекул в водной среде позволяют эффективно снижать водоотдачу цементного раствора. Добавка 0,4% ПВС снижает водоотдачу от 40 до 20 мл за 30 мин., а добавка 0,8% ПВС — до 5 мл за 30 мин. Если ПВС в количестве 1—2% вводить в цементно-песчаную (1:2) смесь, то прочность при сжатии возрастает. Увеличение содержания ПВС до 10% придает цементному раствору повышенную клейкость — он хорошо соединяется со старым цементным раствором.
Цементный камень может быть улучшен добавлением ПВС, так как ПВС легко образует водонерастворимые комплексы со многими веществами, в частности, с соединениями бора. Введение комплексообразователей в цементный раствор позволит удержать ПВС в цементном камне. Другой путь — введение ПВС в те цементы, которые должны эксплуатироваться при температурах выше 100°С. При этой и более высокой температуре, особенно в щелочной среде, ПВС сшивается в трехмерную структуру, образуя очень прочный каркас. Исследования, проведенные в б. ВНИИКРнефти, показали, что ПВС может быть сшит в разбавленных растворах в трехмерную структуру при температурах 30—100°С обработкой полимера окислительно-восстановительной системой, содержащей бихромат аммония и тиосульфат натрия.
27 Заказ 129
417
Полиакрилцементные композиции. В эту группу веществ включены композиции на основе цемента с добавкой полиакриловой кислоты, ее солей и полиакриламида. Они хорошо растворимы в воде. В то же время перечисленные мономеры легко вступают в реакцию сополимеризации со многими полифункциональными мономерами, образуя трехмерные, водоне-растворимые продукты Реакции полимеризации и сополимеризации, а также реакции функциональных групп с компонентами цементного клинкера идут при невысоких температурах с высокой скоростью.
Органический компонент может быть введен в цемент в виде мономера с последующей полимеризацией его при гидратации цемента или сразу в виде раствора полимера. Первый путь более распространен и находит значительное применение в горной и нефтедобывающей промышленности для крепления горных пород и цементирования скважин.
Наряду с акриламидом для сополимеризации могут быть использованы акриловая, метакриловая кислота и их водорастворимые соли (щелочные и щелочноземельные). Эти добавки позволяют получить цементный камень с высокой ранней прочностью.
Второй путь использования в органоцементных композициях производных акриловой кислоты — введение в цементный раствор полимера — также реализован промышленностью. Введение в портландцемент полиакриламида в небольших количествах способствует повышению начальной механической прочности камня.
Однако чаще водные растворы полиакриловой кислоты и полиакриламида используют в виде небольших добавок для предупреждения схватывания цементных растворов при цементировании нефтяных и газовых скважин, при проведении работ в условиях повышенных температур, для снижения водоотдачи цементных растворов, а также в качестве коагулятора высокоструктурных гельцементов.
Добавление 0,015—0,025% полиакрилонитрила (гипана) также замедляет гидратацию цемента и уменьшает водопотреб-ность цемента, а в дальнейшем сокращает сроки его схватывания.
Полистиролцементные композиции. Полистирол — прозрачный твердый полимер, очень прочный и весьма устойчивый в химическом отношении против действия минеральных реагентов. В воде полистирол нерастворим, в предельных углеводородах набухает, в ароматических и высокополярных органических жидкостях медленно растворяется. К числу преиму-
418
ществ следует отнести высокую износостойкость полистирола, приближающуюся при трении к металлической сетке и при качении — к износостойкости баббита.
Полистирол проявляет очень слабую тенденцию к кристаллизации, что обусловлено структурной нерегулярностью макроцепей. Ниже 100°С полистирол — стеклообразное тело, в интервале 100—150°С — это каучукоподобный полимер, выше 150°С он начинает плавиться.
Полистирол был применен для модификации свойств цементного камня четырьмя способами, затворением цемента на водополистирольной суспензии, затворением цемента на водо-полистирольной эмульсии, введением в цементный раствор кусочков полистирола, пропиткой готовых изделий стиролом с последующей полимеризацией стирола в блоке.
Введение 5—25% сополимера в цементный раствор снижает водопотребность, повышает механическую плотность цементного камня. Композиции на основе цемента и дивинилсти-рольного латекса СКЗ-65ГП обладают высокой стойкостью к атмосферным осадкам. Этот же латекс можно с успехом применять для защиты от атмосферных воздействий ячеистого бетона.
Фенолцементные композиции. Фенолальдегидные поликонденсаты (ФАС) относятся к числу наиболее распространенных и доступных синтетических материалов. Фенолы реагируют с ионами кальция. Чем более многоатомным является фенол, тем длиннее и разветвленнее образуются цепочки и тем выше начальная консистенция цементного раствора: чем больше фенола вводят в цементный раствор, тем больше выводится из реакции затворения ионов кальция и тем больше замедляются сроки схватывания. Однако при определенной концентрации фенола в присутствии формальдегида реакция поликонденсации начинает обгонять реакцию гидратации и скорость схватывания цементного теста возрастает. Начиная с концентрации фенола 10—12% в смеси, фенолоальдегидный поликонденсат способен образовать самостоятельную трехмерную структуру, отличающуюся высокой механической прочностью. Прочность цементных кристаллообразований снижается вследствие инактивации ионов кальция гидроксиль-ными группами фенолов.
Работы б. ВНИИКРнефти показали, что добавка 25% резор-цинформальдегидного полимера в полимерцементной композиции приводит к увеличению прочности цементного камня в 2—3 раза, к снижению проницаемости камня до нуля. Если фильтрат раствора отделяется в скважине, то, попадая в гли-
27*
419
нистую корку, он упрочняет ее и повышает адгезию к цементному камню. Введение ФАС в цементный раствор увеличивает химическую стойкость цементного камня, снижает проницаемость цементного камня, позволяет увеличить количество инертных недорогих добавок в цементный раствор, повышает морозостойкость камня, увеличивает его пластичность и т. д.
Полиэпоксидцементные композиции. В последние 15—20 лет большое распространение получили продукты реакции этил-хлоргидрина с многоатомными спиртами.
Полиэпоксидные соединения широко применяются во многих отраслях техники. Это обусловлено рядом цепных свойств полиэпоксидов. Высокая механическая прочность, изотропность, коррозионная устойчивость полиэпоксидов привлекли внимание в связи с необходимостью придания таких же свойств цементам. Полиэпоксиды хорошо совмещаются с цементом независимо от того, растворимы они в воде или нет. Свойства цементного камня при их добавлении, как правило, улучшаются.
Работами б. ВНИИКРнефти показано, что, модифицируя облегченные цементные растворы триэтиленгликолем и по-лиэтиленполиамином, можно получить облегченный (плотностью 1,5 г/см3) цементный камень высокой механической прочности.
Силиконцементные композиции. Кремнийорганические соединения применяют для модификации цемента.
К классу кремнийорганических соединений принадлежит большое число веществ, очень разных по составу и свойствам, но объединенных тем, что главные цепи макромолекул содержат атомы кремния. Присутствие атомов кремния придает макромолекулярным соединениям ряд положительных качеств — высокую термостойкость, химическую инертность, гид-рофобность, высокую совместимость с минеральными наполнителями, клейкость и т. д. Эти свойства резко повышают качество цементного камня. Предложен ряд рецептур органоце-ментных композиций, в которых органическими компонентами служат кремнийорганические соединения.
Кремнийорганические жидкости (например, ГКЖО94) вводят в цемент при помоле в количестве до 0,15%, что повышает удельную поверхность на 400—900 см2/г, т. е. на 20—25%. Прочность цементного камня от этой добавки возрастает на 10— 20%. Процесс помола клинкера ускоряется.
Твердые кремнийорганические соединения, например, ал-килосилоксаны, могут быть добавлены в клинкер в тонкодисперсном виде (размер зерен 1 мкм) в количестве 0,1—4%.
420
Водорастворимые кремнийорганические соединения добавляют и в цементный раствор. Количество добавок при этом может колебаться от 0,025 до 10%, но в некоторых случаях достигает и 100% (по отношению к сухому цементу). Введение небольших добавок кремнийорганических соединений повышает пластичность смесей, уменьшает водоотдачу и водопот-ребность. Некоторые добавки, например, этиловый эфир ор-токремневой кислоты, приводят к повышению прочности цементного камня в среднем на 15—20%.
Смолоцементные композиции. К этой группе композиций относятся такие, в которых роль полимерного компонента выполняют природные смолы. К природным смолам относят деготь различного происхождения, пеки, асфальты, кумароноин-деновые смолы, парафины, лигнин, битум и т. д. Эти вещества обладают различными свойствами, и их применяют для самых различных целей.
Нефтяные смолы, получаемые путем каталитической полимеризации веществ, остающихся при нефтепереработке, вводят в цементный раствор в виде эмульсии, и они так же, как полиэтилен, улучшают прокачиваемость цементной массы, снижают проницаемость цементного камня и в небольшой степени повышают его эластичность (по данным А. Кэндзи, Япония).
Несмотря на сравнительную небольшую стоимость, природные смолы нашли весьма ограниченное применение для приготовления тампонирующих составов.
Отверждаемые буровые растворы для тампонажных работ в скважинах. Модификация цементов добавками макро-молекулярных соединений улучшают качество цементного раствора и камня, однако основные их недостатки сохраняются.
В научной литературе и среди специалистов-нефтяников давно дебатируется вопрос о возможности использования в качестве тампонажных материалов обработанных соответствующим образом буровых растворов. Однако техническое решение этой проблемы сопряжено со значительными трудностями.
Для отверждения буровых (глинистых) растворов в последние необходимо ввести такие вещества, которые были бы способны в результате физических или химических превращений образовать пространственную надмолекулярную структуру, в ячейках которой заключался бы буровой раствор.
Анализ возможных путей отверждения буровых (глинистых) растворов приводит к тому, что самым реальным спосо-
421
бом получения (утверждаемых буровых (глинистых) растворов (ОГР) является способ формирования в среде бурового раствора полимерной пространственной сетки. Трехмерный полимер может быть получен за счет реакций полимеризации, поликонденсации, сшивки или вулканизации.
В настоящее время у нас в стране ведутся работы по отверждению буровых (глинистых) растворов макромолекулярны-ми соединениями. Результаты выполненных исследований позволяют считать, что проблема отверждения буровых растворов в принципе решена, т. е. можно превратить буровой раствор в тампонажный камень в условиях заколонного пространства скважин (б. ВНИИКРнефть).
При поликонденсации фенолов и альдегидов в присутствии катализаторов (рН<7 или рН>7) образуются макромолекуляр-ные продукты линейного или разветвленного строения. Для отверждения буровых растворов представляют интерес те случаи, когда образуются трехмерные продукты, так называемые резиты. Характер образования резитов обусловлен особенностями строения фенолов и альдегидов, механизмов действия катализаторов и физическими процессами, сопровождающими химическую реакцию.
Тампонажные составы ТСД-9, ТС-10 и ФРЭС первоначально предназначались для закрепления призабойной зоны скважины. Работы б. ВНИИКРнефти показали, что эти составы можно применять для проведения всех видов изоляционных работ в скважинах в качестве отверждающих агентов для буровых растворов. Эти составы содержат сланцевые суммарные алкилрезорцины, подщелоченные водным раствором едкого натра и стабилизированные спиртами и гликолями. Для образования твердого тела на основе воды смесь должна содержать 20—30% ТС-10 или 30—40% ТСД-9, 25—70% формалина (к фенолам), остальное — вода.
Измерение времени загустевания растворов на консистометрах КЦ-5 и К1Д-4 показывает, что их консистенция в течение определенного времени остается неизменной, а затем жидкая система быстро переходит в твердое тело.
Время загустевания растворов зависит от состава и температуры. Прочность образующегося камня также зависит от этих факторов и колеблется в пределах: асж = 0,5т-1,2 МПа, аизг=1 --2 МПа.
Ввод в буровой раствор, обработанный УЩР, состава ТСД-9 приводит к образованию малоподвижной массы. Лишь при смешении примерно равных объемов ТСД-9 и бурового раствора плотностью 1,18 г/см3 удается получить легкопрокачиваемую смесь.
422
Состав ТС-10 не вызывает загустевания бурового раствора, вследствие чего удается подобрать рецептуры с содержанием бурового раствора до 70% общего объема смеси. Предварительные опыты, выполненные с ТС-10, показали, что рецептуры тампонажных растворов характеризуются хорошими технологическими, физико-механическими и химическими свойствами.
Во многих районах страны вода, на которой идет приготовление буровых растворов, содержит значительное количество поливалентных солей. В некоторых случаях карбонатная жесткость доходит до (80—100). 103 моль/л.
Результаты исследований свидетельствуют о том, что составы, содержащие ТС-10, формалин и буровой раствор, не могут быть использованы для температуры выше 40°С.
В связи с этим представляло интерес испытать вместо формальдегида в свободном виде связанный формальдегид-уротропин (продукт взаимодействия формальдегида с аммиаком), а также менее реакционноспособный альдегидфурфурол, дающие термостойкие поликонденсаты. При определенном соотношении ТС-10, бурового раствора, формалина, уротропина или фурфурола можно подобрать технологически приемлемые составы в интервале температур 40—80°С. В качестве наполнителя применяли буровой раствор плотностью 1,18—1,20 г/см3, вязкостью 35 с по ПВ-5, водоотдачей 5—6,0 см3/30 мин. по ВМ-6, СНС = 5/10 Па. Предел прочности пластмассовых образцов при изгибе через 2 сут. составлял 1—2 МПа.
Исследования с буровыми растворами другой плотности показали, что с ее увеличением прочность образцов повышается ввиду снижения содержания жидкой фазы в смеси. Филь-тратоотделение составов превышает водоотдачу исходного бурового раствора на 30—60%, однако фильтрат поликонденси-руется в твердую пластмассу.
Проницаемость образцов, получаемых из любых составов при различных режимах, во всех случаях оставалась низкой и не превышала (0,1 -^0,2) • 10"3 мкм2.
Вследствие малой плотности формалина (1,07-=-1,01 г/см3) и ТС-10 (1,16 г/см3) плотность отвержденного бурового раствора оказывается несколько меньше его исходной плотности.
В пресной воде наблюдается незначительное набухание образцов, а в высокоагрессивном по отношению к цементному камню растворе сернокислого натрия размеры образцов практически не изменялись при хранении в течение 30 мес. Размеры образцов резко уменьшались в растворе хлорида магния в первые две недели хранения образцов, что можно объяснить
423
дополнительной сшивкой макромолекул ионами магния по ОН-группам фенольных колец, что подтверждается сравнительно высокой прочностью образцов, хранившихся в этом растворе. Прочность образцов, хранящихся в дистиллированной воде и растворе сернокислого натрия, практически не меняется.
Разработанные составы с успехом можно применять при изоляционных работах в интервалах, не содержащих отложений поливалентных солей. Если в отверждаемый буровой раствор внести 3—5% натриевых солей высших жирных кислот, то влияние поливалентных катионов подавляется. Образцы, содержащие такую добавку, сохранялись в кипящих насыщенных растворах хлоридов магния и кальция в течение 48 ч., не изменяя линейных размеров. Прочность образцов при этом увеличивалась на 30—50%.
В результате изучения процессов отверждения буровых растворов алкилрезорцинами и альдегидами установлены следующие основные закономерности:
1) плотность отверждаемого бурового (глинистого) раствора (ОГР) равна или несколько ниже плотности исходного бурового раствора, что обеспечивает подъем тампонажного раствора практически на любую высоту от башмака колонны:
2) фильтратоотдача ОГР близка к фильтратоотдаче исходного бурового раствора, при этом фильтрат способен поликон-денсироваться с образованием твердого тела, что при его проникновении в фильтрационную корку и породу обеспечивает монолитную связь тампонирующего состава со стенками скважины;
3) время загустевания регулируется подбором соответствующих соотношений компонентов;
4) ОГР характеризуется высокой седиментационной устойчивостью и отсутствием контракционных процессов в период твердения;
5) прочность тампонажного камня зависит от плотности глинистого раствора и растет вместе с ней, достигая предела прочности при изгибе аизг = 5 + 7 МПа для раствора с плотностью 1,6+1,8 г/см3;
6) водогазопроницаемость камня близка к нулю;
7) шлам камня инертен к буровому раствору. Промысловые испытания ОГР проведены при первичном
тампонировании, ликвидации негерметичности обсадных колонн и изоляции зон поглощений в объединениях «Краснодар-нефтегаз», «Кубаньгазпром», «Куйбышевнефть», «Запсиббур-нефть», «Татнефть», «Башнефть», «Ставропольнефтегаз» и «Оренбургнефть».
424
Латекс-цементные растворы в зарубежной практике
1. Латекс-цементная смесь (Latex Cement), применяемая фирмой Halliburton, представляет собой тампонаж -ный раствор из портландцемента (или позмикс-цемента), воды и латекса (синтетического жидкого латекса LA-2 или порошкообразного латекса LPA-1).
Латекс-цементный раствор, полученный добавлением в воду для затворения цемента жидкого латекса LA-2, имеет ряд преимуществ, к числу которых относятся: 1) низкая водоотдача по АНИ-2) высокая начальная прочность цементного камня; 3) хорошая сцепляемость как со стенками скважины, так и с поверхностью труб; 4) хорошие перфорационные свойства (образование цементного камня, отличающегося повышенной пластичностью), а также сопротивляемость к действию кислот и агрессивных пластовых флюидов (в частности, к действию суль-фатсодержащих пластовых вод); 5) незначительное вспенивание в процессе приготовления и возможность непрерывного приготовления раствора.
Однако основным положительным свойством данного раствора является низкая водоотдача —20—30 см3 за 30 мин. (табл. 10.1). Так, при прочих равных условиях полное обезвоживание (потеря свободной воды) раствора из чистого портландцемента класса А по АНИ происходит менее чем за 1 мин. (за 40 с), тогда как у латекс-цементного раствора этот процесс занимает гораздо больше времени. Это свойство латекс-цемента имеет огромное значение при цементировании хорошо проницаемых продуктивных коллекторов, когда требуется предотвратить глубокое проникновение в них фильтрата цементного раствора. Благодаря низкой водоотдаче латекс-цементная смесь нашла широкое применение при проведении цементирования под давлением (без создания высоких давлений в процессе цементирования). Добавление синтетического латекса (LA-2) к воде для затворения цемента уменьшает вспенивание тампонажно-го раствора и способствует сохранению его стабильности в процессе сильного перемешивания.
Прочность на сжатие камня из латекс-цементного раствора (с добавкой LA-2) несколько ниже, чем камня из чистого портландцемента, из-за относительно большего содержания жидкой фазы в растворе (табл. 10.2). Для повышения прочности камня из такого латекс-цементного раствора используют хлористый кальций в количестве 2% (от массы цемента).
В табл. 10.3 приведены некоторые сведения о латекс-це-
425
ментном растворе с добавкой LAP-1, используемой при цементировании под давлением.
2. Латекс-цементный раствор, применяемый фирмой Dowe II (торговое наименование Cealment), содержит цемент класса А и Е (очень редко используют цемент класса С), латекс (D15) и воду. Проницаемость камня из этого тампонажного раствора — менее 0,01 мД, пористость — менее 7%. При схватывании раствора частицы латекса образуют тонкую, прочную, гибкую и липкую пленку, устойчивую по отношению к жидкостям, находящимся в скважинах. Эти свойства тампонажного раствора особенно ценны при изоляции продуктивных толщ. Другое отличительное важное свойство такого латекс-цементного раствора — стойкость образующегося цементного камня к растрескиванию при перфорации.
Для приготовления латекс-цементного раствора Cealment кроме чистых (стандартных) цементов при необходимости применения облегченных цементных растворов могут быть использованы и различные смеси, например, цемент 4-лайтпоз-1, цемент класса А+бентонит.
Плотность латекс-цементных растворов изменяется в зависимости от их состава: латекс + цемент класса Е-1,90 г/см3; латекс + цемент класса А — 1,83 г/см3; латекс + цемент класса А + 4% бентонита — 1,66 г/см3; латекс + цемент класса С — 1,64 г/см3; латекс + цемент класса А + лайтпоз — 1—1,54 г/см3;
При температуре в скважине до 100°С в случае отсутствия цемента класса Е его можно заменить цементом класса А с добавкой замедлителя схватывания D8. При низких температурах для сокращения времени начала схватывания латекс-цементного раствора, приготовленного из цемента класса А, используют добавку ускорителя схватывания СаС12 в количестве до 2%, что сокращает время начала схватывания в два раза.
При использовании латекса (D15) время начала схватывания растворов, приготовленных из цементов классов А и С, остается таким же, как и при применении растворов из чистого цемента.
Данные о периоде ОЗЦ для латекс-цементных растворов типа Cealment приведены в табл. 10.4.
Гельцементные растворы в зарубежной практике
Пресный гельцементный раствор Hamble, применяемый фирмой Dowell, состоит из обычного портландцемента (класса А по АНИ), 0,1—1,0% лигносульфоната кальция
426
Основные показатели латекс-цементной смеси « *t*e-(на основе цемента класса А по АНИ)
Таблица 10.1
Латекс LA-2 (присадка), М3/Т Вода М3/Т Показатели тампонаж-ного раствора Выход раство-Г ра, М3/Т Время сохранения прокачи-ваемости раствора, ч -мин., при глубине скважин
водоотдача за 30 мин *, см3 плотность, г/см3
1220 м 1830 м 2440 м
0,00 0,462 Обезвожи- 1,87 0,785 3—36 2—41 1—59
вание за
40с
0,08 0,444 28 1,81 0,830 4-00 4-08 2-28
0,08 0,533 24 1,74 0,930 4-00 4-00 3-03
' Замеры с использованием бумажного фильтра при давлении
Таблица 102
Прочность на сжатие камня на латекс-цементного раствора (на основе цемента класса А по АНИ)
Латекс LA-2 (присадка), М3/Т Вода, мУт Хлористый кальции, % Прочность на сжатие, МПа, при р- ^личных температуре и времени твердения образца
27°С 38°С 49°С 60°С
24 ч 72 ч 24 ч 72 ч 24 ч 72 ч 24 ч 72 ч
0,00 0,462 0 5,2 17,6 14,0 33,5 30,3 47,5 44,8 46,9
0,08 0,444 0 3,6 15,1 9,7 22,0 13,0 27,9 19,4 30,3
0,08 0,533 0 3,6 9,4 9,3 14,7 11,9 17,2 13,5 20,1
0,08 0,444 2 8,6 19,1 15,8 24,0 19,7 29,5 21,4 33,7
0,08 0,533 2 5,3 11,4 10,5 16,6 13,1 20,8 15,2 24,2
Таблица 103
Свойства латекс-цементного раствора (на основе цемента класса Н по АНИ)
Глубина, м Температура эаствора Латекс LAP-1, % (от HR-4, % Вода, М3/Т Плотность раствора, г/см3 Выход раствора, М3/Т Время сохранения прокачивае-
на устье, °С* массы цемента) мости раствора, ч -мин.
610 37 1,0 0,0 0,612 1,73 0,93 3—42
1220 47 1,0 0,0 0,612 1,73 0,93 2—52
1830 58 1,0 0,1 0,612 1,73 0,93 3—34
2440 71 1,0 0,2 0,612 1,73 0,93 3—47
427
Период ОЗЦ латекс-цементных растворов
Таблица 104
Класс цемента по АНИ Добавка Время сохранения прокачиваемости, ч-мин , для разных условии
вид %
305 м, 26°С 760 м, 39°С 1525 м, 52°С 2135 м, 63°С 3745 м, 78°С 3660 м, 97°С 4265 м, 117°С
А — — 4—0 2—45 1—30 1—00 — — —
А D8 0,4 — — — — 3—00 _ —
А D8 0,5 — — — — — 2—45 —
А D8 1,2 — — — — — — 1—45
А СаС12 2,0 2—00 — — — — — _
С — — 6—00 3—10 1—50 1 — 15 — — —
Е — — — — — — 4—00 4—00 1—00
(D13) и 5—35% бентонита в отличие от обычных гельцементов, приготовляемых с добавлением до 25% бентонита. При этом D13 в данном растворе действует как реагент, вызывающий диспергирование бентонита (D-20).
Пресный гельцементный раствор можно использовать при температуре на забое скважин до 121°С. Данный раствор обладает достаточным временем сохранения прокачиваемости, относительно низкой водоотдачей, незначительной плотностью и допустимым минимумом прочности цементного камня на сжатие.
Для цементирования под давлением при нормальных температурах применяют тампонажный раствор с 12% бентонита, а при высоких температурах — с 25% бентонита.
Пресный гельцементный раствор и камень из него имеют одинаковые с раствором и камнем из чистого портландцемента время начала схватывания, водоотдачу и минимальную прочность на сжатие.
Сведения об изменении плотности пресных гельцементных растворов, содержании D13, в зависимости от состава, приведены в табл. 10.5; данные о периоде ОЗЦ при времени сохранения прокачиваемости, равном 2 ч. 15 мин.— в табл. 10.6, сведения о прочности на сжатие гельцементного камня, при содержании в тампонажном растворе 12% D20 и плотности раствора 1,58 г/см3 — в табл. 10.7.
Используя приведенные в табл. 10.5 и 10.7 данные, можно быстро подсчитать количество материалов, необходимых для приготовления пресного гельцементного раствора.
Пресный гельцементный раствор, содержащий 12% бентонита и размельченный пластик J-15, является хорошим мате-
428
риалом для изоляции зон поглощений бурового раствора (размельченный пластик J-15 рекомендуется добавлять в количестве до 5,32% от массы сухого цемента).
10.2.2. СЕЛЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД
Селективные методы по свойствам применяемых материалов и реагентов можно подразделять на шесть основных групп:
цементные растворы на углеводородной основе;
Таблица 105
Плотность гельцементного раствора
Показатели Изменение плотности тампонажного раствора в зависимости от состава
12% бентонита
В/Ц 0,80 0,83 0,84 0,85 0,90 0,92 0,94 0,97 1,00 1,03 1,06 1,10 1,13
р, г/см3 1,64 1,63 1,62 1,60 1,59 1,58 1,57 1,55 1,54 1,53 1,52 1,51 1,50
25% бентонита
В/Ц 1,18 1,22 1,26 1,30 1,35 1,40 1,45 1,50 1,56 1,61 1,68 1,74 1,79
р, г/см3 1,52 1,51 1,50 1,48 1,47 1,46 1,45 1,44 1,42 1,41 1,40 1,39 1,38
ОЗЦ гельцементного раствора
Таблица 10 6
Содержание, % Температура на забое, °С Период ОЗЦ, ч
бентонита D 13
(D 20)
12 0,5 <60 —
12 0,6 62—82 24
12 0,7 82—104 18
12 0,7—0,8 104—121 12
25 1,0 <52 —
25 1,2 52—79 48
25 1,4 79—107 36
25 1,6 107—121 24
429
Прочность на сжатие гельцементного камня
Таблица 10 7
Содержание D13, % Прочность на сжатие, МПа, при температуре, °С
60 71 82 104 121
0,5 3,52 4,46 4,92 — —
0,5 5,97 7,90 7,03 — —
0,6 3,28 4,08 5,42 8,44 8,78
0,6 6,04 7,73 6,86 10,54 9,84
0,7 — — — 11,59 14,13
0,7 — — — 14,76 11,95
гомогенные углеводородные системы (растворы парафина, нефть, мазут, их смеси, дизельное топливо и др.);
гидрофобизаторы (ПАВ, мылонафты и др.),
полимерные суспензии;
водные растворы полимеров (латекса, гидролизованного полиакриламида — ГПАА, гидролизованного полиакрилонит-рина — гипана) и различные тампонирующие составы на базе этих растворов;
газожидкостные системы (двухфазные и трехфазные пены)
Количество жидкости, проникающей в пласт за единицу времени при прочих равных условиях, будет зависеть от отношения вязкостей закачиваемой жидкости и жидкостей, насыщающих породу. В соответствии с этим раствор полимера будет проникать преимущественно в водонасыщенный участок пористой среды. Это является первой предпосылкой для оценки селективных фильтрационных свойств водных растворов полимеров. Серьезное внимание при этом уделяется поверхностному натяжению на границе «водный раствор полимера-нефть», адсорбции полимера на стенках пор, кольматационно-му эффекту и др.
Относительно наиболее широкое применение получили нефтецементные растворы (особенно в 50-е годы), гипан и составы на его основе, водные растворы латекса, гидролизованного полиакриламида и др.
Нефтецементные растворы
Особое место среди тампонажных растворов занимают нефтецементные растворы, состоящие из цемента и нефти или дизельного топлива. Основные преимущества неф-тецементных растворов — несхватываемость при отсутствии воды и высокая прочность камня вследствие взаимодействия с
430
незначительным количеством воды (20—25%), В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет и, выделяя нефть (или другую основу — дизельное топливо, керосин и т д.), вступает во взаимодействие с водой, создавая прочный камень.
При смешении нефтецементного раствора с водой масса очень быстро теряет подвижность, превращается в комки и камень с выделением почти всего количества нефтепродукта. Для увеличения подвижности раствора и лучшего отмыва нефтепродукта применяют поверхностно-активные вещества: кубовый остаток этилового эфира ортокремневой кислоты, крезол, димеру, асидол, нафтенат кальция. Менее дефицитен крезол (СН3С6Н4ОН), используемый нефтяной промышленностью в качестве селективного растворителя
Повышенное содержание нефтепродукта и ПАВ делает смесь более подвижной, длительное хранение нефтецементного раствора с дизельным топливом в присутствии кубового остатка (КОС) снижает растекаемость смеси. Обычно к массе цемента добавляют 40—50% нефтепродуктов.
Крезол по своему воздействию на нефтецементные растворы несколько отличается от кубового остатка. При добавлении крезола до 1% подвижность нефтецементного раствора возрастает, при больших количествах — падает. В течение 1—8 ч. хранения крезол способствует некоторому увеличению подвижности раствора. В процессе продолжительного его хранения (до 5 мес.) наблюдаются незначительное расслоение раствора и выделение топлива. В присутствии крезола нефтецементные растворы с увеличением температуры повышают свою подвижность. При смешении с горячей водой нефтецементные растворы быстро густеют до нетекучего состояния и по мере соединения с водой интенсивно выделяют нефтепродукт. При соединении с 30—35% воды смеси освобождаются от 90— 95% нефтепродукта, превращаясь в густую массу и затем в камень.
Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 200°С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20% нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при температуре 120°С и давлении 30 МПа и схватываются за 20—30 мин.
На основе нефтецементных растворов введением в них ускорителя могут быть приготовлены быстросхватывающиеся смеси для ликвидации поглощения в скважинах. Эти растворы при отсутствии воды не схватываются. Вода способствует быстрому их загустеванию, а ускоритель — схватыванию. Уско-
431
рителями сроков схватывания могут быть кальцинированная сода, гипс и др. В отдельных случаях в нефтецементные растворы вводят наполнители — песок, глину, улучшающие там-понажные и механические свойства растворов.
Как обычные (водные), так и нефтецементные растворы проникают в пласты только по трещинам и каналам и практически не проникают в поры пластов.
Частично схватившаяся нефтецементная масса интенсивно разрушается при действии на нее серной кислоты. Последняя, реагируя с нефтепродуктом, вытесняет его и, получив доступ к цементным частицам, вступает с ними во взаимодействие. В результате происходит сильный саморазогрев массы с выделением газа, образуются двуводный гипс, сульфоалюми-нат кальция и другие сульфаты. Возникновение этих соединений сопровождается значительным увеличением объема цементной массы и способствует ее быстрому разрушению. Нефтецементные образцы быстро разрушаются от действия серной кислоты 10—25%-ной концентрации. Интенсивность разрушения нефтецементной массы зависит от количества воды, прореагировавшей с цементом, от концентрации кислоты и условий прохождения реакции. Солянокислотные обработки могут быть применены в скважинах, где водяные пропластки близко расположены к нефтяным. У нефтяных разрушение частично схватившегося камня из нефтецементного раствора произойдет интенсивно, у водяных, где повышено количество воды, должен образоваться качественный тампон.
Нефтецементные растворы за рубежом
1. Тампонажные растворы типа ДОС (Diesel-Oil-Cement), применяемые фирмой Halliburton, представляют собой нефтецементный раствор, включающий портландцемент, керосин (или дизельное топливо) и ПАВ.
Данный раствор применяют для проведения следующих операций: изоляции зон поглощения бурового раствора и зон водопроявлений в скважине; ликвидации негерметичности обсадных колонн, закупоривания каналов перетока, образовавшихся на отдельных участках между обсадными трубами и цементным камнем; изоляции водоносных поглощающих пластов, примыкающих к объекту эксплуатации, в случае осуществления гидравлического разрыва последнего. Нефтецементный раствор типа ДОС обладает избирательным действием. Он не твердеет в среде, содержащей нефть. Схватывание и твердение данного раствора возможно только в водной среде или в
432
среде со значительным содержанием воды. В связи с этим неф-тецементный раствор типа ДОС особенно применяют при цементировании перфорационных каналов, расположенных на уровне интервалов залегания водоносных пластов, в целях предупреждения проникновения подстилающей воды в нефтена-сыщенную часть продуктивного пласта. При этом перфорационные каналы, находящиеся против объекта эксплуатации, этим раствором не изолируются.
Нефтецементный раствор после попадания в водосодержа-щую среду быстро (как губка) адсорбирует воду, превращаясь в густую пасту, а затем в высокопрочный и малопроницаемый цементный камень.
Фирма Halliburton применяет два вида нефтецементного раствора: ДОС-3 и ДОС-10. Различия между ними обусловле- __ ны использованием различных ПАВ.
Поверхностно-активное вещество, вводимое в раствор ДОС-3, является диспергентом, позволяющим уменьшить нефтецемент-ное отношение, т. е. увеличить количество сухого портландцемента, которое можно затворить в данном объеме керосина или дизельного топлива. Таким образом получается раствор, обладающий, как правило, меньшим объемом, чем обычный раствор. Благодаря введению такого ПАВ можно приготовлять ДОС-3 плотностью 1,92 г/см3.
Поверхностно-активное вещество, добавляемое к нефтеце-ментному раствору ДОС-10, является диспергентом анионного типа. Этот ПАВ, гидрофобизируя раствор, увеличивает время сохранения его прокачиваемости, что позволяет ввести дополнительное количество раствора в пласт. В результате ДОС-10 проникает в изолируемый водоносный пласт на большую глубину, образуя высокопрочный цементный камень, конечная прочность которого так же, как и цементного камня из ДОС-3, составляет около 28 МПа. При необходимости уменьшить водоотдачу ДОС-10, а также ускорить его схватывание в целях достижения более высокой ранней прочности цементного камня в нефтецементный раствор данного вида вводят хлористый кальций.
Последовательная закачка нефтецементных растворов типа ДОС (сначала ДОС-10, а затем ДОС-3) позволяет одновременно успешно бороться с рядом явлений: предупреждать проникновение воды в нефтенасыщенную часть продуктивного пласта, изолировать зоны поглощения бурового раствора, препятствовать перетоку флюидов в пространстве за обсадными трубами и в некоторых случаях уменьшать поглощение в процессе бурения.
28 Заказ 129
433
Введение ПАВ в раствор типа ДОС помогает контролировать продвижение зеркала вод в пласте и перемещение тампо-нажного раствора.
2. Цементно-нефтяной раствор SOS (Slurry Oil Squeeze) фирмы Dowell Schlumberger предназначен для вторичного цементирования (цементирования под давлением) эксплуатируемых нефтяных и газовых скважин в целях изоляции зон прорыва пластовых соленасыщенных вод.
Раствор представляет собой тщательно перемешанную в неводной несущей среде (нефть или продукты ее перегонки) смесь портландцемента (цемент класса А, С или Е по АНИ) с реагентами, уменьшающими поверхностное натяжение раствора (М54 и ГЗЗ). Раствор отличается избирательным селективным действием: он начинает схватываться только при контакте с минерализованной пластовой водой. В остальной части ствола, где нет соленых вод, тампонажный раствор не схватывается. Особенно успешные результаты достигаются при использовании его для изоляции зоны прорыва пластовых вод в трещиноватых породах. Однако при высокой проницаемости пород эффективность применения раствора резко снижается.
К преимуществам цементно-нефтяного раствора SOS можно отнести его селективное действие, большее время сохранения прокачиваемости, меньшую потребность в цементе при заливке, использование цементов обычных марок, а также тот факт, что фильтратом раствора являются нефть или нефтепродукты.
К недостаткам раствора относят следующее: возможность уменьшения или полного прекращения добычи нефти при небрежном отношении к приготовлению раствора или неправильной оценке забойных условий: высокую стоимость раствора и необходимость тщательного его перемешивания при приготовлении.
Для получения нужных свойств раствора требуется строго поддерживать определенное соотношение между неводной несущей средой и содержанием твердых частиц.
Фирма Dowell Schlumberger не рекомендует использовать такие добавки к раствору, которые требуют дополнительного количества воды. Бентонит из-за сильной его способности адсорбировать воду вообще запрещается добавлять к раствору.
Использование ПАВ — реагентов М54 и ГЗЗ в качестве добавок к раствору SOS считается обязательным: реагент М54 — для поддержания частиц цемента во взвешенном состоянии в нефти, т. е. для получения хорошей суспензии цемента в нефти, а реагент ГЗЗ — для облегчения проникновения соленой
434
воды в раствор, т. е. для получения хорошего цементного камня в интервале изоляции зоны прорыва пластовых вод.
Фирма Dowell предлагает два варианта раствора SOS.
1 Раствор А. Для приготовления данного раствора в качестве несущей среды используют керосин (плотность — 0,797 г/см3) или дизельное топливо (плотность — 0,816 г/см3). При этом керосин или дизельное топливо берут в количестве соответственно 110 и 169% от объема сухого цемента (15—23 л на 42,64 кг, т. е. на 1 мешок портландцемента), а М54 и ГЗЗ — 0,66% от объема жидкой фазы (керосин или дизельное топливо).
2. Раствор В. Для приготовления этого раствора в качестве несущей среды используют смесь нефтепродуктов, состоящую на 50% из керосина (7,5—12,5 л на 1 мешок цемента) и на 50% из очищенной нефти (7,5—12,5 л на 1 мешок цемента). На этой смеси затворяют портландцемент с добавками ПАВ (М54 и ГЗЗ).
Соотношение цемента и смеси нефтепродуктов остается таким же, как и в растворе А (110 и 169%). Однако увеличивается содержание поверхностно-активных веществ: добавки М54 и ГЗЗ составляют по 1% от объема жидкой фазы.
Данные о расходе материала на приготовление нефтеце-ментных растворов А и В приведены в табл. 10.8.
Для получения должного эффекта от применения растворов при цементировании под давлением (рис. 10.1) необходимо полностью удалить воду из всей обвязки устье — скважина. Для этого сначала в системе буровой раствор заменяют нефтью, а затем перед закачкой раствора SOS закачивают буферную
Рис. 10.1. Схема применения цементно-нефтяного раствора SOS:
I — обводнение продукции добывающей скважины,
II — закачка SOS под давлением, III — изоляция водоносного пласта,
1 — нефтеносный пласт, 2 — водоносный пласт, 3 —обводненная нефть; 4 — SOS
28*
435
жидкость (порция сырой нефти с добавкой 1% поверхностно-активного вещества, предназначенного для предотвращения образования и разрушения различных водных блоков). Раствор SOS продавливают нефтью.
Применения высоких давлений в конце продавливания, к которым обычно прибегают при цементировании под давлением, в случае использования раствора SOS не требуется.
Для уменьшения водоотдачи и увеличения вязкости раствора А фирма Halliburton рекомендует добавлять к несущей жидкости J-97 в количестве 2% (от объема жидкости). Это позволяет получать водоотдачу менее 60 см3 при температуре 93°С. В случае приготовления раствора В количество добавки J-97 уменьшают до 1,5%.
Таблица 10.8. Расход материалов при приготовлении нефтецементных растворов
Показатели При 169% нефтепродуктов При 110% нефтепродуктов
раствор А раствор В раствор А раствор В
Количество сухого
цемента, мешки* 100,0 100,0 100,0 100,0
Объем сухого цемента, л 1353,0 1353,0 1353,0 1353,0
Количество керосина
(дизельного топлива), л 2280,0 1140,0 1520,0 760,0
Количество очищенной
нефти, л — 1140,0 — 760,0
Добавка М54, л 15,0 23,0 10,0 15,2
Добавка ГЗЗ, л 15,0 23,0 10,0 15,2
Выход тампонажного
раствора, л/кг 0,86 0,86 0,69 0,69
Общий объем тампонаж-
ного раствора, л 3675,0 3690,0 2907,0 2915,0
Плотность тампонажного
раствора, г/см3:
на основе дизельного
топлива 1,68 — 1,93 —
на основе керосина 1,66 — 1,91 —
на основе смеси керосина
и нефти (1:1) — 1,69 — 1,95
" Масса мешка (1) сухого цемента (плотность —3,15 г/см3) равна 42,6384
4263,84 кг. Отсюда объем, занимаемый 100 мешками цемента, будет равен —jy^—IJSJH
Умножая полученную цифру соответственно на 1,69 и 1,10, получим количество нефтепродуктов, добавляемых к растворам А и В.
436
В целях улучшения качества вторичного цементирования при изоляции зон прорыва посторонних пластовых вод практикуется глубокая закачка тампонажного раствора SOS в водоносный пласт. Это сводит к минимуму возможность обводнения продукции скважины посторонними водами и опасность разрыва водоносного пласта в процессе гидроразрыва продуктивного пласта.
По мере вступления тампонажного раствора в реакцию с минерализованной пластовой водой происходит вытеснение нефтепродуктов из раствора и образование в порах и трещинах, имеющихся в породе, прочного цементного камня. (При применении высоких давлений существует опасность преждевременного выделения нефтепродуктов из тампонажного раствора). По истечении определенного срока, необходимого для того, чтобы тампонажный раствор приобрел требуемые свойства, скважину открывают, а незатвердевший тампонажный раствор, находящийся выше водоносных пластов, вымывают на поверхность.
Следовательно, время сохранения раствором SOS прокачи-ваемости позволяет не только поднять его на заданную высоту, но и избежать оставления в стволе скважины излишков тампонажного раствора, т. е. исключить нахождение тампонажного раствора в интервале залегания нефтеносного пласта. Одновременно вследствие селективного действия SOS перед цементированием под давлением нет необходимости специально разобщать водоносные и продуктивные пласты с целью защиты нефтяной зоны от загрязнения тампонажным раствором.
ВНИИ был предложен метод использования твердых углеводородов (парафина, церезина, озокерита), растворенных в керосине, бензине или бензоле; при снижении температуры этот раствор образует осадок. Подогретый (на 5—10° С выше пластовой температуры) раствор закачивается в ПЗП: после восстановления естественной температуры происходит выпадение осадка, закупоривающего поры пласта. В нефтенасыщен-ной части пласта осадок не образуется. Было установлено, что степень закупорки этими растворами находится в зависимости от концентрации твердых углеводородов: эффект закупорки 22%-ным раствором тяжелых углеводородов равен 50%; при 50%-ном растворе эффект составлял 100%. Однако проведение операции очень сложное.
В 60-х годах в Башкирии впервые для этих целей был применен латекс с добавками ПАВ. Положительный эффект не превышал 15%. С.С.Демичев для ликвидации водогазовых перетоков предлагает использовать способ, включающий закач-
437
ку в пласт изоляционной композиции на основе кремнийорга-нического соединения (КОС) с добавкой порошкообразной органической кислоты и раствор соли двухвалетного металла Кислота и КОС в химическое взаимодействие не вступают КОС является носителем кислоты в зону поступления газа, воды и песка. При контакте в этих зонах водного раствора соли и органической кислоты происходит реакция с образованием кислоты. Кислота катализирует реакцию гидролитической поликонденсации КОС, а выпадающий осадок гидроокиси металла является наполнителем. Образующийся полимер закупоривает поры, через которые поступают вода и (или) газ и закрепляет слабосцементированный коллектор. Предложенный способ был успешно применен на нескольких скважинах Варь-еганской площади (Западная Сибирь).
Для ограничения притока подошвенной воды С.К.Сохошко и С.И.Грачев предлагают метод, суть которого заключается в образовании обратного конуса нефти при определенной схеме перфорации нефте- и водонасыщенной частей пласта, при которой водонасыщенная часть перфорируется каналами увеличенной длины в одной горизонтальной плоскости. Для определения положения каналов в водонасыщенной части пласта относительно водонефтяного контакта вначале рассчитывают положение интервала перфорации водонасыщенной части обычным способом, при котором водонефтяной контакт остается неподвижным. Положение каналов в водонасыщенной части при предлагаемом способе будет совпадать с верхними отверстиями обычной перфорации. Так как в предлагаемом способе каналы увеличенной длины, то к ним будет, как полагают авторы, более интенсивным приток со стороны водонефтяного контакта, то есть будет образовываться обратный конус нефти, препятствующий прорыву воды к каналам в нефтенасыщен-ной части пласта.
Уменьшение отбора воды произойдет за счет более интенсивного притока нефти к увеличенным каналам со стороны водонефтяного контакта и интенсификации каналов в горизонтальной плоскости. Уменьшение отбора воды может достигать 30%, в зависимости от длины каналов и анизотропии пласта
При наличии переходной зоны каналами увеличенной длины перфорируют верхнюю ее часть, тем самым обеспечивая отбор нефти из переходной зоны и предотвращая интенсивное обводнение скважин. Положение каналов в переходной зоне будет определяться распределением в ней нефтенасыщен-ности. В первом приближении можно считать, что нефтенасы-щенность в переходной зоне изменяется линейно.
448
Сложностью при реализации способа является образование каналов увеличенной длины существующими в настоящее время перфораторами. Лучшие кумулятивные перфораторы позволяют делать отверстия глубиной до 30 см. Более длинные каналы можно, на взгляд авторов, получить, если стрелять дважды в одно отверстие. Гидропескоструйная перфорация здесь неприемлема, так как в результате ее образуется каверна большого диаметра
В качестве материалов селективной изоляции ПЗП предложено значительное количество растворов смесей, составов. Одни из них широко известны, другие — нет.
пгэко
Тампонажный состав для селективной изоляции пластовых вод (авторы Е.М.Покровская-Духненко, П.П.Макаренко и др.) является продуктом гидролитической этерифи-кации кубовых остатков производства метил- и этилхлорсила-нов (ПГЭКО), представляющий собой темно-коричневую жидкость с вязкостью 4,0—9,0 мПс. с, массовым содержанием хлора 4,0—8,0%, этоксигрупп — 30—50% и массовым содержанием механических примесей не более 5%.ПГЭКО используют в качестве тампонажного состава (ТС) при селективной изоляции притока пластовых вод; при этом недлительная и ненадежная изолирующая эффективность резко повышается введением серы, которая выполняет роль активного пластифицирующего наполнителя.
Вязко-упругие составы
Материалы, отличающиеся большим разнообразием фильтрационных и структурно-механических свойств, поддающиеся их регулированию, производные нефтегазового сырья получили широкое распространение в промышленности (полиакриламиды — ПАА и смеси их другими материалами).
«БашНИПИнефтью» разработан селективный метод ограничения водопритоков гелеобразующими полимерными жидкостями ГФС (это подкисленная гипано-формалиновая смесь). Сущность метода заключается в закачке тампонажной жидкости ГФС, состоящей из смеси водного раствора гипана, формалина и соляной кислоты. Соотношение их подбирается в зависимости от необходимого времени начала гелеобразования При загустевании в обводненной части пласта образуется каучуко-
439
подобный однородный упругий материал — гель, закупоривающий водонасыщенную пористую среду.
Гидролизованный полиакриламид (ГПАА) — продукт гидролиза синтетического высокополимерного вещества в кислой и особенно хорошо в щелочной среде.
Гипан значительно изменяет вязкость при разбавлении водой: разбавление водой в два раза приводит к уменьшению вязкости в пять раз. Важные преимущества гипана по сравнению с ПАА состоят в его способности давать осадки в большем объеме при одинаковой концентрации солей в растворе. Гипан легко растворяется в воде с образованием менее вязкого раствора, а высокая щелочность гипана (рН = 12,6-12,8) без дополнительного введения NaOH обеспечивает образование осадка. В количественном выражении больше всего осадка образуется при взаимодействии 10%-ного раствора гипана и 10%-ного раствора солей СаС12 и РеС13.
Закачки раствора негидролизованного ПАА не могут считаться эффективными, так как проницаемость обработанного пласта восстанавливается. При закачке гидролизованного ПАА проницаемость пласта снижается, примерно в 2 раза, однако и эту операцию считают нецелесообразной ввиду хорошей растворимости ГПАА в пресной воде.
Более эффективным методом снижения проницаемости высокопроницаемых участков коллектора является применение осадкообразующих растворов солей и кислот совместно с растворами полимеров. Степень закупорки возрастает за счет прочности и больших размеров частиц осажденного полимера. Лучшие результаты получены при использовании раствора гипана и РеС13. Лучшее смешение реагентов в пористой среде получается при вытеснении раствора гипана коагулянтами (растворами солей и кислот), а не наоборот. На практике стремятся к увеличению объема закачиваемых реагентов и степени их смешения, чтобы обеспечить не только снижение проницаемости коллектора, но и образование экрана.
Фильтруемость раствора в нефтенасыщенную пористую среду в 10—100 раз ниже, чем в водонасыщенную, что свидетельствует о значительном влиянии поверхностных сил (фазовой проницаемости и эффекта Жамена) при фильтрации водных растворов полимера в нефтенасыщенную пористую среду. Селективная фильтруемость растворов полимеров в пористую среду зависит также от скоростей фильтрации и перепадов давления. Поэтому по фильтрационным характеристикам конкретного раствора полимера должны быть найдены оптимальные скорости закачки растворов полимеров и других жидкостей в пласт. i
440
Водоизолирующие составы на основе модификаторов, этилсиликатов и гидрофобной кремнийорганической жидкости
И. И. Клещенко и др. разработаны водоизоли-рующие составы на основе олигомерных органоалкоксисилок-санов (полифенилэтоксисилоксан — техническое наименование модификатор 113—63 или 113—65) и этиловых эфиров ор-токремниевой кислоты (техническое наименование этилсили-кат (ЭТС-40, ЭТС-16 и др.)- Общим для алкоксипроизводных КОС является способность в присутствии воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации и отсутствие взаимодействия с нефтью. Для осуществления и ускорения реакции гидролитической поликонденсации с алкоксипроизводны-ми КОС необходимо добавить кислые или щелочные катализаторы. Для этих целей использовали ГКЖ-10 (11) в количестве 1—25% от объема модификаторов и 5—15% от объема этилсиликатов. Такие композиции нетоксичны, взрыво- и пожаробезопасны, обладают низкой коррозионной активностью, высокими селективными и водоизолирующими свойствами. Образующийся тампонажный материал имеет удовлетворительные прочностные характеристики, высокую адгезию к горным породам и металлу обсадных колонн, имеет хорошую гидрофобную активность.
Водоизолирующий состав на основе модификаторов и ГКЖ, ЭТС и ГКЖ может использоваться в широком интервале пластовых температур (0—200° С) независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания ниже —40° С. Отличается незначительной вязкостью (от 2 до 20 мПа-с) и высокой фильтруемостью в пористые среды. Механизм образования непроницаемого экрана из кремнийорганических соединений в прискважинной зоне пласта состоит в следующем. При введении в прискважинную зону КОС они растворяются в нефти нефтенасыщенных интервалов и гидролизуются водой, содержащейся в обводнившихся интервалах. Проникновение КОС в водонасыщенные пласты вызывает образование зоны, состоящей из пористой среды, насыщенной полимерной массой, вязкость которой по мере роста концентрации возрастает вплоть до полной потери текучести. С этого момента проникновение тампонирующей полимерной массы в глубь поровых каналов прекращается. Химическая реакция закачиваемых веществ с пластовой водой осуществляется по схеме масопе-редачи. Образованный в пористой среде полимер с очень прочной адгезией по отношению к песчаникам породы закупорива-
441
ет водонасыщенные интервалы и цементирует песок в обвод-нившейся зоне пласта.
В нефтенасыщенных интервалах проницаемость почти полностью сохраняется, реакция гидролитической поликонденсации может происходить только за счет связанной воды с образованием на поверхности каналов полимерной пленки. При этом силоксановые связи кремнийорганических соединений направлены к породе, а углеводородные радикалы — в противоположную сторону. В результате образуется гидрофобная поверхность, которая снижает фильтрационные сопротивления и увеличивает фазовую проницаемость для нефти. На этом свойстве и основывается способ повышения продуктивности нефтяных скважин путем обработки прискважинной зоны крем-нийорганическими соединениями.
Ремонтно-водогазоизолирующая композиция на основе этилсиликатов, синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция
И. И.Клещенко и др. разработан способ проведения водоизоляционных и ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах с разработанным составом, основанный на закачке в скважину (пласт) кремний-органической жидкости с добавкой порошкообразной синтетической виноградной кислоты (СВК) и хлорида кальция.
Синтетическая виноградная кислота и этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16) в химическое взаимодействие не вступают. Этил-силикат является как бы носителем синтетической вино-град-ной кислоты в зону изоляции негерметичности эксплуатационной колонны, заколонных перетоков. При встрече в этих зонах водного раствора хлорида кальция и синтетической виноградной кислоты последняя вступает в реакцию с раствором хлорида кальция, в результате которой образуется соляная кислота.
Соляная кислота катализирует реакцию поликонденсации этилсиликата (ЭТС-40, ЭТС-16), а выпадающий осадок виннокислого кальция является наполнителем. Образующийся полимер закупоривает поры породы или зону негерметичности эксплуатационной колонны, зону заколонной циркуляции.
Синтетическая виноградная кислота (ТУ 6-09-1584-82) представляет собой твердое вещество, образующее кристаллы белого цвета. Она не ядовита, взрыве- и пожаробезопасна.
Хлорид кальция (ГОСТ 450-77) — твердое вещество, образующее сероватые чешуйчатые кристаллы, выпускаемое в двух
442
видах: СаС12 -Н2О и СаС12 • 6Н2О. Хорошо растворяется в воде. Не ядовит.
Этилсиликат (ЭТС-40, ЭТС-16) — маслянистая жидкость, плотность до 1220 кг/м3, не замерзает при температуре —45°С. Хорошо гидролизуется с кислотами. Не ядовита, взрыво- и пожаробезопасна
Зависимость времени поликонденсации водоизолирующей композиции от соотношения СВК и СаС12 представлена в табл. 10.9.
Таблица 10 9.
Зависимость времени поликонденсации водоизолирующей композиции от соотношения СВК и СаС1,
Концентрация, % Содержание СВК в 100 мл ЭТС, г Время реакции поликонденсации, ч
НС1,% СаС12
5,0 4,5 6,0 48
10,0 9,0 12,0 30
12,4 11,0 15,0 12
15,0 13,0 18,0 5
20,0 16,10 24,0 3
Технология проведения ремонтных работ на скважинах заключается в следующем.
Скважину, в которую поступает пластовая вода, останавливают. Через насосно-компрессорные трубы (НКТ), опущенные до зоны притока, производят промывку пресной водой до полного удаления пластовой воды из ствола скважины. Затем проводят закачку изоляционной композиции в следующей последовательности и объемах:
1) 9—13%-ный водный раствор хлорида кальция — 1 м3,
2) разделительная жидкость (дизельное топливо) — 0,1 м3,
3) смесь этилсиликата с порошкообразной синтетической виноградной кислотой (на 1 м3 этилсиликата берется 120—180 кг СВК) — 1,0 м3,
4) разделительная жидкость (дизельное топливо) — 0,1 м3,
5) продавочная жидкость (техническая вода) — в объеме НКТ
443
Композиция доводится до интервала притока воды или ПЗП.
Закрывают затрубное пространство и продавливают изоляционный материал, выдерживают на реакции в течение 12—24 ч.
Пример задавливания смеси в пласт. На скважине в интервале 1062—1066 м после перфорации получен приток газа из вышележащего пласта с большим количеством выносимого шлама, песка, а также пластовой воды из нижележащего пласта. Закачка 1,5 м3 цементного раствора результата не дала. Затем была произведена закачка водоизоляционной композиции в следующей последовательности в объемах:
1) 11%-ный водный раствор хлорида кальция — 1 м3;
2) дизельное топливо — 0,1 м3;
3) смесь ЭТС-40 с СВК (150 кг СВК в 1 м3 ЭТС-40) — 1 м3;
4) дизельное топливо — 0,1 м3;
5) продавочная жидкость (техническая вода) — в объеме НКТ.
Скважину оставили под давлением на 15 ч. В результате проведенных работ было полностью ликвидировано поступление в скважину газа, шлама, песка и пластовой воды. Из пласта был получен приток безводной нефти дебитом 30 м3/сут. при депрессии 2,4 МПа.
Как видно из предыдущего примера, водоизоляционная композиция на основе ЭТС, СВК и хлорида кальция может быть использована не только при ремонте колонны, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков пластовой воды, но и при ликвидации прорыва газа. Суть способа ликвидации прорыва газа в ствол скважины заключается в закачке в газонасыщенную часть залежи вышеуказанной композиции. Композицию доводят до интервала перфорации или негерметичности эксплуатационной колонны, через которые поступает газ в ствол скважины, закрывают затрубное пространство и продавливают композицию в пласт. Скважину выдерживают под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации компонентов в пласте в течение 12 ч.
Водоизолирующий состав на основе биополимера
Применение биополимеров для целей водоизо-ляции известно (США, Башкирия). На Южно-Арланском месторождении была выполнена разовая закачка биополимера с
444
минеральной и синтетической кислотой (H2SO4, СЖК). И. И. Клещенко и др. в лабораторных условиях применительно к пластовым водам некоторых месторождений Западной Сибири произведена экспериментальная проверка работоспособности состава на основе симусана.
Симусан — продукт жизнедеятельности культуры бактерий Acineto bacter sp. — вязкая или гелеобразная дисперсная система светлокремового цвета со слабым специфическим запахом. Динамическая вязкость не менее 0,90 Па-с, общая концентрация углеводов не менее 3,50 г/дм3, концентрация полисахаридов не менее 5,00 г/дм3, рН водного раствора препарата в диапазоне 8,0—8,5.
Для увеличения срока хранения в суспензию симусана вводят формалин в количестве 0,1% (объемная доля). В качестве стабилизатора используют фенол — 0,005% (массовая доля); толуол 0,15% (объемная доля); карбацид 0,3% (объемная доля). Препарат малотоксичен для теплокровных животных и человека, относится к 4-му классу опасности, ПДК по формалину 0,5 мг/м3 в воздухе. Препарат взрывопожаробезопасен. Во внешней среде и в сточных водах токсичных вредных веществ не образует.
Биополимеры имеют ряд преимуществ перед применяемыми с целью изоляции пластовых вод водорастворимыми синтетическими полимерами — полиакриламидами. Они в значительно меньшей степени, чем ПАА, подвержены различным видам деструкции (окислительной, температурной, механической, биологической), они менее чувствительны к изменению рН. Биополимеры применяются в концентрациях значительно меньших, чем ПАА.
В водных растворах при определенных условиях (рН, взаимодействие с другими веществами) биополимер способен образовывать прочные надмолекулярные структуры либо закупоривающий «сшитый» полимерный материал.
Для проведения эксперимента были использованы образцы керна с месторождений Западной Сибири. Керны обработаны по стандартной методике для изучения изолирующего эффекта различных реагентов. Отличие заключалось лишь в том, что образцы насыщались не моделью пластовой воды (20 г/л NaCl), а пробами пластовых вод, отобранных непосредственно из пласта. Проведенные лабораторные исследования показали хорошие результаты: проницаемость кернов снижалась в 16—66 раз. ,
445
Технология ограничения водопритока в добывающие скважины с применением нефтесернокислотной смеси (НСКС)
При разработке технологии ограничения водо-притоков в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты в смеси с нефтью учитывались следующие основные требования:
1) сохранение проницаемости нефтенасыщенной части пласта для нефти, т. е. обеспечение селективности изоляции путей водопритоков;
2) получение кислого гудрона в призабойной зоне пласта или на устье скважины;
3) соблюдение оптимального соотношения между серной кислотой и нефтью для получения необходимого количества кислого гудрона;
4) исключение возможности обратного вытеснения кислого гудрона из пласта;
5) освоение скважин после водоизоляционных работ без дополнительного или повторного вскрытия пласта.
Экспериментальные работы по применению НСКС в промысловых условиях были проведены «ТатНИПИнефтью» совместно с «Татнефтью».
Для реализации описанных выше механизмов образования водоизолирующей массы в пластовых условиях разработаны технологические схемы получения и закачки нефтесернокислотной смеси в обводненный коллектор (рис. 10.2). Схема I применяется для получения кислого гудрона непосредственно в обводненной скважине путем одновременно-раздельной закачки серной кислоты по насосно-компрессорным трубам и нефти по кольцевому пространству. Схема II основывается на закачивании ранее приготовленной на устье НСКС с известными параметрами через НКТ в обводненный пласт нефти по кольцевому пространству для сохранения проницаемости верхней части пласта. В отдельных случаях предусматривается использование пакера. Схема III, как и схема I, связана с получением кислого гудрона на забое скважины, но с последующим закреплением интервалов перфорации цементом или отверж-дающимися смолами типа ТСД-9 с формалином.
Постоянной подачей нефти по кольцевому пространству при закачивании кислоты решаются две задачи: 1) восполнение недостающей для образования кислого гудрона нефти, так как в промытых водой зонах количество остаточной нефти не превышает 10—28% порового объема; 2) сохранение проницаемо-
446
•/a
• «W1
~~o~
• о
Рис. 10.2. Технологические схемы применения НСКС для ограничения притока вод в скважины:
1 — серная кислота; 2 — нефть; 3 — тампонажный материал;
4 — нефтекислотная смесь; 5 — глинистые породы; 6 — водонефтяной
контакт; 7 — вода.
сти пласта для нефти в результате постоянного поступления ее в верхние перфорированные отверстия, а кислоты в нижние под действием гравитационных сил — плотность серной кислоты в 2—2,5 раза превышает плотность нефти.
Объем W кислого гудрона, необходимый для закупоривания обводненных зон пласта, определяется по формуле:
W=0,785d2hm,
где d — диаметр зоны распространения кислого гудрона по пласту;
h — толщина обводненной части пласта;
m — эффективная пористость пласта.
Остальные технологические параметры применения НСКС определяются опытным путем в промысловых условиях.
447
10.3. ГАЗОИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
Предупреждение возникновения очагов газа имеет свои особенности, в первую очередь, в связи со спецификой поведения самого природного газа. Применялись многие материалы и методы.
По типу изолирующего материала можно дать следующую классификацию методов изоляции газопритоков:
закачка воды с целью получения кристаллогидратов в газонасыщенной области пласта;
закачка водных растворов хлоридов щелочных или щелоч-но-земельных металлов. При снижении давления в газонасыщенной зоне соли выпадают в осадок;
закачка нефти;
закачка конденсата и водного раствора ПАВ;
создание изолирующего экрана с помощью пенообразую-щих агентов;
селективные методы блокирования путей прорыва газа.
Используется физико-химическое взаимодействие газа с раствором асфальтосмолистых веществ (АСВ) в ароматических растворителях, в результате которого происходит осаждение высокомолекулярных АСВ в загазованном поро-вом пространстве горной породы. Возможно также применение АСВ, где в качестве растворителя используют пластовую нефть, ароматические углеводороды, четыреххлористый углерод. Для предупреждения образования газового конуса на уровне ГНК закачивают сжиженные углеводородные газы на глубину до 6 м, а затем на такую же глубину — пластовую нефть, загущенную добавкой от 0,01 до 0,5% нефтераствори-мых веществ (полутвердый полиэтилен). Существует способ создания изолирующего экрана из отложений серы на границе нефть—газ. Отложения серы образуются в результате реакции между серным ангидридом и сероводородом в присутствии воды. В работах зарубежных ученых для предотвращения прорыва газа вокруг ствола скважины ниже ГНК рекомендуется устанавливать непроницаемый экран, например, вводить в пласт измельченный пластический материал — синтетический каучук или синтетические пластмассы, или нагнетать в пласт нерастворимый в нефти и газе материал, закупоривающий поры. Ими же предложен способ ликвидации меж-пластовых перетоков газа в скважинах, основанный на закачке в скважину гелеобразующих составов на основе ПАА, сшиваемого хромовыми соединениями.
Из всего многообразия рекомендованных составов немно-
448
гие нашли практическое применение, а результативных еще меньше.
Определенный интерес могли бы представить методы, основанные на создании в пласте на уровне ГНК протяженного радиального изолирующего экрана. Наиболее эффективными из проведенных работ по ограничению газопритоков в нефтяные скважины оказались РИР, где в качестве газоизолирующих композиций использовались:
водорастворимый тампонажный состав (ВТС-1, ВТС-2) на основе гликолевых эфиров в КОС;
вязкоупругий состав на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров (ВУС, ГОС). Эти составы в пластовых условиях в широком диапазоне температур вступают в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием геля элементоорганических полимеров, которые селективно закупоривают поры горной породы. Применение ВУС на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров в качестве газоизолирующей композиции опробовано на многих скважинах Лянторского месторождения.
Изоляция достигается в результате адсорбции и механического удержания молекул полимера в пористой среде путем создания вязкоупругой структуры, обеспечивающей блокирование зоны фильтрации газа.
10.4. ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКОВ СОСТАВАМИ АКОР
Одним из способов решения проблемы водо-притоков в нефтяных и газовых пластах и водоперетоков через каналы некачественно зацементированного заколонного пространства является АКОР, разработанный в б.ВНИИКРнефти (Л. А. Скородиевская, А. М. Строганов и др.); и применяющегося в различных модификациях.
Анализ свойств значительного числа водоизолирующих материалов и результатов их применения в различных геолого-технических и климатических условиях приводит к выводу о том, что многие составы имеют определенный набор полезных качеств, однако составы, обладающие комплексом всех необходимых свойств, отсутствуют. В наибольшей степени всем требованиям, предъявляемым к водоизолирующим свойствам, отвечают составы на основе кремнийорганических соединений АКОР.
29 Заказ 129
449
Эти составы широко применяются последние 15 лет и претерпели изменения от быстро отверждающихся хлорисиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе крем-нийорганических эфиров до водонаполненных композиций. В нефтяной промышленности для ограничения водопритоков в скважины были использованы двух- и трехкомпонентные составы АКОР (АКОР-2, АКОР-4, АКОР-Б), которые готовили из отдельных компонентов непосредственно перед их применением. Первым из водонаполненных кремнийорганических составов является АКОР-4. Он успешно применен почти в 500 скважинах Западной Сибири. Но его приготовление вызывало некоторые затруднения, и поэтому разработан состав АКОР-Б с улучшенными характеристиками. Это одноупаковочный состав. Его можно применять как в товарном виде, так и готовить на его основе водонаполненные составы.
Составы АКОР — легко фильтрующиеся жидкости вязкостью 1,2—100 мПа. с (АКОР-Б имеет вязкость 1—3 мПа-с) и плотностью 0,97—1,20 г/см3. Селективность воздействия их на во-донасыщенные участки пласта, регулируемые время отверждения и вязкость, позволяют с большей эффективностью проводить водоизоляционные работы. Полное отверждение составов по объему обеспечивает продолжительный эффект тампонирования при больших депрессиях. Они могут быть использованы в широком интервале пластовых или забойных температур: от 15 до 300° С, способны отверждаться под действием воды любого типа и любой минерализации. Температура замерзания ниже —50°С, составы АКОР обладают высокой адгезией к породе пласта, достаточной прочностью и др.
Составы АКОР в последних модификациях технологичны, без труда могут применяться в больших объемах. Технология применения отработана и уточнена на тысячах скважин в СНГ и странах дальнего зарубежья.
Существующая технология с применением составов АКОР направлена на снижение добычи воды и повышение текущих дебитов нефти, увеличение межремонтного периода и повышение успешности работ. Технология предназначена для ограничения притока вод при прослойном, подошвенном обводнениях и ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Работы могут проводиться при механическом и фонтанном способах эксплуатации с подъемом и без подъема подземного оборудования. Отсутствие операций по разбуриванию и повторной перфорации ствола скважины значительно снижает трудоемоксть и стоимость ремонт-но-изоляционных работ.
450
Технология предусматривает также совместное использование состава АКОР и цемента. Подобные работы проводят в скважинах, где одной из причин обводнения являются заколонные перетоки из выше- и нижележащих интервалов пласта, а также приток подошвенных вод. Докрепление цементом выполняли в тех случаях, когда необходимо было восстановить крепь скважины. Применение технологии по схеме АКОР + цемент, где используются материалы с различной способностью по закупориванию перовых каналов, обусловливает высокую эффективность изоляционных работ. При последовательной закачке двух тампонажных материалов происходят тампонирование мелких пор и микротрещин фильтрующимся составом АКОР, обладающим высокой проникающей способностью, и заполнение крупных трещин цементным раствором. В результате достигается наибольшая эффективность работ. Высокая технологическая успешность при использовании указанной схемы быть достигнута и в нагнетательных скважинах.
Наибольшая эффективность по предупреждению водопри-токов достигнута при обводнении скважин по прослоям, разобщенным непроницаемыми прослоями мощностью более 1 м. Наименее успешны работы по борьбе с обводнением скважин при прорыве фронта нагнетаемых вод по монолитному пласту. Продолжительность водоизоляционного эффекта при этом типе обводнения зависит от местоположения скважины в системе разработки. Если скважина расположена в первом добывающем ряду от нагнетательного ряда, то продолжительность эффекта изоляции в 2—3 раза меньше по сравнению с расположением скважины в стягивающем ряду. Для других видов обводнения такой зависимости не прослеживается. Успешные операции проведены при трех- и пятирядных блоковых системах разработки. Наиболее целесообразно применение селективных материалов АКОР при изоляции пластов-обводнителей в скважинах, эксплуатирующих совместно два и более объектов.
А. М. Строганов, Л. А. Скородиевская и М. Л. Мирная исследовали коррозийную стойкость состава АКОР-Б. Скорость коррозии определяли по изменению массы образцов, выдержанных в испытуемом составе в течение 3 часов. Исследования при 20° С проводили в динамике с использованием лабораторного продольного встряхивателя, при 50° С — в термостате в статических условиях. Результаты (средние величины по 5 опытам) приведены в табл. 10.10. Для сравнения взят АКОР-Б, не разбавленный водой.
Изучение коррозионной активности АКОР-Б показало, что 29*
451
при водоизоляционных работах можно использовать имеющееся промысловое оборудование.
Для определения температуры замерзания состава проведены исследования в климатической камере. Образцы состава выдерживали в камере в течение 3 ч. при —50°С и далее такое же время при —60°С. Образцы не замерзали.
Сроки хранения АКОР-Б изучали на образцах проб, помещенных в плотно закрытых емкостях и хранящихся при температуре окружающего воздуха в течение 12 мес. Повторные проверки свойств состава проводили через каждые 4 мес. Результаты показали, что свойства материала практически не изменяются в течение года, то есть срок сохраняемости АКОР-Б не менее 12 мес.
Кремнийорганические полимерные материалы обладают высокой термической устойчивостью, однако, в присутствии воды процессы деструкции связи Si — О — Si, приводящие к механическому разрушению материала, протекают активно. В целях определения продолжительности эффекта тампонирования и водоизоляции отдельных пластов или интервалов пласта при нормальных (60—100°С) и высоких температурах (100— 250°С) Л. А. Скородиевской, А. М. Строгановым и Ю. Н. Янковским была изучена гидротермальная стойкость отвержден-ных составов АКОР-1, АКОР-2, АКОР-4 и АКОР-Б. Вывод: Наиболее устойчивыми являются составы АКОР-Б и АКОР-2. Во-доизолирующий экран из АКОР-4 не столь долговечен, как из АКОР-2 и АКОР-Б. Составы АКОР-1, АКОР-2 и АКОР-Б можно использовать для длительного отключения отдельных интервалов или пластов, в том числе с высокими температурами, а АКОР-4 наиболее целесообразен для ремонтно-изоляционных работ в скважинах с пластовыми температурами до 100 — 120°С. Но в реальных условиях скорость разрушения материала будет значительно ниже.
Высокую тампонирующую способность составов АКОР подтверждают исследования, проведенные теми же авторами на установке УИПК-1М с модельными песчаными кернами. Ре-
ТаблицаЮЮ Коррозионная активность АКОР-Б
Состав Скорость коррозии стали, г/м3, ч
в статике при температуре, °С в динамике при 20° С
20 50
АКОР-Б вода =1 3 АКОР-Б 1Д 0,9 2,5 2,3 1,8 0,8
452
зультаты обработок кернов составами АКОР после суток тер-мостатирования при 250° С и давлении 15 МПа (табл. 10.11) показывают снижение их проницаемости более чем на 99%. Градиент давления прорыва воды через обработанные керны не менее 60 МПа/м.
Таблица 10 11
Изменение проницаемости модельных кернов, обработанных составами АКОР
Водоизолирующий материал Проницаемость керна, мкм2
до обработки после обработки
АКОР-1 0,21 0,10-Ю2
АКОР-2 0,19 0,08 10 2
АКОР-4 0,22 0.15102
АКОР-Б 0,22 0,13 102
О гидролитической стойкости отвержденного материала можно также судить по изменению проницаемости кернов, обработанных составами АКОР, в процессе выдержки их в пластовой воде при температуре 25°С.
В течение первых дней выдержки образцов в воде наблюдается дальнейшее снижение их проницаемости. Высокие тампонирующие свойства сохраняются в течение длительного времени. Измерение проницаемости образцов, обработанных АКОР, показывает, что даже через 4 года она снижается в 500 и более раз.
Усиление тампонирующих свойств материалов в течение первых дней воздействия воды на керны объясняется более глубоким гидролизом исходных соединений и их дальнейшей поликонденсацией, а также взаимодействием их с поверхностью породы.
Высокая стойкость кремнийорганического полимера к разрушению в пластовых условиях подтверждена продолжительным эффектом проведенных водоизоляционных работ с применением составов АКОР на месторождениях Западной Сибири и Краснодарского края, где скважины работают с эффектом 1,5—2 года, а ряд скважин — 3—4 года при продолжающемся эффекте. В то же время термическое и гидролитическое разрушения данных материалов с экологической точки зрения имеют и положительную сторону, так как в пласте со временем все же происходит разрушение материала,
453
причем образуются в основном экологически чистые продукты — силикаты.
На основании изложенного можно сделать следующие выводы:
1. Тампонажный материал АКОР является гидролитически стойким при температурах до 250° С и выше, что обеспечивает длительный водоизолирующий эффект.
2. Гидролитическая стойкость материала в пористой среде повышается в результате его взаимодействия с активными группами поверхности породы.
3. В результате взаимодействия продуктов гидролитического разрушения полимеров с катионами металлов, содержащимися в пластовой воде, образуются труднорастворимые соли поликремниевой кислоты, которые обеспечивают вторичное тампонирование пористой среды.
4. Основными продуктами гидролитического разрушения материалов АКОР являются экологически чистые продукты — силикаты.
На главную страницу