Применяемые материалы для изоляции

 

Характеристика растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах.

В настоящее время при ремонтно-водоизоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются следующие тампонажные материалы:

1. Смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);

Тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные тампонажные материалы (ПТМ);

3. Тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10 и др.).

4. Многокомпонентные тампонажные смеси, приготовленные с помощью дезинтегратора (МТСД);

Сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).

В скважинах с низкой приемистостью эффективно применение ПТМ и ЦПР. Использование цементных растворов оказывается более эффективным при ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод в условиях высокой приемистости и ликвидации прорыва пластовых вод в случае недифференцированного анализа результатов работ.

Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой приемистости.

Среди ПТМ при ремонтно-изоляционных работах нашли применение материалы на основе фенолформальдегидных смол, вязкоупругие составы (ВУС), селективные тампонажные материалы – гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), и др.

Недостатками растворов на основе смол является их дороговизна, а на основе силанов – токсичность, взрыво- и пожароопасность. ВУС – это вязкоупругий состав из смеси 2 %-ного водного раствора гексорезорциновой смолы (ГРС), 1 %-ного водного раствора полиакриламида (ПАА и формалина 38-40%-ной концентрации) в соотношении объемов 1,0+0,1+0,02. Применим до температуры +90°С.

Наибольшее предпочтение при производстве водоизоляционных работ необходимо отдавать материалам и методам селективного действия. К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачке изолирующих реагентов по всей его толщине. Селективность изоляционных работ основывается на свойствах изолирующего материала.

Селективностью метода является его способность избирательно снижать продуктивность обводненных интервалов в большей степени, чем нефтенасыщенных. Чем больше степень снижения продуктивности притока пластовых вод, тем выше селективность метода.

Разрабатывались также селективные методы, основанные на использовании в качестве изоляционных реагентов пересыщенных растворов твердых углеводородов (парафин, церезин, озокерит) в керосине, парафиновых отложений в нефти, латекса, натриевых солей нафтеновых кислот.

Наиболее изученными и освоенными отечественной промышленностью методами селективной изоляции и ограничения притока пластовых вод в нефтяные скважины являются методы, основанные на использовании водорастворимых полимеров акрилового ряда.

В качестве водоизолирующего материала из акриловых водорастворимых полимеров используются в основном полиакрилонитрил (гипан) и полиакриламид (ПАА). Они растворяются в нефти и находятся в твердом состоянии при контакте с пластовой водой.

Из методов основанных на использовании неорганических водоизолирующих реагентов, находят применение неорганические соли, которые вследствие ионного обмена с солями пластовой воды или предварительно закачанной в пласт жидкостью, либо гидролиза пластовой водой образуют нерастворимые в воде осадки или гели. В последние годы разработаны водоизолирующие материалы на основе силикатов щелочных металлов, в частности жидкого.

Состав и свойства образующихся продуктов гидролиза в значительной степени зависят от условий реакции: кислотности среды, температуры, присутствия растворителя, его полярности и т.д. Кислотность среды повышает скорость гидролиза. В кислой среде в результате конденсации дифункциональных продуктов в значительном количестве образуются циклические полимеры типа [R₂SiO]_n, где n=3-9. При гидролизе в присутствии инертных растворителей (бензол, толуол и др.) образуются неплавкие и нерастворимые соединения в виде аморфных осадков. В случае активных органических растворителей (спиртов, эфиров и др.), растворяющих мономерные и полимерные продукты, реакция конденсации приводит к образованию большого количества линейных высокомолекулярных полимеров.

Силаны представляют собой прозрачные бесцветные жидкости (в чистом виде), легко подвижные, дымящиеся на воздухе с резким специфическим запахом, который обусловлен выделением хлористого водорода при контакте с влагой атмосферы. Силаны хорошо растворимы в органических растворителях. Физико-химические свойства силанов приведены в таблице 1.

 

Таблица 1.

 

В нефтепромысловой практике применяются Фенилтрихлорсилан, фенилтрихлорсилансырец, метальные кубовые остатки, азеотропная смесь кремнийорганического производства. Все эти вещества представляют собой мономеры. При гидролизе указанных продуктов происходит их сшивка за счет кислорода воды и образования олигополимеров.

Фенилтрихлорсилан (ФТХС) – легкогидролизующийся кремнийорганический продукт.

Кубовые остатки (неосветленные) (КО) – остаток ректификационного кремнийорганического процесса – негостируемый продукт. Различают метальные (МКО), этильные (ЭКО), фенильные (ФКО) кубовые остатки. Токсичность их ликвидируется уксусной кислотой.

Этоксипроизводные кубовых остатков (олигоэтоксиоргано (хлор) силоксаны) получают воздействием на кубовые остатки водным раствором этилового спирта. Их физико-химические свойства приведены в таблице 2.

 

Таблица 2.

 

До последнего времени основным материалом, применяемым при проведении водоизоляционных работ, остается цементный раствор.

Низкая успешность операций по ограничению водопритоков и обусловливает поиск более эффективных изоляционных материалов и способов. При этом главное внимание акцентируется на принципе изоляции и изоляционных материалах, составляющих основу методов изоляции.

Материалы, применяемые при цементировании

Для цементирования используют различные сорта тампонажного портланд-цемента, качество которых соответствует ГОСТ 1581—63 или определяется временными техническими условиями на специальные цементы.

При цементировании скважин, обладающих средней поглотительной способностью, с температурой забоя меньше 40°С применяют тампонажный цемент для «холодных» скважин. При цементировании скважин с температурой забоя 40-78°С, а также обладающих средней или низкой поглотительной способностью, применяют тампонажный цемент для «горячих» скважин.

Если температура забоя скважин со средней или с низкой поглотительной способностью составляет 78-120°С, применяют цемент для сверхглубоких скважин (СГБ). Он получается в результате помола цементного клинкера с добавкой гипса.

Для цементирования в скважинах, где применяют промывочные жидкости повышенного удельного веса (до 2), используют утяжеленный тампонажный цемент (УТ). Он представляет собой продукт совместного помола тампонажного цемента (40%), гематита (60%) и гипса (до 5%). Удельный вес утяжеленного цементного раствора должен быть не менее 2,25.

При цементировании в скважинах с температурой забоя 120-160°С применяют цементный раствор с добавкой замедлителей схватывания. В качестве замедлителей применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ), водный раствор карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ), лесохимические полифенолы (ПФЛХ), трилон Б (натриевую соль диаминотетрауксусной кислоты), виннокаменную кислоту (ВК) и ее производные, комбинированный реагент, состоящий из виннокаменной, и борной кислот (ВКБК).

Для цементирования в поглощающих скважинах применяют гельцемент, волокнистый цемент, специальные цементы с малыми сроками схватывания (смесь глиноземистого и тампонажного цементов в отношении 1:3 по весу, гипсглиноземистый цемент, гипсоцементную смесь) и быстросхватывающиеся цементные смеси.

Гельцемент представляет собой смесь тампонажного цемента с порошкообразной высококачественной глиной в соотношении 9:1. Растекаемость гель-цемента равна 10 см, угол естественного откоса 40-55°. Усадка гель-цементного раствора при затвердевании примерно в 10 раз меньше, чем усадка обычного цемента. Камень, образованный из гельцемента, имеет малую водопроницаемость и значительную солестойкость.

Быстросхватывающиеся смеси приготовляют путем смешивания тампонажного цемента с ускорителями схватывания. В качестве ускорителей применяют хлористый кальций, кальцинированную соду, сернокислый глинозем, жидкое стекло, хлористый алюминий, которые вводят в количестве 0,5-6% от веса цемента.

Цементный раствор, применяемый при ремонтно-изоляционных работах, должен обладать хорошей подвижностью и очень малой усадкой при твердении, хорошо проникать в каверны и трещины произвольной формы и плотно заполнять их; при контакте с пористой средой мало обезвоживаться и не терять свою подвижность; обладать малой водоотдачей (по методике АНИ примерно 50 см³ за 30 мин при перепаде давления 70 атм.), обеспечивающей образование прочной цементной корки на поверхности пористой среды.

Состав цементного раствора с малой водоотдачей следующий:

1) тампонажного цемента – 1 т, воды – 550 л, бентонитовой глины – 110 кг, сульфитспиртовой барды (ССБ) – 2,5 кг (гель-цемент УфНИИ);

2) тампонажного цемента – 1 т, воды – 500 л_, карбоксиметилгидроэтилцеллюлозы (КМГЭЦ) – 4,5 кг

3) тампонажного цемента – 1 т, гидрофильной водонефтяной эмульсии – 1 т. Водонефтяную эмульсию приготовляют путем интенсивного смешивания (при совместной прокачке через 10-мм штуцер) 555 л нефти и 560 л водного раствора поверхностно-активного вещества, содержащего 2,8 кг ОП-10 и ОП-7 (УфНИИ);

4) тампонажного тонкодисперсного цемента 1 т, воды 670 л, глинопорошка 115 кг, поверхностно-активного вещества 14 кг (ОП-7). Тонкодисперсный цемент получается путем домола стандартного тампонажного цемента на вибромельнице СМ-515, а также образуется на цементных заводах при помоле портланд-цемента в виде цементной пыли, улавливаемой рукавными фильтрами. Через сито с количеством отверстий 16000 на см² проходит 97-98% тонкодисперсного цемента (УфНИИ).

На промыслах Куйбышевской области для цементирования под давлением применяют расширяющийся цемент. Он представляет собой смесь 85-75% тампонажного и 15-25% гипсоглиноземистого цементов. Из этого цемента образуется камень в состоянии объемного сжатия, который создает плотный контакт с породой.

Однако регулирование величины объемного сжатия в нужных пределах затруднительно.

Для изоляционных работ в скважинах могут применяться полимерцементные растворы. Их основными преимуществами являются малая водоотдача, хорошая подвижность, способность образовывать цементный камень, обладающий повышенной сопротивляемостью растяжению и динамическим нагрузкам, хорошим сцеплением с металлом и породой, низкой водопроницаемостью и хорошей коррозийной стойкостью.

Полимерцементный раствор состоит из:

1) тампонажного цемента – 1 т, воды – 385 л, латекса 68 кг, некаля БХ (натриевой соли дибутилнафталинсульфокислоты) 4,5 кг (латекс-цемент АзНИИ НД);

2) тампонажного цемента 1 т, воды 440 л, фурилового спирта 10 кг, солянокислого анилина 1,2 кг (МИНХ и ГП);

3) тампонажного цемента 1 г, воды 265 л, смолы ФР-12 150 л, формалина 85 л (ТатНИИ).

При цементировании с возможным последующим удалением цемента (например, при цементировании дополнительной колонны – летучки) можно применять карбонатный цементный раствор, полученный путем затворения 1 т тампонажного цемента, 560 кг мраморного порошка и 30 кг поваренной соли, растворенной в 560 л воды. Мраморный порошок должен проходить через сито с отверстиями 0,25 мм² в количестве не менее 80%. Этот раствор образует цементный камень, легко растворимый в соляной кислоте.

Выбор жидкостей для глушения скважин при проведении РИР

Жидкость для глушения, скважин (ЖГС) должна удовлетворять определенным требованиям, основным из которых является плотность. Именно по ее величине выбирают жидкости для глушения каждой конкретной скважины.

Технологическая схема глушения нефтяных скважин определяется способом их эксплуатации. Так, в фонтанных скважинах ЖГС, как правило, закачивают по НКТ. В скважинах, оборудованных УЭЦН и ШГН, при наличии устройств для слива жидкости ЖГС также закачивается по НКТ, при отсутствии их - через затрубное пространство.

Величина необходимой плотности ЖГС может быть рассчитана в зависимости от принятой технологической схемы глушения.

Для нефтяных и нагнетательных скважин с закачкой ЖГС по НКТ используются следующие соотношения:

а) с подливом ЖГС в процессе подъема глубинного оборудования

б) без подлива.

Как правило, продуктивные пласты в нефтяных скважинах обладают исключительно низкой приемистостью, что ограничивает использование технологической схемы глушения с задавкой скважинной жидкости в пласт лишь единичными скважинами.

Ограниченное использование может иметь и технологическая схема глушения с вытеснением скважинной жидкости применяемой ЖГС за счет различия их плотностей, так как большинство скважин к настоящему времени обводнено и в процессе замещения одной жидкости другой происходит их перемешивание со снижением плотности ЖГС, поэтому для глушения необходима многократная закачка ЖГС, определяющая большой ее расход,

В настоящее время в качестве ЖГС используют пластовую воду, водные растворы СаСl₂ плотностью соответственно до 1190 и 1380 кг/м³ (практически до 1350 кг/м³) и утяжеленные глинистые растворы.

Как показывает опыт проведения ремонтных работ с глушением скважин, утяжеленные глинистые растворы в большинстве случаев не удовлетворяют основным требованиям к ЖГС,

Установлено, что требованиям к ЖГС в наибольшей степени удовлетворяют гомогенные жидкости, не содержащие взвешенных частиц. При этом основными свойствами жидкостей, определяющими возможность их использования для глушения, являются плотность и влияние на проницаемость призабойной зоны. Кроме того, жидкости для глушения скважин не должны вызывать коррозию оборудования, оказывать вредного влияния на процесс подготовки нефти (загрязнение добываемой нефти механическими примесями, повышение устойчивости эмульсии, образование нефтесодержащих твердых отходов и т.д.). Процессы приготовления и применения ЖГС должны быть технологичными и предотвращающими загрязнение окружающей среды, безопасными в обращении, не дефицитными и недорогими.

Актуальность задачи глушения скважины обусловила постановку и проведение широких исследований по изысканию жидкостей, удовлетворяющих перечисленным требованиям.

Исходя из основных требований к ЖГС - отсутствие взвешенных частиц и высокая плотность, сама возможность проведения ремонтных работ с глушением скважин ограничивается перечнем химических соединений с большой молекулярной массой, находящихся в жидком состоянии или обладающих высокой растворимостью в жидкостях. Перечень таких соединений невелик и идея использования подавляющего большинства из них в качестве ЖГС уже давно известна.

Бесперспективными с точки зрения применения в качестве ЖГС являются все органические жидкости (дибутилэтан, дихлорэтан, четыреххлористый углерод, бромоформ и другие галоидопроизводные углеводороды), хотя идея использования некоторых из них в качестве ЖГС запатентована. Все они отличаются высокой токсичностью и пожароопасностью, многие из них чрезвычайно дороги и дефицитны.

Наиболее удобными для применения в качестве ЖГС являются жидкости на водной основе. При этом задача глушения скважин жидкостями плотностью до 1190 кг/м³ почти повсеместно успешно решается при использовании пластовой высокоминерализованной воды.

Выбор жидкостей плотностью выше 1190 кг/м³, удовлетворяющих требованиям к ЖГС, более чем ограничен как по ассортименту, так и по величине плотности - около 2000 кг/м³.

Практически же выбор на сегодня ограничивается реальной возможностью - использованием водных растворов СаС1₂ плотностью до 1380 кг/м³. По своим свойствам растворы СаС₂ близки к пластовым минерализованным водам многих нефтяных месторождений, содержащим его в большом количестве.

В настоящее время растворы СаС1₂ широко используют при проведении ремонтных работ с глушением скважин практически во всех нефтедобывающих районах страны.

Для приготовления ЖГС применяют СаС₂ выпускаемый в твердом виде, а также в жидком — водные растворы плотностью 1382-1383 кг/м^З (при 20°С). Жидкий СаС1₂ поставляется в цистернах, твердый - в оцинкованных металлических барабанах (глыба, мелкокристаллический продукт) или в полиэтиленовых и бумажных пятислойных мешках с двумя внутренними битуминизированными слоями.

Водные растворы из твердого CaCl₂ готовят гидравлическим перемешиванием с применением гидромониторного устройства и центробежных насосов. Более удобным для этих целей является порошкообразный СаС12, наиболее неудобным – глыба. Применение жидкого СаС1₂ при отсутствии специальных баз сопряжено с трудностями хранения его.

Насыщенный при 20°С раствор СаСl₂ имеет плотность 1382-1383 кг/м^З. В промысловых условиях плотности растворов, приготовленных из твердого СаСl₂ на пресной и минерализованной водах, составляют соответственно 1350 и 1260-1270 кг/м^З. Дальнейшее увеличение содержания СаСl₂ в растворе приводит к образованию пересыщенных растворов, применение которых при глушении может привести к снижению проницаемости продуктивного пласта. Для восстановления продуктивности пласта ведут дополнительные длительные промывки.

На практике до 50-70% объема растворов СаСl₂ используют повторно. При этом в процессе первичного использования происходит разбавление раствора СаС1₂, вследствие чего повторно растворы СаС1₂ применяются в скважинах с меньшим пластовым давлением.

Вместе с тем, как было показано, имеется значительное число скважин, требующих для своего глушения ЖГС намного большей плотности. Во многих из них при проведении ремонтных работ почти повсеместно используют утяжеленные глинистые растворы плотностью до 1700 кг/м^З и выше.

Наличие в растворах твердой фазы и их нестабильность значительно усложняют как проведение самой операции глушения, так и ремонтных работ в целом, а также процесс подготовки нефти.

Нестабильность глинистых растворов обусловливает необходимость неоднократного задавливания скважины в процессе проведения ремонтных работ в ней. При этом помимо роста самих затрат на глинистый раствор значительно увеличиваются сроки проведения ремонтных работ, потребность в оборудовании (автоцистерны, насосные агрегаты) и т.д.

Выделение твердой фазы из глинистых растворов приводит к ее оседанию в виде плотного осадка или корки на забое скважины, стенках труб и скважинного оборудования. Последнее приводит к необходимости проведения специальных и трудоемких работ по удалению осадка и очистке оборудования от плотной корки. Резко снижается эффективность РИР в скважине, часты случаи выхода из строя УЭЦН.

Проникновение твердых частиц глинистых растворов (глина, утяжелители) приводит к резкому снижению проницаемости призабойной зоны пласта. Производительность скважин после их глушения глинистыми растворами снижается в 2-3 раза и более.

Кроме того, при использовании в качестве ЖГС утяжеленных глинистых растворов происходит загрязнение прискважинной территории в результате перелива жидкости из скважины при разложении раствора, образование большого количества нефтесодержащих отходов на установках подготовки нефти и т.д.

В некоторых скважинах ремонтные работы вынужденно проводят с частичным переливом жидкости в обваловки или с закачкой её в коллектор. Иногда в скважинах из-за высокого пластового давления ремонтные работы, несмотря на необходимость, не проводят в течение продолжительного времени и не могут быть проведены с глушением вообще.

Как уже было сказано, ремонтные работ, и в частности РИР, являются одним из основных средств реализации проектов разработки нефтяных месторождений. Исходя из этого, возможность и условия проведения РИР должны быть, обоснованы еще при установлении основных показателей разработки, т.е. в процессе составления проекта разработки нефтяного месторождения.

Одной из возможностей проведения ремонтных работ в скважинах с повышенным пластовым давлением является снижение его ограничением (или прекращением) закачки воды в нагнетательные скважины. Способ этот - универсальный. Вместе с тем использование его зачастую сдерживается неизбежными потерями в закачке воды и добыче нефти и отсутствием на сегодня методики определения их величин и учета при планировании объемов добычи нефти и закачки воды.

Изоляция пластовых вод цементными растворами

Цементные растворы на водной или углеводородной основе в настоящее время широко распространены как тампонирующие материалы при проведении водоизоляционных работ на месторождениях Татарии. В течение последних пяти лет использование цементных растворов несколько сократилось за счет применения полимерных и других нецементных тампонирующих материалов. Однако доля цементных растворов в общем количестве изоляционных материалов очень высока – около 75%.

При выборе скважин для анализа проведения изоляционных работ исключались скважины:

- эксплуатирующие угленосные горизонты и обводненные водой этих горизонтов;

- где плотность воды была ниже 1,18 г/см³,

После отбрасывания скважин указанных категории, для анализа были взяты материалы изоляционных работ по ЖЛ скважинам.

Цементные растворы, как на водной, так и на углеводородной основе общеизвестны. Отметим лишь, что цементные растворы на водной основе приготавливают смешением обычного тампонажного цемента с пресной технической водой. Водоцементный фактор растворов колеблется в пределах 0,45—0,5.

Растворы на углеводородной основе на промыслах Татарии приготавливают, смешивая дизельное топливо с обычным тампонажным цементом. В качестве ПАВ применяют дисолван, добавляя его до 2% объема к смеси.

Цементные растворы закачивают в пласт по насоснокомпрессорным трубам, при этом цементный раствор на водной основе закачивают последовательно за пластовой водой и продавливают ею же, а при закачке цементного раствора на углеводородной основе применяют жидкости-разделители до и после цементного раствора. Объем разделительной жидкости берут в пределах 0,5—1,0 м³, что предотвращает преждевременное затвердение цементного.

При задавливании цементных растворов в пласт использовались давления, значительно превышающие допустимое давление на эксплуатационную колонну. Поэтому в большинстве случаев закачки цементного раствора проводили по заливочным трубам, оборудованным пакером, предохраняющим эксплуатационную колонну от действия избыточного давления. В связи с этим около 70% изоляционных работ проводят с использованием пакеров высокого давления.

Тщательное изучение материалов водоизоляционных работ показывает, что наряду с различными способами задавливания цементных растворов в пласт существуют два отличных друг от друга способа изоляции путей водопритоков.

По первому способу закрытие путей водопритоков достигается перекрытием цементным мостом фильтра скважины, эксплуатирующей нижний пласт, частично обводненный. Метод, применяется для изоляции как нижней, так и подошвенной воды – неселективная изоляция вод.

По второму способу изоляция вод достигается за счет перекрытия обводненной части пласта цементным мостом, закрытия путей водопритоков, вследствие кольматации их частицами цементного раствора или под действием других сил при выполнении операции по задавливанию цементного раствора. Данный способ применяется при изоляции нижней и подошвенной воды. Работы по изоляции выполняются как с применением пакера, так и без него и складываются из следующих операций.

При изоляции подошвенной воды:

— перекрывается фильтр предполагаемой обводненной части пласта цементным мостом, а нефтеносная часть пласта вскрывается снова;

цементный мост разбуривается до нижних перфорационных отверстий старого фильтра, и дополнительно вскрывается кровля нефтеносной части пласта;

цементный мост после изоляционных работ устанавливается ниже старого фильтра и дополнительно вскрывается нефтеносная часть пласта.

При изоляции нижних вод:

— цементный мост устанавливается на уровне нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта и последний вскрывается снова;

— цементный мост устанавливается глубже нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта, а нефтеносный пласт вскрывается снова.

Данный случай в отличие от первого будем называть селективной изоляцией вод.

 

Рис. 1 Закрытие путей водопритоков с использованием цементного раствора: а — в скважине, обводненной нижней водой; Б — в скважине, обводненной подошвенной водой; а — перекрытие обводненного пласта цементным мостом; б — наращивание искусственного забоя; в — перекрытие цементным мостом обводненной части пласта; г — создание цементной оторочки в зоне ВНК или заполнение затрубного пространства цементным раствором.

 

Неселективный и селективный методы изоляции нижних и подошвенных вод схематически показаны на рис 1.

При селективной изоляции подошвенной воды успешность работ выше, чем при изоляции нижней воды, с использованием цементного раствора как на водной, так и на углеводородной основе. При неселективной изоляции успешность работ в случае изоляции нижней воды с использованием цементного раствора на водной основе выше, чем на углеводородной.

Следует отметить, что после проведения изоляционных работ достигается снижение обводненности на некоторую величину, т. е. происходит частичная изоляция вод.

При неселективной изоляции нижних вод с использованием цементного раствора на водной основе дебит нефти более чем в 3 раза выше дебита до изоляционных работ и при изоляции подошвенной воды — примерно в 2 раза. В случае использования цементного раствора на углеводородной основе прирост дебита нефти при изоляции подошвенной воды выше, чем при изоляции нижней воды, и отмечается значительное снижение обводненности с использованием цементного раствора на водной основе (по 30 скважинам более чем в 2 раза).

Значительное снижение обводненности отмечается при изоляции нижней воды с использованием цементных растворов на водной и углеводородной основе.

Периодом восстановления обводненности называется тот промежуток времени после проведения изоляционных работ, в течение которого содержание воды в продукции при эксплуатации скважины становится равным зафиксированному перед изоляционными работами.

Сравнительно короткий период восстановления обводненности при использовании цементных растворов на углеводородной основе, очевидно, связан с явлением медленного отверждения этого раствора. Вследствие этого при создании определенной депрессии на забой происходит прорыв воды, что приводит к резкому восстановлению обводненности до величины, которая отмечалась перед изоляционными работами.

Водоизолирующий состав на основе жидкого стекла

В последние годы создано несколько водоизолирующих составов на основе силикатов щелочных металлов, в частности жидкого стекла (R₂O • nSiO₂), где R означает калий или натрий.

Особенностью силикатов щелочных металлов является способность их взаимодействовать с ионами поливалентных металлов и другими коагулирующими агентами и образовывать гелеобразные системы или твердый тампонирующий материал. Составы на основе жидкого стекла можно применять в коллекторах любой, в том числе и низкой проницаемости, поскольку последние закачиваются в пласт в виде маловязких растворов, а образование тампонирующего материала происходит непосредственно в пласте. Нами для высокотемпературных скважин разработано два состава на основе жидкого стекла.

В условиях высоких температур для проведения водоизоляционных работ целесообразно использовать жидкое стекло как наиболее фильтрующийся материал. При давлениях 0,1-3 МПа оно в течение длительного времени сохраняет свои свойства при температурах до 200 °С. При этих условиях жидкое стекло практически не вступает в химическое взаимодействие с породами пласта, но обладает адгезией к ним.

Жидкое стекло (силикат натрия Na₂SiO₃), получаемое из силикат-глыбы обработкой паром в автоклавах, является неорганическим полимером. Модуль жидкого стекла регулируется щелочью и не превышает 2,8-3,0; концентрация водорастворимых силикатов 50%, плотность 1280-1400 кг/м³. В буровой практике жидкое стекло применяется в качестве структурообразователя, крепящей добавки и ингибитора в буровых растворах и ускорителя схватывания тампонажной смеси.

Нитрат аммония (NH₄NO₃) представляет собой бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде (50 г/100 г при t=10 °С), применяется при обработке пластов как ингибитор коррозии.

Параформ (параформальдегид) — смесь полиоксиметилгликолей (СН₂О)n, где n=8-10, представляет собой бесцветные кристаллы, содержит 91-98% формальдегида, в холодной воде растворяется медленно, в горячей – быстро, образуя растворы формальдегида.

При взаимодействии нитрата аммония и параформа образуется азотная кислота, а при взаимодействии жидкого стекла с кислотой (изменения рН среды) происходит образование закупоривающей массы.

При изучении изолирующей способности композиции для дальнейших исследований был взят состав на основе жидкого стекла и 12,5%-ной азотной кислоты при объемном соотношении 1:1.

Результаты эксперимента показали, что закупоривающая способность композиции достаточна для того, чтобы состав на основе Na₂SiO₃ и 12,5 %-ной HNO₃, полученной из параформа и NH₄NO₃, рекомендовать к практическому использованию.

Второй состав включает в себя жидкое стекло и спиртовый раствор хлорида кальция. Для эксперимента были выбраны следующие реагенты: хлорид кальция 6-водный (СаС1₂•6Н₂О), спирт этиловый (С₂Н₅ОН) или метиловый (СН₃ОН), жидкое стекло (Na₂SiO₃) с концентрацией растворимых силикатов 50%. Процент содержания СаС1₂•6Н₂О в спирте варьировал от 3 до 10%; объемное отношение спиртового раствора СаС1₂•6Н₂О:Na₂SiO₃ – от 1:1 до – 1:0,5.

При разработке нефтяных залежей с одновременным снижением обводненности добываемой продукции достигается повышение гидродинамического сопротивления в зоне наибольшей проницаемости, расширяется область воздействия закачиваемым реагентом и вовлечение в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.

РИР с использованием синтетических смол на основе сланцевых фенолов.

В настоящее время практически РИР всех видов ведутся с применением синтетических смол на основе сланцевых фенолов ТСД-9 и ТС-10. Наибольшее распространение указанные смолы получили при: отключении отдельных обводненных интервалов пласта; исправлении негерметичного цементного кольца; отключении отдельных пластов; ликвидации нарушений в обсадных колоннах.

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта является наиболее сложным видом РИР. При этом имеются в виду пласты, характеризующиеся по геофизическим данным как монолитные. Принципиальная возможность ограничения притока воды при отключении обводненных интервалов в подобных пластах обосновывается возможным наличием в них непроницаемых прослоев, не выделяемых геофизическими методами исследования.

Исходя из этого, РИР данной группы проводят по схеме селективной изоляции. Как правило, при проведении таких РИР должны быть решены одновременно несколько задач: выявление в разрезе пласта нефтенасыщенных интервалов, непроницаемых прослоев и исключение из разработки в данной скважине уже обводненных интервалов.

Технология РИР с использованием смол ТСД-9 и ТС-10 во всех случаях аналогична технологии этих работ с применением тампонажного цемента.

"Успешность" проведенных РИР оценивают в соответствии с существующей методикой, основанной на сопоставлении величин дебита нефти и содержания воды в добываемой продукции до и после проведения РИР.

К категории успешных отнесены РИР, обеспечившие: увеличение или сохранение дебита нефти при снижении объема добываемой воды; значительное снижение притока воды при небольшом снижении дебита нефти.

Оценка экономической эффективности проводимых РИР с применением смол, равно как и с любым другим изоляционным материалом, затруднена.

Выбор смолы ТСД-9 для применения ее в скважинах определен величиной температуры продуктивных пластов до 40°С.

Объекты проведения РИР различаются между собой по вязкости пластовой нефти, степени неоднородности, условиям выработки и обводнения, стадии разработки и т.д. Месторождения девона и нижнего карбона характеризуются упруговодонапорным режимом и разрабатываются с поддержанием пластового давления заводнением. Залежи нефти в известковых рифовых массивах пермского возраста характеризуются режимом газовой шапки, который постепенно переходит к режиму растворенного газа, а затем к гравитационному.

В некоторых НГДУ смолу используют эпизодически в единичных скважинах и, по сути дела, проводимые работы не выходят из стадии опытно-промышленных, поскольку за указанный период на некоторых месторождениях изменились условия проведения РИР: приобщены дополнительные горизонты, повышены пластовое давление, степень обводнения и т.д.

Указанные обстоятельства в значительной степени обусловили низкую успешность проведенных работ - в среднем 52,6%. Смолу применяют в скважинах с наиболее сложными условиями, при отсутствии четких представлений о путях поступления изолируемой воды в скважину и часто после безрезультатного применения всего перечня имеющихся других методов РИР. Бессистемность проведения РИР затрудняет отработку и совершенствование одной из основных их составляющих - технологии, а ограниченность масштабов вносит элемент случайности в оценку их эффективности.

Отключение обводненных интервалов пласта проводится по нескольким технологическим схемам.

Полностью по схеме селективной изоляции - закачка раствора смолы по всему интервалу перфорации с перекрытием его мостом, последующее разбуривание стакана и перфорация пласта в прежнем интервале - работы проведены в 56 скважинах. Из них в семи скважинах для перекрытия ствола мостом использовали цементный раствор, который закачивали непосредственно вслед за раствором смолы ТСД-9.

Назначение применяемого цементного раствора - предупреждение выноса раствора смолы ТСД-9 из изолируемого интервала в ствол скважины до начала отверждения смолы.

Указанные работы проведены в скважинах с высоким содержанием воды (90% и более). Успешность их в среднем по 49 скважинам без цементного раствора и по семи скважинам с цементным раствором составляет соответственно 40 и 42,8%.

В девяти скважинах указанный метод был применен при наличии сведений об обводнении подошвенной части пласта, которая была отключена мостом из отверженной смолы. В восьми случаях проведенные работы оказались успешными (88,9%). Сохранение и даже увеличение притока нефти в них подтверждают селективное проникновение неселективных изоляционных материалов в обводненные части пласта, обладающие большей проницаемостью.

Это со всей очевидностью подтверждено, и результатами применения метода в двух нагнетательных скважинах для регулирован