Примеры проб с ПЗП скважин после ГРП на рисунках1.1 и 1.2.

а) глина, АСПО, соли, проппант, ржавчина б) проппант с металлической основой Рисунок1.1 Пробы с забоя и пласта после ГРП со скв. № 904 (а) и 278 (б) а) разрушенный проппант разного типа б) глина, проппант, окислы железа Рисунок1.2 Пробы с забоя и пласта после ГРП со скв. № 3507 ПГ (а) После повторных ГРП с увеличением ширины и длины трещины, интенсивно выносятся мехпримеси и, как следствие, это приводит к дополнительному росту отказов ЭЦН. К усилению выноса мехпримесей и проппанта из скважин приводит также повышение депрессии на пласт за счет увеличения глубины спуска насосов и увеличения отборов жидкости. В итоге призабойная зона пласта, в пределах радиуса до 1,5 метра в скважинах после ГРП, становится аккумулятором мехпримесей, основой которых являются проводимости в трещине [20, 21].

Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что призабойная зона пласта в скважинах становится аккумулятором колоссального количества трудноизвлекаемых разного состава загрязнений, основой которых являются железистые осадки. Это обуславливает необходимость комплексного воздействия на продуктивный пласт с использованием наиболее эффективных химических, физических и механических методов.

1.2 Анализ результатов применения волновых методов воздействия Анализируя практический опыт многих нефтегазодобывающих объединений и предприятий Западной Сибири по интенсификации притока нефти и освоению скважин,можно отметить, что в последние годы широкое применение нашли различные физико-механические методы импульсноволнового воздействия с целью восстановления продуктивности скважин.

Среди волновых методов наибольшее распространение получили импульсный метод обработки скважин с применением пульсаторов, гидромониторов, работающих от потока скважинной жидкости, а также методы циклического воздействия на ПЗП с применением струйных насосов и устройств для гидравлического и гидрокислотного удара. Комплекс данных методов с кислотной обработкой обеспечивает наиболее эффективное реагентноимпульсное воздействие, сочетающее физико-химическую и физикомеханическую обработки пласта [23]. К волновым гидроимпульсным методам воздействия на ПЗП относятся акустические, виброударные, основанные на применении устройств золотникового типа и др., а также бароциклические (имплозия, метод мгновенных и циклических депрессий и репрессий и др.).

Частота волн для различных методов импульсных методов воздействия на ПЗП изменяется в очень широких пределах – от сотых долей до десятков и сотен тысяч герц.

Одними из эффективных являются технологии и устройства с созданием высоких мгновенных депрессий со снижением уровня жидкости в скважине.

Снижения забойного давления достигают также уменьшением столба жидкости в скважине и на этом принципе основывается целый ряд технологий, во многих из которых понижение уровня жидкости объединяют с ее газированием. Выполнение этой операции свабированием, поршневанием или тартанием желонкой, несмотря на трудоемкость и продолжительность процесса, длительное время было основным способом снижения забойного давления. Промысловый опыт показал, что в результате создания высоких депрессий, и особенно при мгновенном изменении давления, эффективность очищения пластов и освоения скважин повышается.

Основоположником метода создания высоких мгновенных депрессий в современной трактовке данной технологии в бывшем СССР был Ф.С.

Абдулин, который разработал технологию и устройство для создания мгновенных депрессий [24, 25, 26]. Им было предложено изолировать затрубное пространство пакером и установить перепускной клапан не на устье скважины, а на забое и после осушения затрубного пространства сжатым воздухом мгновенно соединять его с призабойной зоной. В дальнейшем К.С. Фазлутдиновым и P.P. Мухаметгалиевым предложены устройство и технология, в которой с помощью глубинного насоса опорожняют затрубное пространство и последующим его соединением с призабойной зоной создают депрессию на пласт, но необходимость установления пакера значительно усложняло насосную эксплуатацию, практически не нашло распространения. Сложным является и способ, разработанный М.А. Михайловым с соавторами, в котором предусматривается установление в скважине двух колонн НКТ, причем опорожнение одной из них проводится компрессором.

Одним из методов улучшения фильтрационных характеристик является воздействие вибрации и виброударных колебаний на призабойную зону пласта [27, 28]. В результате в пласте возбуждаются волны растяжения и сжатия, которые создают в нем сетку трещин, а при нагнетании с переменным давлением жидкости разрыва происходит их раскрытие в глубину породы [30].

Одновременно гидродинамические волны давления влияют и на нефть, которая находится в пласте, уменьшая ее вязкость, поверхностное натяжение, и способствуют дегазации, облегчая движение к забою. Пористая среда является диссипативной и под действием силы приходит в движение не сразу, а только после некоторого времени релаксации. Ее сопротивление увеличивается с ростом частоты вибрации, т.е. эффективность метода при этом снижается.

Время релаксации пород составляет до 10-20 мкс, поэтому частота колебаний не должна превышать 50 Гц [31]. Промысловые результаты применения вибрационных технологий показали, что со снижением частоты импульсов эффективность очищения повышается и оптимальная частота составляет 1- Гц [32, 33]. Лабораторные эксперименты на кернах, в которых под воздействием глинистого раствора проницаемость снизилась на 55-60 % (ее восстанавливали гидромониторной обработкой, обратной промывкой и гидроимпульсным воздействием), показали, что восстановление после гидроимпульсной обработки было наибольшим и составляло 62-85 %. При этом эффективность депрессивного воздействия была на 15-20 % выше, чем воздействие репрессии [34].По оценкам специалистов РГУНГ им. И.М.

Губкина в комплексе современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и методов интенсификации добычи нефти все более значимое место приобретают геофизические методы. В этой группе (геофизических МУН) сегодня наиболее развитыми в теоретическом и аппаратурно-технологическом аспектах, особенно при воздействии на пласт и ПЗП из скважин, являются методы акустического воздействия, среди них – акустические в ультразвуковом диапазоне[35,36,37].Значительный объем теоретических и экспериментальных исследований с целью изучения воздействия акустических колебаний на состояние нефтенасыщенной породы выполнили М.Л. Сургучев, О.Л.

Кузнецов и Э.Г. Симкин, которые использовали генератор беспрерывных синусоидальных колебаний с ультразвуковой частотой 25 кГц и показали, что совместное тепловое и акустическое воздействие на запарафинированную и заглинизированную пористую среду восстанавливает проницаемость на 40- % в сравнении с начальной [29]. Наиболее технологически простыми являются способы, в которых источник колебаний находится на поверхности. К примеру,А.П. Кичигин с соавторами предлагал использовать импульсноволновой трансформатор, который устанавливают на устье скважин, и волны напряжений создаются за счет периодического прерывания потока жидкости [38]. В состав оборудования входит первичный источник – серийный гидромолот ГИМ-120, создающий низкочастотные импульсы, которые потом с помощью вторичного излучателя превращаются в высокочастотные колебания и по жидкости, заполняющей НКТ, передаются в пласт. В другом подобном техническом решении генератор ударных волн также находится на устье, скважинная жидкость выступает как волновод, а напротив пласта устанавливают волноотражатель. Однако наземные генераторы имеют низкий КПД, при их использовании к продуктивному пласту доходит меньше 1 % энергии, которая создается на поверхности [39], и поэтому данные методы не нашли широкого применения в практике работ по интенсификации дебитов нефти и газа.

Наиболее распространенным является применение ультразвукового излучения и колебаний, вызванных в элементах конструкции скважины периодическим прерыванием потока жидкости в трубах. Гидроакустические генераторы (сирены) развивают звуковое давление 1-2 МПа, теоретически акустическая мощность достигает 10-20 кВт при частоте 0,1-10 кГц. Такое устройство [40], которое имеет корпус с тангенциальными щелевыми отверстиями и расположенный извне на подшипниках с возможностью обращения золотник с наклоненными в противоположную сторону боковыми отверстиями, дает возможность закачивать через вибратор разнообразные жидкости, в том числе растворители, например, соляную кислоту. Известно также, что Р.С. Яремийчуком с соавторами предложена конструкция струйного насоса и технология его одновременного воздействия с гидродинамическим излучателем [41], коллективом под руководством P.M. Кондрата разработаны конструкции устройств для создания акустических колебаний. Новые технические решения в этом направлении разработаны в Сибирском отделении АН Российской Федерации, в которых воздействие на призабойную зону пласта проводится звуковыми колебаниями, создаваемыми ударами по эксплуатационной колонне пустотелыми ударниками [41, 42].

Известны конструкции золотниковых вибраторов типа ГВЗ-108, ГВЗ- конструкцииМИНГ им. Губкина, НВ-54 и ЗП1Г конструкции ТатНИПИнефти, ВГ-1 конструкции Сев-КавНИПИнефти, УГП-88 конструкции ВНИИБТ и др.

При расходе жидкости от 7 до 50 л/с для вибратора ГВЗ-135 амплитуда давления увеличивается от 1,1 до 18 МПа, а частота импульсов – от 60 до Гц. Вибраторы ЗП1Г, в которых импульсы создаются в результате осевого перемещения шарикового клапана, перекрывающего поток, при расходе 6-8 л/с обеспечивают амплитуду гидроудара 1,8-2 МПа при частоте 7-10 Гц. ВПО «Башнефть» гидроударники золотникового типа ГВЗ-108 были применены в 119 нефтедобывающих и 110 нагнетательных скважинах, и в большинстве из них продуктивность выросла в 1,5 раза. Наилучшие результаты получены в продолжительность воздействия составляла 3,5-5 ч. Эффективность применения вибрационных технологий на протяжении 13 лет в скважинах Башкирии составила 69 % [43]. Внедрение устройств и технологии МИНХ и ГП в скважинах ВО «Татнефть» было менее успешным – эффективность не превышала 40 % [44].

К недостаткам вибрационных технологий следует отнести и то, что во время реализации процесса происходит колебание НКТ с амплитудой до 3 мм и частотой, совпадающей с частотой гидроимпульсов, что может привести к ухудшению состояния и герметичности резьбовых соединений и других важных узлов подземного оборудования. Также из-за увеличения в процессе работы устройств зазоров в каналах значительно уменьшается КПД.

Воздействие на пласт высокочастотными импульсами, созданными с помощью электроразрядных технологий. Физической основой этих технологий является создание высоковольтного разряда в жидкости, в процессе чего происходит взрывоподобное, на протяжении 1-100 мкс, преобразование электрической энергии в другие виды энергии с повышением температуры до (40-50)103 °С и создание давления от 102 до 103 МПа. Электроразрядные устройства генерируют в окружающей среде ударные волны, волны сжатия, кавитационных явлений. Преимущества данного метода в кратковременном воздействии нагрузки на коллектор, импульсный характер разрядов экономит энергию, в то время как, например, в вибрационных способах существует постоянная потребность в энергии. По данным разработчиков, действие гидроударных волн достигает 0,25-0,5 м, приводит к образованию искусственных трещин в породе и способствует очищению пласта [45,46,47].

Известны несколько модификаций генераторов электроразрядних импульсов.

В УкрНИИнефти разработано оборудование, в котором импульсы давления создает генератор импульсов тока, а в устройстве, разработанном в ПКБ электрогидравлики АН Украины, импульсы давления инициируются мощными разрядами электроконденсаторов [48]. В этом же бюро разработано устройство, позволяющее проводить гидроимпульсное воздействие одновременно с перфорацией, а также оборудование, которое значительно интенсифицирует процесс образования трещин в пласте за счет беспрерывного формирования ферромагнитной жидкости в зоне воздействия (О.Н. Сизоненко, Р.А. Максутов, П.П. Малюшевский, Г.Г. Горовенко, 1982).Импульсные электроразрядные технологии требуют специальных дорогостоящих материалов и сложного наземного и подземного оборудования, которые тяжело приспособить к стесненным условиям скважины, четкого соблюдения технологических параметров, что не всегда можно достичь в условиях забоя.

Кроме того, скважинные условия – высокие давления и температура – снижают эффективность воздействия на пласты, наличие минерализированной воды с большой электропроводностью также ухудшает условия для электроразрядных технологий, а присутствие сероводорода и других серосодержащих веществ переводит среду в химически агрессивную [45].

Взрывные методы среди современных передовых технологий являются одними из перспективных благодаря своей мощности, которая отличает их от других импульсных методов обработок призабойной зоны скважин. Одной из первых технологий этого вида было торпедирование продуктивных пластов фугасными зарядами. Однако практика показала, что это довольно сложный и опасный комплекс работ, особенно с торпедами большой массы и для локализации взрыва необходимо устанавливать цементные мосты. Указанные факторы привели к уменьшению применения данного способа.

Более широкое применение на практике нашли технологии взрывного действия, основанные на использовании пороховых зарядов и взрывных смесей. Среди технологий, в которых используют разнообразные составы порохов, следует выделить термогазохимическое воздействие (ТГХВ), разработанное ПермьНИПИнефтью [49]. Во время сгорания 200 кг пороха выделяется около 840 МДж тепла, максимальная температура на фронте горения заряда достигает 3500 °С, но за счет большой теплопроводности и теплоемкости скважины (металла, жидкости и породы), температура на ее стенке не превышает 250-700 °С. Оптимальное время горения заряда 10-30 с, в течение которого давление в скважине достигает свыше 100 МПа, а радиус теплового воздействия – 20 м. Кроме теплового и гидродинамического действия, во время ТГХВ происходит и химическое воздействие на призабойную зону пласта, поскольку среди продуктов горения имеется хлористый водород, который, взаимодействуя с пластовой водой, образует 1ный раствор соляной кислоты. При определенных условиях рекомендуется сначала закачать в скважину углеводородную жидкость или солянокислотный раствор, после чего проводить ТГХВ [49, 50].

Подобные технологии с использованием корпусных и бескорпусных пороховых генераторов типов АСГ, ПГДБК и АДС разработаны в институтах «ВНИПИвзрывгеофизика» и «ПермьНИПИнефть». Дальнейшие исследования в этом направлении связаны с усовершенствованием, как технических средств, так и технологий. Разработаны способы, в которых используются термитнозажигательные шашки с электрозажиганием, заряды из термита и пороха и отражатель волн, фокусирующий ударные волны [51]. В институте геофизики им. С.И. Субботина, ВНИПИвзрывгеофизика, ВолгоградНИПИнефти разработаны устройства, в которых интенсивность и направление действия ударных волн регулируют специальными экранами-отражателями разных конструкций. Для увеличения давления и предотвращения повреждения эксплуатационной колонны выше интервала, который подвергается обработке, устанавливают пакер, в результате чего давление в зоне сгорания увеличивается в 4 раза. В дальнейшем разработана технология стимулирования притока нефти с использованием твердого ракетного топлива на основе связанного каучуком нитрита аммония с прижатием кислотой и закачкой жидкости разрыва, с применением компонентов ракетного топлива – проперента и брикетов натрия [52]. Следует отметить, в последнее время в разработке перфорационных систем нефтяными компаниями произошел большой прогресс, появились комплексные аппараты, которые позволяют одновременно перфорировать и создавать трещины в прискважинной зоне пласта в пределах интервала перфорации [53, 54]. Такие аппараты представляют собой двухмодульную сборку, содержащую перфораторный (кумулятивный перфоратор) и газогенераторный модули. Одной из новых отечественных разработок в этом направлении является газогенерирующий перфоратор ГП-105 (перфоген). Изготовитель твердотопливного заряда ЗГПпредприятие ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика». Заряды ЗГП-105 применяют в составе корпусных комплексных аппаратов типа «генератор-перфоратор», позволяют получить в пласте глубоко проникающие перфорационные каналы и создать дополнительно сеть трещин вокруг них.Устройство перфоген позволяет использовать порох и твердые ракетные топлива различного типа с заданной скоростью газообразования и с заданным составом пороховых газов, максимально использовать энергию заряда, уменьшить его массу по сравнению с зарядами известных устройств подобного типа [55, 56]. Кроме этого развитие взрывных технологий, как за границей, так и в отечественной практике, все больше связано с применением жидких веществ, в том числе топливноокислительных смесей (ТОС) и гидрореагирующих составов (ГРС). В США используют жидкостные взрывные вещества типа ТАЛ-1005С, которые содержат 42 % нитрометана, 42 % тротила, 4,2 % гексогена, 3,8 % алюминиевой пудры [57]. Исследование эффективности взрывных технологий с использованием нитроглицерина и его производных на моделях пласта показали, что при их подрыве в породах возникают давления более 10 МПа, температура достигает 3500 °С, а скорость ударной волны составляет 35 км/с, вследствие чего в породе могут образовываться трещины значительных размеров. Несмотря на перспективность взрывных методов, их применение на практике ограничено. В первую очередь это связано с созданием очень высоких давлений в скважине и пласте, что приводит к уплотнению породы и неконтролируемому образованию в ней трещин, возможному повреждению эксплуатационных колонн и ухудшению качества цементного кольца, которое во многих скважинах и так недостаточно. Из-за опасности прорыва газа или воды в скважину не рекомендуется применять взрывные методы в условиях, когда водо- или газоносные пласты отделены от нефтеносных маломощными перемычками. Внутрипластовые взрывы не находят широкого применения и ввиду недостаточной изученности данных процессов[58].

По результатам обзорного анализа для существующих условий разработки месторождений, из рассмотренных методов и технологий наиболее эффективны волновые методы по восстановлению продуктивности скважин (таблица 1.1).

Таблица 1.1 Виды технологий по воздействию на ПЗП скважин импульсный метод обработки скважин, виброволновой метод с применением гидромониторов, пульсаторов, работающих от потока скважинной жидкости с низкой частотой от 1 до 20 Гц (таблица 1.2).

Таблица 1.2 Характеристика гидромониторов и пульсаторов вибраторов Частота,Гц 1. По результатам анализа для существующих условий разработки месторождений наиболее эффективны волновые методы и наибольшее распространение получили импульсные виброволновые с применением гидромониторов, пульсаторов, работающих от потока скважинной жидкости.

2. Пористая среда является диссипативной и под действием силы приходит в движение не сразу, а только после некоторого времени релаксации.

эффективность метода при этом снижается. Промысловые результаты применения вибрационных технологий показали, что со снижением частоты импульсов эффективность очищения повышается и оптимальная частота составляет 1-20 Гц.

3. Лабораторные эксперименты на кернах показали, что восстановление после гидроимпульсной обработки было наибольшим и составляло 62-85 %.

При этом эффективность депрессивного воздействия была на 15-20 % выше, чем воздействие репрессии.

1.3Комплексные виброволновые технологии интенсификации притоков По результатам проведенного анализа в первой и во второй части главы, можно отметить, загрязнения ПЗП начинаются в процессе строительства скважин, продолжается в процессе эксплуатации по причине попадания в эту зону различных механических примесей, являющихся продуктами растворов глушения и коррозии оборудования. Кроме того, в скважине накапливаются асфальтено-смолистые и парафиновые, солевые отложения, забойные осадки.

Вс это приводит к ухудшению коллекторских свойств пласта, снижению проницаемости и продуктивности скважины. Для борьбы с этим явлением и с целью повышения продуктивности скважин на месторождениях Западной Сибири применяются различные методы интенсификации добычи нефти, а традиционные щадящие методы малоэффективны. Главной задачей обработок является восстановление коллекторских свойств пласта в призабойной зоне за счет растворения, разрушения и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц естественного и техногенного происхождения, а также улучшения фильтрационных характеристик ПЗП путем расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта. Между тем различная химическая природа кольматантов ПЗП, разный состав, неравномерность их распределения по толщине и глубине пласта, а также литологическая неоднородность пород продуктивной толщи требуют тщательного анализа, увязки с историей эксплуатации скважин для принятия обоснованного решения о выборе нескольких технологий или их комплекса [59, 60]. Необходимость разработки нового комплексного подхода вызвана геолого-техническими, информационными и экономическими аспектами. Не менее актуальной является задача по разработке методов обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта, характеризующихся, наряду с высокой эффективностью, простотой исполнения воздействия на призабойную зону пласта. В связи со сложившейся ситуацией и с ограниченными экономическими возможностями нефтедобывающих организаций в применении прогрессивных технологий, необходимость создания общедоступных и экономичных способов обработки призабойной зоны нефтедобывающих скважин. Эти проблемы во многом могут существующих методов обработки призабойной зоны пласта и применения методов ОПЗ, за счет сокращения времени проведения работ по ОПЗ и совмещения их с периодом капитального или подземного ремонта скважин.

увеличения продуктивности скважин является разработка технологий и ультразвуковая, освоение струйным насосом, гидродинамические исследования) и, самое главное – все работы должны проводиться при одном спуске компоновки, где не требуются лишние спускоподъемные операции, повторные глушения, благодаря чему почти в три раза уменьшается время ОПЗ.

Такой комплексный подход к скважине дает возможность очистить пласт, очищает перфорационные отверстия, создавая депрессию и фильтрацию жидкости с методами освоения.

технологичным и перспективным методом воздействия можно считать метод воздействия с переменными давлениями. В настоящее время этим вопросом занимается ряд отечественных научно-исследовательских организаций [61, 62, 63], ведутся разработки в этой области и зарубежными фирмами. В работе [63] сейсмического воздействия на нефтяные пласты. Виброобработка – процесс воздействия на ПЗП с помощью специальных забойных устройств, создающих колебания давления различной частоты и амплитуды с помощью спущенного в скважину на насосно-компрессорных трубах(НКТ) вибратора-генератора колебаний давления. В процессе прокачки рабочей жидкости через вибратор он генерирует серию гидроударов, воздействующих на обрабатываемую ПЗС. При этом возникают большие перепады давлений, изменяющие поверхностные, капиллярные и другие свойства жидкостей и пород и вызывающие в них разрывы с образованием микротрещин. В результате виброобработки призабойной зоны повышаются производительность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин. Вибровоздействие наиболее целесообразно проводить в скважинах: с проницаемостью ПЗС ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта; с ухудшенными коллекторскими свойствами ПЗС в результате проникновения в пласт бурового и цементного растворов, утяжелителей, воды и т.д. в процессе разработки или ремонтных работ; эксплуатирующие пласты с низкой проницаемостью пород, но с высоким пластовым давлением.

Лабораторные и промысловые исследования показали, что эффективность волнового воздействия на ПЗП зависит от величины импульса давления и частоты [64]. Исследования величины частоты гидроимпульсного воздействия на глубину обработки показали, что чем ниже частота, тем глубже проникновение гидродинамических волн в пласт до полного затухания и, соответственно, глубже зона обработки. Если при частоте воздействия 2-(104Гц глубина воздействия не превышает 1-2 см, то при снижении частоты до 20-40 Гц она возрастает до 1-2 м. Наиболее эффективны субинфразвуковые гидродинамические волны с частотой менее 0,5 Гц, при воздействии которых обработке подвергается зона пласта вокруг скважины до 100 м и более [65, 66].При проникновении гидродинамических волн из скважины в пласт через перфорационные отверстия за счет дифракции часть энергии теряется в зоне перфорации. Для субинфразвуковых частот эти потери незначительны и не превышают 10-20 %. С ростом частоты волнового воздействия до 60-100 Гц потери энергии возрастают до 80 %. Для ультразвуковых волн гидродинамическое поле действует в основном в зоне перфорации [66].

Таким образом, при воздействии на ПЗП с помощью волновых методов наибольший эффект может быть получен при использовании волн давления субинфразвуковой частоты, так как они хорошо проникают в пласт через перфорационные отверстия и не теряют быстро своей энергии при движении по пласту. К данным методам относятся:группа бароциклических методов с частотой воздействия менее 0,5 Гц; циклическое воздействие с помощью струйных насосов; многократный гидравлический удар; метод воздействия переменными давлениями с устья скважины и др.

Основные преимущества волновых бароциклических методов при проведении реагентно-импульсной обработки пласта достигаются при соблюдении ряда принципов [23].

Для обеспечения максимального проникновения в пласт реагента и увеличения глубины обработки волновое воздействие должно выполняться в процессе физико-химической обработки либо непосредственно после закачки рабочей жидкости в пласт. Во всех остальных случаях эффективность комплексной обработки будет минимальна и равна поочередному воздействию каждого метода.Для обеспечения направленного воздействия реагентом на заданный интервал по толщине пласта источник волнового воздействия должен располагаться напротив обрабатываемых интервалов, а закачка реагентов должна осуществляться в процессе импульсной обработки.Извлечение из пласта продуктов реакции должна выполняться после обработки химреагентом исследованиями установлено, что после проведения солянокислотных обработок в карбонатных и терригенных пластах, а также глинокислотных необратимое снижение проницаемости низко- и среднепроницаемых фильтрационных каналов. Это происходит в результате выпадения в осадок нерастворимых разностей породы, солей, асфальтосмолистых веществ и др.

После реагирования кислотных растворов, содержащих ПАВ, происходит их деструкция из-за насыщения продуктов реакции различными солями. В результате резко возрастает межфазное натяжение на границе раздела «нефть – продукты реакции кислоты», что приводит к блокаде ПЗП. Поэтому дренирование пласта необходимо выполнять непосредственно в процессе волнового воздействия, либо сразу же после импульсной обработки.

воздействия на пласт относятся: комплексная обработка пласта струйным насосом, сочетающая закачку в пласт химреагентов; волновое бароциклическое восстановления забойного давления» с последующим дренированием и очисткой ПЗП от продуктов реакции и других загрязняющих пласт агентов.

Амплитуда изменения давления и продолжительность циклов регулируются в самых широких пределах. На практике депрессия на пласт задается от 1 до МПа, а продолжительность воздействия циклов – от 1 мин до нескольких часов.

Число циклов воздействия, как правило, не регламентируется и на практике составляет от 40 до 200 и более. Весьма важным является то, что при циклическом или постоянном дренировании струйным насосом (СН) получают большой объем притока жидкости из пласта (до 20-50 м3 и более), что обеспечивает эффективную очистку ПЗП. Все существующие методы циклического воздействия, такие, как воздействие пластоиспытателем, гидроимпульсным насосом и др., не позволяют получить значительные объемы притока жидкости [23].

Накопленный промысловый опыт и результаты гидродинамических исследований позволили определить области эффективного применения методов циклического и реагентно-импульсного воздействия струйными насосами в зависимости от потенциальной продуктивности и проницаемости пласта и степени загрязнения призабойной зоны. Анализ технологических продуктивности скважин позволил установить следующее [23]:

В средне- и высокопродуктивных скважинах с незначительным ухудшением состояния ПЗП и непродолжительным нахождением в бездействии (до 6 мес.) достаточным для восстановления продуктивности является проведение циклического воздействия в течение 8-20 ч с числом циклов до 40и объемом притока из пласта до 25 м3.

В случае высокой степени кольматации ПЗП при бурении, длительном нахождении в бездействии, глушении скважин с высокой репрессией на пласт комплекс работ по восстановлению и увеличению продуктивности скважин продолжительность циклического воздействия должна составлять более 2 сут, а число циклов достигать 200 и более.

коллектором, а также восстановления продуктивности скважин с глубокой блокадой ПЗП перед реагентно-импульсной обработкой необходимо проводить гидравлический и гидрокислотный удар с инициированием микротрещин в гидрокислотного удара микротрещины заполняются кислотой и в результате получают дальнейшее развитие. Кроме того, резкое локальное гидроударное воздействие приводит к срыву кольматирующего материала в ПЗП, что способствует очистке перфорационных отверстий. Возможность направленного воздействия по толщине пласта позволяет выборочно освоить наиболее закольматированные пропластки, а также исключать воздействие на зоны интервалам, тем самым предотвратить провоцирование обводнения [67].

Для стабилизации добычи нефти на месторождениях Нижневартовского района постоянно ведется активная работа по внедрению мероприятий:

оптимизация режима работы насосного оборудования, гидроразрывы пласта, ввод из бурения, применение комплексных методов интенсификации притока и повышения нефтеотдачи [68, 69, 70]. Положительный опыт работ на месторождениях Западной Сибири свидетельствует об оптимальном комплексе работ по интенсификации притока и вывода из бездействия добывающих низкочастотное бароциклическое волновое воздействие с физико-химической обработкой пласта [4, 37].

Эффективные результаты от вибровоздействия получают в скважинах, в которых пластовые давления близки к гидростатическим. В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины протекает с восстановлением циркуляции. При этом давление в трубах колеблется в пределах 10-22 МПа, в затрубном пространстве 8-15 МПа, а подача выходит на уровень 10 л/с, что вполне достаточно для создания отраженных волн, значительных импульсов и резонансных явлений. В случае скважин с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением, если подача не обеспечивает оптимального режима работы вибратора (менее 10 л/с), обработку ведут, попеременно открывая и закрывая затрубное пространство. В результате давление в затрубном пространстве колеблется в пределах 30-40 МПа. Такое состояние скважины необходимо поддерживать в течение 1 ч. Далее процесс ведется при открытом затрубном пространстве. Положительные результаты от виброобработки получены в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением посторонними водами. До начала вибропроцесса исследуют состояние ПЗС, параметры пласта и скважины:

определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ;

рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей и ожидаемых давлений;

определяют потребное число агрегатов, их типы, разрабатывают схему их расстановки;

намечают последовательность операций и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.

В качестве рабочей жидкости при виброобработке скважин применяют нефть, пластовую воду, растворы кислот, керосин, дизельное топливо и смеси этих жидкостей в зависимости от типа продуктивного пласта, его мощности, гидродинамических характеристик и причин, вызвавших применение виброобработки[61,62,63].

Проведение химических обработок с применением традиционных солянокислотных и глинокислотных растворов связано с определенными проблемами, в первую очередь их продукты реакции с элементами горных пород, цементного камня, насыщающим пласт флюидом, коррозии металла привносят в пласт технологические кольматанты, вызывая выпадение трудно растворимых солей, образование коллоидных и гелеобразных осадков в радиусе воздействия.

Получившее в последнее время широкое распространение химическое воздействие с применением сложных кислотно-щелочных композиций (микроэмульсий) с комплексными поверхностно-активными веществами (ПАВ) (оптимизированные по составу смеси катионных, неионогенных и амфолитных ПАВ, гидрофобизаторов) в 1,5-2 раза увеличивает эффективность кислотнощелочного воздействия, позволяет отчасти исключить ряд негативных факторов обычных кислотных обработок. Соляная кислота разрушает карбонаты и механические примеси; катионный ПАВ удаляет рыхлосвязанную воду и не позволяет ей в течение некоторого времени блокировать ПЗП;

неионогенный ПАВ разрушает водонефтяную эмульсию; амфолитный ПАВ отмывает остаточную нефть и частично АСПО. Многофункциональные композиции «ПАВ – кислота» на сегодняшний день являются одним из наиболее эффективных методов интенсификации добычи, однако не исключает образование и накопление технологических кольматантов в радиусе воздействия, что требует эффективной очистки от продуктов реакции и осложняет процесс освоения. Опыт применения различных методов вызова притока из пласта и освоения свидетельствует, что наиболее распространенные методы– компрессирование и свабирование– не в полной мере удовлетворяют современные требования к технологическому процессу, а именно:

длительность осуществления процесса создания депрессии на пласт;

получить характеристику об удаленных зонах пласта;

отсутствие эффекта имплозии затрудняет очистку от кольматантов.

Устранение указанных недостатков можно осуществить, применяя известный метод освоения, интенсификации – гидродинамическое воздействие с применением струйных устройств (СУ), позволяющее решать следующие нефтепромысловые задачи:

очистка ПЗП добывающих и нагнетательных скважин от различных привнесенных кольматантов (твердых минеральных частиц, илистых взвешенных частиц, ржавчины от коррозии НКТ, АСПО), запуск в работу низкопроницаемых пропластков;

воздействиемногоразовымидепрессиями-репрессияминапласт активизирует процесс разрушения зон кольматации и вынос частиц из скважины;

проведение химических обработок и очистка пласта от продуктов реакции за одну спускоподъемную операцию;

получение оценки фильтрационных параметров пласта (призабойной и удаленной зоны) до и после различных методов интенсификации.

Проведенные промышленные внедрения технологии гидродинамического воздействия с применением СУ показало достаточно высокую эффективность.

Следует отметить, что комплексный характер механизма ухудшения ФЕС пласта, его многостадийность и периодическая повторяемость на разных этапах «жизни» скважин определяет необходимость дифференцированного подхода к решению проблемы. Перспективным в этих условиях является комплексное воздействие на продуктивный пласт с целью интенсификации притока углеводородов, наиболее приемлемыми являются виброволновые, сопровождающие периодически режимом депрессии и репрессии. Установлено, что эффективность метода переменных давлений в основном определяется характером депрессий, создаваемых на пласт, которые зависят от темпа изменения забойного давления, т.е. чем резче депрессия, тем эффективнее воздействие на пласт [71, 72, 73].

Комплекс данных методов с кислотной обработкой обеспечивает наиболее эффективное реагентно-импульсное воздействие, сочетающее физикохимическую и физико-механическую обработки пласта. Для очистки призабойной зоны добывающих скважин от твердых загрязнений и удаления блокирующей воды, в том числе отработанной кислоты, как показал физикохимический метод, успешно могут применяться в определенных условиях струйными насосами типа устройство для геофизических исследований скважин (УГИС). УГИС позволяет создавать заданную величину депрессии на пласт и при необходимости управлять ее величиной и продолжительностью, непрерывную откачку флюида из пласта при заданной величине депрессии[34].

1. Разнообразный характер механизма ухудшения ФЕС пласта, его многостадийность и периодическая повторяемость на разных этапах «жизни»

скважин определяет необходимость комплексного подхода к решению проблемы. Главной задачей обработок является восстановление коллекторских свойств пласта в призабойной зоне за счет растворения, разрушения и выноса в техногенного происхождения, улучшения фильтрационных характеристик ПЗП путем расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта.

эффективными, доступными, простыми и перспективнымиявляются физикомеханические методы импульсно-волнового воздействия (виброволнового) с применением гидромониторов, работающих от потока скважинной жидкости, воздействия на ПЗП с режимом депрессии и репрессии с применением для освоения СН.

импульсно-волнового воздействия в скважинах Самотлорского, Кошильского, Пермяковского, Хохряковского, Комсомольского и других месторождений Западной Сибири, свидетельствующий об его высокой эффективности.

1.4Основные виды РИР и группы изоляционных материалов Большинство месторождений Нижневартовского региона находится на последней стадии разработки. В основном ухудшение качества и истощение структуры запасов нефти по месторождениям сопровождается растущей долей бездействующих скважин и ростом обводненности добываемой продукции.

Существуют различные причины обводнения скважин, в частности, авторы работы [74, делят причины на: геологические, технологические, технические. Эффективность применения методов ликвидации водопритоков в скважинах во многом зависит от точно выявленных причин поступления воды.

В работе [76] основными причинами обводнения скважин считают поступление воды по продуктивному горизонту и поступление воды вследствие нарушения крепления скважин, более детально к ним относятся:

приток воды из залегающих над продуктивным – водоносных горизонтов;

приток воды по напластованию продуктивных отложений;

приток воды из подошвенной части пласта.

При поступлении воды из вышележащих водоносных горизонтов путями ее движения служат:

некачественная заколонная крепь скважины;

негерметичная эксплуатационная колонна скважины.

По напластованию продуктивных отложений происходит поступление воды вследствие проявления нескольких факторов:

наличия водоносного горизонта в толще переслаиваемых продуктивных пластов;

прорыва воды к скважине по наиболее проницаемому пропластку.

Из подошвенной части вода, как правило, поступает в результате:

общего подъема в разрабатываемой зоне месторождения нефтеводяного образования конуса воды в районе скважины;

некачественной заколонной крепи скважины в интервале залегания водоносных пластов;

фильтра скважины.

Наличие такого количества причин обводнения скважин и путей продвижения воды в скважины обуславливает сложность разработки методов борьбы с обводнениями.

Для ликвидации притока пластовой воды используются различные составы, которые условно можно подразделить на две группы:

селективного действия;

неселективного действия.

Принцип действия селективных составов – избирательное загустевание в водонасыщенной части пласта и образование водоизолирующих экранов. В части пласта насыщенной углеводородами составы остаются подвижными и легко удаляются из пласта при вызове притока флюидов.

Неселективные составы образуют водоизоляционные экраны в пласте независимо от его насыщения. Применение таких составов должно быть достоверности выделения причины обводнения скважины, в которой проводится операция.

Виды ремонтно-изоляционных работ (РИР) определяются геологическим строением нефтяного месторождения, неоднородностью продуктивного пласта, наличием подошвенных, контурных вод, расположением водяных пластов, характером нарушения колонны, способом эксплуатации, системой нагнетания для поддержания пластового давления. Предлагаются наиболее часто встречающиеся основные виды. Основные виды РИР, выполняемые с применением изолирующих (тампонажных) материалов:

восстановление герметичности обсадной колонны (негерметичность в резьбовых соединениях, в теле колонны);

восстановление некачественного цементного кольца (ликвидация межпластовых перетоков);

наращивание цементного кольца за колонной;

установление моста в стволе скважины;

отключение (изоляция) отдельных обводненных интервалов пласта;

отключение (изоляция) отдельных пластов, в том числе при переходе на нижележащие объекты;

временная изоляция (отключение) перфорированного пласта (интервалов пласта);

крепление слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта.

В тоже время, наиболее распространенным методом проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах является метод тампонирования, основанный на применении изоляционных (тампонажных) материалов.

В зависимости от геолого-технических условий эксплуатации скважин и целей ремонта применяют различные изолирующие материалы и составы:

материалы на основе цементов с различными добавками и регуляторами их свойств (цементные, глиноцементные, полимерцементные, нефтецементные и пеноцементные);

полимерные тампонажные материалы на основе синтетических смол;

гелеобразующие материалы;

пены и эмпульсии;

комбинированные материалы.

По характеру физико-химических изменений, происходящих в растворах во времени, изолирующие (тампонажные) материалы можно условно разделить на пять групп: твердеющие (отверждающиеся) материалы, гелеобразующие материалы, осадкообразующие материалы, пены и эмульсии, комбинированные материалы:

1. Твердеющие (отверждающиеся) материалы готовят на основе неорганических и органических соединений, а также органо-минеральных композиций.

Материалы на основе неорганических соединений:

цементы и другие минеральные вяжущие (цементные, цементнопесчаные, цементно-силикатные, цементно-полимерные, цементно-шлаковые, глиноцементные);

пеноцементы, в том числе с добавкой модифицирующих реагентов;

нефтецементы, цемент затворяют на углеводородной жидкости нефть, дизельное топливо, керосин с добавлением ПАВ креозол, асидол, НЧК, дисолван, превоцел, ОП-4 и др.;

силикатные растворы (составы на основе растворов жидкого стекла, активных отвердителей НС1, СО2, H2SiF6, двухкальциевый силикат и др.).

тампонажные материалы ПТМ):

синтетические смолы, олигомеры и фенолоспирты. Составы включают полимерное связующее (ТС-10, ТСД-9, КФЖ, М-70, СФЖ, ФС, ГТМ-3, ТЭГ-1 и другие синтетические смолы), отвердитель (формалин, уротропин, полиэтиленполиамин, органические или минеральные кислоты), наполнители и добавки;

кремнийорганические соединения, включающие кремнийорганическое связующее, катализаторы и наполнители.

Органо-минеральные композиции:

полимерцементы (композиции, включающие синтетическую смолу с отвердителем, цемент и различные добавки, такие как смола ТСД-9, формалин и цементно-песчаная смесь; ГТМ-3, отвердитель и цемент);

полимеры с активным наполнителем, которые представляяют собой органо-минеральные композиции, включающие синтетическую смолу или фенолоспирт,отвердитель и наполнитель (фенолошлаковая композиция ФШК содержит фенолоспирт, доменный шлак или шлаковый цемент и другие наполнители; отверждаемые глинистые растворы ОГР, включающие смолу ТС-10 или ТСД-9, отвердитель и глинистый раствор).

2. Гелеобразующие материалы получают в результате перехода жидкостей (дисперсных систем, растворов, расплавов) в твердообразное состояние гель или студень. Гель имеет пространственную структуру, которая обратимо разрушается при механических и тепловых воздействиях. Гели имеют малую подвижность, обладают упругостью и эластичностью [84]. В нефтяной промышленности применяют гелеобразующие материалы: гели на основе силикатов, гели на основе водорастворимых полимеров, гидрогели металлов, гели на основе нефти и нефтепродуктов.

Гели на основе силикатов:

силикаты натрия или калия (жидкое стекло). Составы включают раствор жидкого стекла и гелеобразователь (соляная кислота, хлористый кальций, хлористый аммоний и др.). Могут содержать добавки дисперсные наполнители (древесная мука и др.), ПАВ и модифицирующие реагенты (гипан, ПАА и др.);

высокомодульные силикаты. Составы содержат водорастворимое стекло с силикатным модулем от 4 до 50. Стабилизированные кремнезоли имеют размер частиц от 0,2 нм до 100 нм и более, являются связующими, загущают жидкие системы, образуют пленки гидрофильного и гидрофобного характера и тонкодисперсные осадки;

цеолиты (алюмосиликаты). Составы включают природные или синтетические цеолиты или цеолитсодержащую породу и кислоту, а также добавки ПАВ, полимеров и других реагентов;

кремнийорганические (элементоорганические) соединения. Составы включают кремнийорганические соединения (этилсиликат, тетраэтоксисилан и др.), катализатор (при необходимости) и добавки (полярный растворитель, ПАВ, полимеры и другие реагенты). Составы промышленного производства:

АКОР-Б100, АКОР-БН, продукт 119-296 и др.

Гели на основе полимеров:

водорастворимые полимеры. Составы на основе ПАА, КМЦ, ПВС, гипана лигносульфонатов и других реагентов, которые образуют гель при взаимодействии с реагентами-образователями (катионы многовалентных металлов, бихроматы, формалин, уротропин и др.);

безводные реагенты (полимеры, олигомеры и др.). Составы по их основе образуют гель при взаимодействии с водой (продукт 119-204, полиуретаны, уретановый форполимер УФП-50А, «A-Пласт», «M-Пласт» и др.).

Гидрогели металлов:

растворы солей многовалентных металлов (хлорид алюминия, сульфат алюминия и др.). Составы при взаимодействии с карбонатными породами или модифицирующие добавки (карбамид, цеолиты, полимеры, ПАВ и другие реагенты), например ГОС «Галка»;

магний гранулированный (жидкость-носитель безводная нефть), который при взаимодействии с водой образует гидроксид магния и магнезиальный цемент.

основано на образовании и выделении твердого или гелеподобного вещества, отдельные частицы которого не связаны или слабо связаны друг с другом.

Осадкообразующие материалы (составы) по физикохимическим свойствам делят на две группы: механическое удержание (накопление) осадка и адсорбция ПАВ и других веществ.

К составам, основанным на механическом удержании осадка, относят:

силикатные растворы, представляющие собой составы на основе взаимодействии с катионами многовалентных металлов образуют водонерастворимый осадок;

дисперсии набухающих полимеров и других веществ (полиуретан, полимер марки АК-639 и др.);

дисперсии латекса, соединений кремния (кремнезоли), серы, металлов, глины, углерода, водонерастворимых солей;

сульфатвосстанавливающие бактерии и биополимерные композиции (мелассная технология, активизация пластовой микрофлоры).

К материалам, основанным на адсорбции ПАВ и других веществ, относят:

растворы ПАВ и других веществ (ПАА, асфальтены, парафины, смолы, гудрон);

(катионактивные ПАВ, кремнийорганические соединения и др.).

4. Пены и эмульсии. Применение пен основано на физикомеханическом воздействии на породы и поровое пространство пласта: адсорбция ПАВ;

смачивание и прилипание пузырьков к породе; влияние адсорбционных слоев на свойства кольматантов; влияние расклинивающего давления на проницаемость пород. К материалам на основе пен и эмульсий относят:

трехфазные пены), которые могут включать стабилизаторы, тонкодисперсную твердую фазу, различные реагенты (кислоты, растворители) и добавки;

самогенерирующиеся пенные системы; гидрофильные эмульсии первого рода; гидрофобные эмульсии второго рода.

Комбинированные материалы. При сложных геологофизических условиях эксплуатации скважин широкое применение находят материалы многофункционального воздействия, которые позволяют достигать нескольких целей (перераспределение фильтрационных потоков, выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, обработка ПАВ, растворителями, гидрофобизаторами, увеличение прочности материала, улучшение фильтрационных свойств и др.). Такие материалы основаны на взаимном сочетании реагентов различных групп. К ним относятся: эмульсионносуспензионные, волокнисто-дисперсные и полимерно-дисперсные системы;

ПAB-гелеобразующие составы; гелеобразующие составы с добавкой ПАВ, твердых дисперсных веществ, кислот и других реагентов [84].

Большой вклад в решение теоретических и практических вопросов по разработке техники и технологии освоения, методов воздействия на призабойную зону пласта, ограничению водопритоков в скважинах, фильтрации жидкости в пористой среде терригенных коллекторов внесли ученые и исследователи:Ф.А. Агзамов, Л.К. Алтунина, Б.В. Арестов, Ю.М.

Басарыгин, В.А. Блажевич, Р.Г. Габдуллин, С.М. Гадиев, А.Ш. Газизов, К.М.

Гарифов, Г.П. Зозуля, Ю.П. Желтов, И.И. Клещенко, С.И. Грачев, А.Т.

Овчинников,С.А. Рябоконь, Г.В. Романов, И.А. Сидоров, В.А. Стрижнев, В.Г.

Уметбаев, П.М. Усачев,С.Я. Френкель, Н.И. Хисамутдинов, В.А. Шумилов, А.К. Ягафарови другие. Из зарубежных ученых этими вопросами активно занимались E.J. Burcik, J.R. WiIIiams, B.J. Knigh, E.J. Junch, M. Masket, Y.A.

Pope, F.W. Smith, Y.J. Hirasakia, E. Doark, C.A. Einarsei, R.J. Engight, W.Y.

Martin, N.N.

Несмотря на большое количество изоляционых составов и объема работ в этой области, вопросы по ограничению водопритоков, ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн, заколонных перетоков и в настоящее время остаются актуальными, в связи с постоянно меняющимися во времени пластовыми условиями и возрастанием требований по охране природы, окружающей среды. Если при этом принять во внимание, что успешность водоизоляционных работ при проведении РИР составляет 30-60 %, становится очевидной значимость эффективного решения этой проблемы для народного хозяйства 82, 83. Низкая технологическая и экономическая эффективность ремонтно-изоляционных работ обусловлена отсутствием высокоэффективных тампонажных составов для таких условий. Повсеместное использование при водоизоляционных работах цементных растворов, как наиболее доступных и дешевых, не может быть эффективным из-за их физикохимических свойств. К ним относятся: низкая фильтруемость или низкая подвижность в условиях пласта, вследствие их дисперсности; высокая плотность, что может вызвать поглощение цементных растворов и гидроразрыв пласта: высокая фильтратоотдача; низкая механическая и ударная прочность (растрескивание цементного камня при повторной перфорации, создании депрессии); низкое сцепление со старым цементным камнем, покрытым нефтью;низкая коррозионная стойкость и при динамических нагрузках в нем образуется много трещин. Кроме того отверждение цемента происходит как в нефтенасыщенной части пласта. Все это обусловливает или неуспешность работ, или малый межремонтный период84, 85.

Основным фактором, осложняющим производство и снижающим эффективность водоизоляционных работ, является низкий уровень контроля и межпластовых перетоков, а также невозможность эффективного производства селективной изоляции источников обводнения из-за перекрытия их крепью скважины. Убедительным подтверждением приводимого здесь аналитического обобщения являются результаты многолетнего отечественного и зарубежного водоизолирующих составов на основе синтетических смол, полимеров, латексов, кремнийорганических соединений, ПАВ и др., обладающих рядом преимуществ перед цементными растворами79, 80, 81. В последние годы одним из наиболее перспективных направлений при ограничении водопритоков в нефтяных скважинах стало использование полимерных композиций на основе синтетических смол, как изоляционный материал они начали изучаться учеными с 1960-х годов и в последнее время получили довольно широкое распространение. Большей части указанных недостатков лишены феноло- и резорцино-формальдегидные смолы ТСД-9 и ФР-12, предложенные для изоляции притока в нефтяных скважинах БашНИПИнефтью. Эти смолы не содержат взвеси твердых частиц и при содержании соответствующего количества отвердителя (формалина) отверждаются в нейтральной и щелочной средах. Время отверждения регулируется изменением содержания отвердителя в водном растворе указанных смол. Отвержденная смола обладает высокой адгезией с цементным камнем, породой и металлом эксплуатационной колонны. Рабочая смесь их с отвердителем легко фильтруется в пористую среду и мелкие трещины в цементном камне. Составы на основе синтетических смол (высокомомолекулярные соединения), позволяют получать водоизолирующий экран повышенной прочности по сравнению с цементом. Как показывает опыт Краснодарскогокрая, Западной Сибири, Башкирии и Татарии, эффективность работ при восстановлении герметичности кольцевого пространства и отключении пластов значительно возросла. Кроме того, на нефтяных месторождениях Татарии синтетические смолы успешно используют при эксплуатационной колонне, и при отключении пластов в сочетании с цементным раствором 85.

При рассмотрении возможности использования водорастворимых полимеров, синтетических смол, поверхностноактивных веществ и других реагентов в качестве компонентов, используемых в составах для РИР, в первую очередь учитывают технологические особенности их применения в скважинах, в том числе вязкость, однородность, гидрофильность или гидрофобность, кинетику гелеобразования и твердения, прочность, долговечность и термостойкость изолирующего материала.На конечные характеристики изоляционных материалов (составов) оказывают влияние различные факторы:

химический состав и структура полимера (связующего); концентрация сетки в структуре (частота сшивки молекул полимера); структура сетки (редкосшитая или трехмерная); надмолекулярная структура (образование первичных глобул и их форма), которая определяет образование структурированного геля или дисперсного осадка.В условиях одновременного воздействия температуры, давления, пластовых флюидов и горных пород наибольшую устойчивость и стабильность имеют неполярные углеродистые сетки (структуры). Однако, для возникновения адгезионной связи изолирующего материала с горными породами, старым цементным камнем, металлом обсадных колонн полимерное связующее должно содержать активные функциональные группы и в первую очередь карбоксильные и гидроксильные.Процессгелеобразования (время гелеобразования) и отверждения осуществляется путем регулирования pH раствора, использованием ПАВ, растворителей пластификаторов и наполнителей.В составах для РИР указанные вещества применяют для регулирования вязкостей растворов, гидрофобизации порового пространства пласта, растворения колъматируюгцих веществ, снижающих проницаемость призабойной зоны. Тонкодисперсные наполнители используют для направленной кольматации высокопроницаемых обводненных пропластков в целях перераспределения потоков закачиваемой воды и увеличения нефтеотдачи пластов за счет подключения в работу низкопроницаемых ранее не работавших нефтенасыщенных пропластков [78].

Многообразие геолого-технических условий в нефтяных районах России и постоянные поиски более эффективных способов изоляции водогазопритоков в скважинах позволяет решить проблему путем создания нового тампонажного состава с реологическими свойствами, отвечающего всем требованиям; в разработке нетрадиционных подходов и технологических решений по качественному выполнению водоизоляционных работ.

1. Несмотря на большое количество изоляционых составов и объема работ в этой области, вопросы по ограничению водопритоковв настоящее время остаются актуальными, в связи с постоянно меняющимися во времени пластовыми условиями и возрастанием требований по охране природы, окружающей среды. Если при этом принять во внимание, что успешность водоизоляционных работ при проведении РИР составляет 30-60 %, становится очевидной значимость эффективного решения этой проблемы для народного хозяйства.

2. Низкая технологическая и экономическая эффективность ремонтноизоляционных работ обусловлена отсутствием высокоэффективных тампонажных составов. Повсеместное использование при водоизоляционных работах разных цементных составов и добавок к ним, как наиболее доступных и дешевых, не может быть эффективным из-за их физико-химических свойств.

Все это обуславливает или неуспешность работ, или малый межремонтный период.

3. К настоящему времени разработано множество водоизолирующих преимуществ перед цементными растворами.Одно из наиболее перспективных направлений по решению проблемы по ограничению водопритоков выбор из синтетических смол таких составов, которые по реологическимсвойствам отвечают всем требованиям и технологическим решениям по качественному выполнению водоизоляционных работ.

восстановительных работ существенно зависит от правильности выбора тампонажного материала, объема его закачки, его способности перекрывать пути поступления воды в скважину, от эффективного применения технологий интенсификации притока нефти и освоения. Одним из перспективных тампонажных составов, по нашему мнению, являются синтетические смолы.

Составы на основе синтетических смол применяют для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин, изоляции водопритоков, ликвидации высокомолекулярные соединения, которые получают в результате реакций полимеризации или поликонденсации из мономеров. В технологиях РИР чаще всего применяют полимеры, полученные в реакциях поликонденсации, так как их свойства можно регулировать в широких пределах путем применения различных катализаторов (отвердителей), растворителей и наполнителей.

Мочевиноформальдегидные (карбамидные) смолы являются продуктом поликонденсации карбамида и его производных с формальдегидом. Они относятся к числу термореактивных смол и способны переходить из плавкого и растворимого состояния в неплавкий и нерастворимый полимер. Смолы хорошо растворяются в воде. При длительном хранении на воздухе и при повышенной температуре они стареют, их вязкость увеличивается, они теряют свои свойства. В качестве отвердителей для карбамидных смол применяют кислоты (соляную, щавелевую, фосфорную и др.), а также хлористый аммоний, хлорное железо, суперфосфат и другие вещества. Смолы твердеют при обычной температуре и давлении, а также при пониженной температуре и в пористой среде. При добавлении к смоле катализатора (отвердителя) происходит снижение pH раствора до 2,4-2,7 и смола переходит из жидкого состояния в гелеобразное, а затем в твердое. Это граничное значение pH постоянно для любой концентрации смолы. При малых добавках отвердителя снижение pH происходит медленно и время гелеобразования возрастает. Одно и то же количество отвердителя снижает pH быстрее у раствора смолы более низкой концентрации и время гелеобразования сокращается. На время отверждения смолы влияет содержание в пласте карбонатов кальция и магния. Они взаимодействуют с кислым отвердителем смолы, при этом pH раствора увеличивается, и отверждение состава замедляется или не происходит. Для РИР используют составы на основе карбамидной смолы: МФ-17, УКС, крепители М и К, М-70, КФ-Ж; мочевино-формальдегидно-фурановые: БС-40, КФ-90;

мочевинофурфуролформальдегидные: МФФ, МФФ-М и др. Каждая марка смол имеет определенные свойства. Например, мочевиноформальдегидная смола марки КФЖ представляет собой водную суспензию с массовым содержанием основного вещества 65-70 %, плотностью 1260-1280 кг/м3, вязкостью 23- мПас. Тюменский завод пластмасс осваивает выпуск полимерного состава модифицированный антифризированный водный раствор аминоформальдегидного полимера и предназначен для изоляции зон водопритока в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах при температурах не выше 70 °С как в чистом виде, так и с отвердителем «ОСА» и другими отвердителями. Состав ПКФ «С» токсичен, содержание свободного формальдегида не более 0,5 %.

Отвердитель «ОСА» (ТУ 2621-050-26161597-99) представляет собой антифризированный водный раствор соли аммония, предназначен для отверждения полимерного гидроизолирующего состава ПКФ «С».

поликонденсации формальдегида с фенолом или его производными.

Выпускают два основных типа фенолоформальдегидных смол: резолы и новолаки. Резолы отверждаются при введении в них сульфокислот без нагрева, а в щелочной среде при нагревании без введения отвердителя. Отверждение резольных смол происходит в несколько стадий. На первом этапе из метилфенолов образуются эфиры, которые при 120 °С не разрушаются. При 140-160 °С диэтилэфирная связь быстро разрушается с образованием активных центров, рекомбинация которых приводит к ряду вторичных реакций, пространственных сеток. Скорость отверждения значительно возрастает с ростом температуры, особенно выше 160 °С. Степень отверждения также зависит от температуры. В кислой среде рост цепей ФФС происходит за счет