«И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров, В.П. Овчинников ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Учебное пособие Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской ...»

Министерство образования и науки РФ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров, В.П. Овчинников

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА

РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Учебное пособие Допущено «Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки магистров 13100 «Нефтегазовое дело» и специалистов 130504 «Буриение нефтяных и газовых скважин»

Издательско-полиграфический центр «Экспресс»

Тюмень УДК 622.245/276/ Рецензенты:

А.П.Телков, доктор технических наук, профессор ТюмГНГУ;

С.К.Сохошко, доктор технических наук, главный научный сотрудник института «ТюменНИИгипрогаз».

Клещенко И.И., Зозуля Г.П., Ягафаров А.К. Овчинников В.П. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - 386 с.

В учебном пособии, применительно к геолого-физическим и геологотехническим условиям месторождений и скважин ЗСНГП, рассматриваются актуальные задачи и обосновываются методы выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Приведен анализ существующих методов ограничения и ликвидации различных видов водопритоков, газопритоков в нефтяные скважины и водопескопроявлений в нефтяные и газовые скважины, а так же наиболее эффективные материалы и технологии при их реализации.

Учебное пособие разработано для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», а также направления «Нефтегазовое дело» подготовки бакалавров и магистров, специализирующихся по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин и будет полезно инженерно-техническим работникам, слушателям курсов повышения квалификации и научным сотрудникам, занятым бурением и эксплуатацией нефтяных и газовых скважин и разработкой месторождений.

Учебное пособие выпущено в рамках реализации конкурса грантов ООО «ТНК-ВР-Менеджмент» для профессиональных вузов РФ (проект 2008 года № 41 Повышение управленческой компетентности выпускников специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», в условиях перехода буровых предприятий на сервисное обслуживание при строительстве скважин).

Илл. 35; табл. 51; прилож. 5; библ. 15.

ISBN 978-5-9961-0284-

ВВЕДЕНИЕ

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшим нефтегазодобывающим регионом России, основой минеральносырьевой базы страны. Несмотря на снижение в последние годы темпов и качества подготовки промышленных запасов углеводородов и объемов нефтедобычи, что связано как с экономическими трудностями, так и недостаточной технической оснащенностью нефтегазодобывающих предприятий и компаний, Западная Сибирь по-прежнему остается ведущим регионом по добыче нефти, газа и газового конденсата.

Обеспечение возрастающих масштабов производства требует увеличения затрат и средств на разведку месторождений, применения рациональных систем разработки и способов добычи нефти и газа, совершенствования технологий буровых и ремонтно-изоляционных работ, широкого внедрения более совершенных методов воздействия на прискважинную зону пластов для повышения продуктивности скважин и увеличения промышленных притоков нефти и газа.

В комплекс технологий и мероприятий, повышающих продуктивность и производительность нефтяных и газовых скважин, неотъемлемой частью входит ограничение притока пластовых вод, пескопроявлений и прорыва газа из газовой шапки, входящих в номенклатуру ремонтов по РИР.

В Западной Сибири в последние годы открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам, залежи с газовой шапкой, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти. Большинство нефтяных залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды или газа. При разработке таких месторождений возникают весьма сложные задачи, а рациональная их эксплуатация невозможна без знания геолого-промысловых особенностей и закономерностей обводнения и загазовывания нефтяных залежей и скважин.

Основными причинами обводнения добывающих скважин в процессе эксплуатации являются технические, связанные с нарушениями крепи скважины и состоянием эксплуатационной колонны, и обводнение продуктивного пласта водой, участвующей в вытеснении из него нефти, что приводит к самому распространенному виду осложнений – водопескопроявлениям.

Недостаточное научное обоснование подходов к воздействию на прискважинную зону нефтеводонасыщенных пластов, интервалы залежей с различным нефтенасыщением, залежи с подошвенной водой, краевыми водами или нефтяные залежи с газовой шапкой с целью ограничения водогазопритоков снижают эффективность подготовки извлекаемых запасов углеводородов промышленных категорий, добычи нефти и газа, и достижения максимальных (проектных) коэффициентов извлечения углеводородов.

С этих позиций увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти и газа промышленных категорий, добычи углеводородов и степени использования сырьевых ресурсов и увеличения в целом экономического потенциала Западно-Сибирского региона.

1 ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР МОДЕЛИ

НАСЫЩЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

И МЕТОДОВ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

В СКВАЖИНАХ

1.1 Краткая характеристика пластовых вод и условий их залегания В горных породах вода находится в разных формах. Выделяются следующие виды воды: свободная гравитационная (жидкая); свободная капиллярная (жидкая); сорбционно-замкнутая; стыковая (пендулярная); рыхлосвязанная (ионосорбционная); прочносвязанная (адсорбционная); цеолитная; кристаллизационная и конституционная (рисунок 1.1).

Свободная гравитационная вода находится в капельно-жидком состоянии в проницаемых породах в сверхкапиллярных порах. Она передвигается под действием гравитационной силы и способна передавать гидростатическое давление.

Свободная капиллярная вода находится в капиллярных порах и при их сплошном заполнении может передавать гидростатическое давление, а при частичном заполнении пор она подчиняется менисковым силам.

Сорбционно-замкнутая вода (преимущественно в глинах и глинистых песчаниках) представляет собой капельно-жидкую воду, изолированную от основной массы свободной воды, насыщающей породу, слоями связанной или стыковой воды.

Физически связанная вода в породах удерживается на поверхности минеральных частиц силами молекулярного сцепления и водородными связями, образуя слой в несколько десятков или даже сотен молекул.

Внутренний слой этой воды прочно связан с поверхностью минеральных частиц (прочносвязанная вода), во внешнем слое эти связи ослабевают (рыхлосвязанная вода).

В местах сближения минеральных частиц породы слои связанной и капиллярной воды утолщаются и образуется стыковая (пендулярная) вода.

1 – минеральные частицы пород; 2 – включения воды; воды: 3 – прочносвязанная; 4 – рыхлосвязанная; 5 – капиллярная; 6 – стыковая; 7 – сорбционно-замкнутая; 8 – гравитационная Рисунок 1.1 – Классификация подземных вод по форме их нахождения В нефтяных и газовых залежах, в их продуктивной части прочносвязанная, рыхлосвязанная и стыковая воды составляют так называемую остаточную воду, т.е. оставшуюся в поровом пространстве после его заполнения нефтью или газом. Содержание остаточной воды изменяется от 0 до 15 % в гидрофобных и до 50 % в гидрофильных коллекторах. Среднее содержание остаточной воды в гидрофобных коллекторах 7 – 10 %, а в гидрофильных – от 10 % до 30 %.

По прочности связи с веществом минералов выделяют цеолитную, кристаллизационную и конституционную воды.

Цеолитная вода содержится в минералах в непостоянных количествах (в цеолитах, опале – SiO2 nH2O и др.). К цеолитной воде А.А. Карцев относит связанную воду, находящуюся в межслоевых промежутках глинистых минералов (монтмориллонит, леверьерит и др.); в монтмориллоните ее содержится 24 % (от массы минерала), в леверьерите – 17 %.

Кристаллизационная вода входит в состав кристаллической решетки в постоянном количестве, но при ее удалении полного разрушения минерала не происходит. Так гипс (СаSO4 2H2O) переходит при полной дегидратации в ангидрит (СаSO4).

Конституционная вода (например, в слюдах) выделяется лишь при полном разрушении минералов.

Подземные воды в твердом (лед) и парообразном состоянии имеют довольно значительное распространение. Подземные льды встречаются в зоне развития многолетнемерзлых пород (криолитозона); подземные пары – в областях вулканизма. На больших глубинах находятся жидкие перегретые воды.

Таким образом, вода в различных формах заполняет поры и пустоты горных пород. Компоненты водосодержащей осадочной породы образуют систему, включающую подсистемы:

• твердую часть (твердую фазу), т.е. скелет, цемент, обменный • жидкую часть, т.е. воды, водные растворы, нефть;

1.2 Геолого-геофизическая характеристика и обоснование модели насыщенности нефтяных залежей К настоящему времени на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) открыто более 600 месторождений жидких и газообразных углеводородов, в том числе 15 уникальных и более 200 крупных и средних.

Значения рабочих дебитов нефти изменяются от единиц м3/сут. до м3/сут. и более, а газа - от 20 тыс. н.м3/сут. до 1000 тыс. н.м3/сут. и более.

Как правило, месторождения углеводородов, приуроченные к меловым отложениям, являются многопластовыми. В продуктивных песчаноглинистых отложениях развит преимущественно поровый тип коллекторов, литолого-петрофизические характеристики и фильтрационно-емкостные свойства которых достаточно хорошо изучены.

В большинстве случаев в меловых отложениях выявлены структурные залежи с обширными переходными зонами и зонами недонасыщения, содержащими в себе значительные запасы нефти. Так, в зонах недонасыщения залежей, приуроченных к меловым отложениям Среднеобской нефтегазоносной области, содержится более 12% начальных потенциальных ресурсов нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (без баженовского нефтегазоносного комплекса), что является одним из критериев постановки работ по изысканию методов ограничения водопритоков с целью получения безводных промышленных притоков нефти из этих зон [1, 2, 3, 4].

Известно, что в природных породах-коллекторах присутствует прочносвязанная (адсорбированная), рыхлосвязанная (вода диффузных слоев) и свободная вода. Такое деление справедливо для артезианских бассейнов при наличии в пласте однородной жидкости - пластовой воды. В нефтяных и газонефтяных залежах распределение воды по их высоте является более сложным. В природе не существует четких границ между пластовыми флюидами, поэтому свободный газ, подвижная в обычном понимании нефть и свободная вода разделяются в залежах по гравитационнокапиллярному принципу. С учетом этого изменение водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа реально следующее: водонасыщенность закономерно возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам (к «зеркалу свободной воды») (рисунок 1.2). Однако, чем выше контраст порометрических характеристик контактирующих слоев в залежи и выше неоднородность (расчлененность) ее строения, тем сложнее характер изменения остаточной водонасыщенности по высоте залежи. Характер распределения водонасыщенности по высоте реальной залежи уточняется путем построения графика изменения величины Кв или Кнг в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от отметки ВНК) по всем скважинам месторождения. Высота каждой зоны зависит от геологических особенностей строения и условий формирования залежи и коллекторских свойств пород. На отдельных месторождениях Западной Сибири высота предельно насыщенной зоны значительно меньше высоты недонасыщенной и переходной зон, а суммарная высота последних составляет 10 - 40 м и больше, на которые может приходиться более 70% объема залежи нефти.

Подвижность флюидов и характер отдачи пластов при испытании по высоте залежи определяются многими факторами: свойствами пород и самих флюидов, соотношением объемов смачивающего (вода) и несмачивающего (нефть, газ) компонентов и др. В однородном коллекторе подвижность пластовых флюидов и состав притока при испытании оцениваются по кривым относительных проницаемостей и по величине относительных проницаемостей для воды (Кпр.в.) и нефти (газа) (Кпр.нг.) и содержания воды в нефтяной залежи выделяется четыре зоны:

• предельного насыщения, где Кв Кв.св.;

• недонасыщенная, где Кв.св< Кв < КIв;

• переходная, где КIв< Кв< КIIв;

• остаточной нефтенасыщенности, где КIIв < Кв < 1 (рисунок 1.2).

В зоне недонасыщения, наряду с подвижными углеводородами и связанной водой, находится некоторое количество свободной пластовой воды, содержание которой возрастает от Кв.св до КIв. Высота этой зоны может быть различной в зависимости от строения и условий формирования залежей. В чистых (неглинистых) однородных коллекторах высота этой зоны в 2 - 3 раза меньше, чем в глинистых и слоистых. В последних она может достигать толщины 30 - 50 м. Относительная проницаемость для воды в пределах всей зоны равна нулю, и при соблюдении правильной технологии отбора из этой зоны получают чистые притоки нефти.

При нарушении технологии эксплуатации из этой зоны можно получить продукцию с небольшим содержанием воды за счет отрыва движущимся потоком углеводородов. Нижняя граница недонасыщенной зоны принимается в качестве водонефтяного контакта. Например, продуктивным горизонтам группы АВ Самотлорского месторождения свойственны значительная литологическая неоднородность, расчлененность и прерывистость. Пласты песчаников и алевролитов имеют повышенное содержание связанной воды. В результате в приконтурных участках образуются обширные, толщиной до 30 м зоны недонасыщенности коллекторов. Поэтому даже в начальный период эксплуатации скважин, в которых пласт перфорирован на расстоянии 10-20 м от уровня ВНК, они содержат в составе добываемой жидкости воду (пласты АВ4-5, АВ6-7).

В пределах каждой залежи максимальная гипсометрическая отметка, на которой относительная проницаемость для воды равна нулю, колеблется вследствие изменения коллекторских свойств породы и строения залежи. Если в районе ВНК порометрические характеристики пород по площади залежи существенно различаются, то абсолютные отметки ВНК, где (Кв = КIв), будут также изменяться, и это является одной из причин существования негоризонтальных контактов. Высота недонасыщенной зоны обычно оценивается по графику изменения величины Кн от удаления (по вертикали) пласта от отметки ВНК (DН). На рисунке 1.3 приведена схема распределения различных по нефтенасыщенности зон по высоте нефтяной залежи, в соответствии с которой по направлению «снизу – вверх» выделяются:

1 - водонасыщенная зона;

2 - зона с остаточной нефтью, в подошве которой содержание остаточной нефти sн = 0, а в кровле - фазовая проницаемость по нефти Кпр.н.= 0. Эта зона завершает нефтяную залежь. В ней на самых низких гипсометрических отметках залегает полностью водонасыщенные породы Кв =1, где Рк = 0. Выше этой отметки породы содержат свободную воду и остаточную (неподвижную) нефть. В этой зоне относительная проницаемость для нефти всегда равна нулю, а водонасыщенность больше КIIв. Высота ее на различных месторождениях может изменяться от нескольких метров до 10-50 м. Остаточная нефтенасыщенность такой зоны может быть самой различной. В чистых коллекторах она выше, чем в глинистых, и в общем случае возрастает по направлению к поверхности земли от «зеркала воды». Приток из этой зоны при испытании скважин (без дополнительного воздействия на пласт методами стимулирования притоков нефти) осуществляется за счет свободной воды;

3 - зона совместных притоков пластовой воды и нефти, или так называемая переходная зона. В подошве этой зоны фазовая проницаемость по нефти Кпр.н. = 0, а содержание остаточной нефти соответствует ее максимальному значению. В кровле такой зоны фазовая проницаемость по воде Кпр.в. = 0, а свободная вода выше этой зоны целиком переходит в связанную. При испытании здесь получают притоки за счет свободной воды и подвижной нефти, по соотношению которых расчетным путем эту зону можно разделить на эквивалентные водо- и нефтенасыщенные толщины. Толщина переходной зоны даже в пределах одной залежи находится в сложной зависимости от свойств пород, пластовых флюидов и строения коллекторов. В общем случае она обратно пропорциональна проницаемости и однородности пород в этой зоне. Чем ниже проницаемость пород, тем выше значение критической водонасыщенности и больше толщина переходной зоны. Этими причинами можно объяснить случаи, когда отметки ВНК в различных скважинах залежи изменялись на м и более при горизонтальном положении уровня для зеркала воды.

Рисунок 1.2 - Схема насыщения и отдачи флюида при опробовании продуктивных пластов нефтегазовых месторождений При наличии в переходной зоне непроницаемых или слабопроницаемых пропластков ее высота увеличивается на размеры, превышающие суммарную толщину таких пропластков. Чем выше неоднородность (слоистость) пород, тем большую толщину имеет переходная зона.

Многие нефтяные и нефтегазовые залежи месторождений ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции имеют большие зоны недонасыщения и переходные зоны с повышенным содержанием остаточной воды.

Такие обширные водонефтяные зоны имеются на Федоровском, Самотлорском, Варьеганском, Лянторском, Суторминском и других месторождениях. Переходные зоны нефтяных залежей обязательно участвуют в разработке. По мере выработки залежи происходит снижение нефтенасыщенности пород в переходной зоне вплоть до значения К”в [2]. При значительной толщине переходной зоны на больших месторождениях целесообразно выделять ее в самостоятельный объект подсчета, для чего необходимо определять значения hэф, Кн., коэффициенты нефтеотдачи и категорийность запасов;

1 – вода; 2 – зона с остаточной нефтью; 3 – зона совместных притоков нефти и пластовых вод (3’ – зона эквивалентной водонасыщенной толщины; 3” – зона эквивалентной нефтенасыщенной толщины); 4 – зона недонасыщения; 5 – зона предельного нефтенасыщения;

6 – условная статистическая линия распре-деления удельного электрического сопротивления пласта по высоте залежи (по В.К. Федорцову, 1986); 7 – условная статистическая линия распределения коэффициента нефтенасыщенности по высоте залежи.

Рисунок 1.3 – Схема распределения различных по нефтенасыщенности зон 4 - зона недонасыщения порового объема коллектора нефтью. На нижней границе зоны фазовая проницаемость по воде Кв=0, тогда как на верхней нефтенасыщенность достигает своего максимального значения.

Водонасыщенность коллектора по толщине зоны «снизу – вверх» убывает за счет снижения доли диффузных слоев при создании на пласт градиента давления. При вскрытии пласта бурением с промывкой глинистыми растворами формируются заметные зоны проникновения. Происходит это, по-видимому, за счет хорошей подвижности диффузных слоев связанной воды при ее вытеснении фильтратом бурового раствора;

5 - зона предельного нефтенасыщения. Для нее характерно максимальное и примерно одинаковое по высоте для равнопроницаемых коллекторов нефтенасыщение. При вскрытии этой зоны бурением с промывкой глинистыми растворами формируются незначительные по радиусу зоны проникновения. Видимо, так же, как на отдельных участках сплошная до этого пленка прочно связанной воды (абсорбированной) разорвана нефтью, поверхность породы в определенной степени приобретает гидрофобные свойства. При испытании такой зоны, как правило, получают безводную нефть.

Исходя из вышеизложенного производится изучение фактического распределения нефтенасыщенности по высоте нефтяной залежи. Для этого используется известное положение о том, что водонасыщенность есть функция удельного электрического сопротивления пласта. В пределах нефтяной залежи условно выделяют типы коллекторов сс следующими относительными амплитудами кривой естественной поляризации пород: пс = 0,46; 0,46 - 0,76 и 0,76 - 1,0.[2] Далее производят построение графиков в координатах удельное электрическое сопротивление пласта п - превышение над установленной отметкой ВНК. Причем вблизи ВНК значения п соотносятся для водонасыщенных пластов с их кровлей, для нефтенасыщенных - с подошвой, во всех остальных случаях берется превышение над ВНК середины интервала пласта. Подобная корректировка на плоскость ВНК (как на репер) диктуется необходимостью исключить влияние на проводимые исследования наклонных контактов, достигающих расхождений в 10 - 15 м и более при больших по площади размерах залежи.

Затем методом статистического дифференцирования кривая п = f(Н) для нефтяной залежи разделяется на отдельные самостоятельные зоны (рисунок 1.4):

а - водонасыщенная зона с нулевым градиентом dп/dН;

б - зона с остаточной нефтью по увеличению градиента dп/dН вверх по разрезу;

в - недонасыщенная зона по спаду градиента dп/dН вверх по разрезу;

г - зона предельного нефтенасыщения по практической стабилизации градиента dп/dН [2].

Зона недонасыщения делится на две подзоны: в1 и в2.

Из двух выделенных большой интерес представляет подзона «в1».

Она выделяется на многих залежах нефти в меловых отложениях Нижневартовского, Сургутского и Красноленинского (викуловская свита) нефтегазоносных районов (рисунок 1.4).

Используя данные о зональном строении нефтяной залежи по высоте, можно прогнозировать характер притока из пласта при четкой дифференциации залежи по насыщению пластовым флюидом. Если характер притока из зон «а» и «г» не вызывает сомнений, то при вызове притока из зон «б» и «в» результаты могут оказаться противоречивыми. Эти две зоны отличаются между собой не только коэффициентом нефтенасыщенности, но и величинами капиллярных давлений. В то же время распределение связанной воды оказывает большое влияние на фазовые проницаемости для нефти и воды, которые определяются степенью насыщенности пор разными фазами. Породы-коллекторы меловых отложений являются гидрофильными, то есть смачивающей фазой является вода. Поэтому в зоне «а» капиллярные давления равны нулю, а вверх по залежи эти давления возрастают. Зона «б», находясь ближе к уровню нулевого капиллярного давления, имеет большую подвижность пластовой воды по сравнению с зоной «в». В зоне недонасыщения выделены две подзоны с различной подвижностью связанной воды. Наибольший интерес представляет подзона, расположенная непосредственно над ВНК (область возможного течения диффузных слоев). Толщина выделенных зон (подзон) зависит, прежде всего, от фильтрационно-емкостных свойств пород: чем выше физические свойства коллекторов, тем меньше толщина зон недонасыщения. Строение залежей по высоте контролируется и определяется равновесием капиллярных и гравитационных сил, действующих на пластовые флюиды, а наиболее коррелируемым с фазовой проницаемостью (по несмачивающей жидкости) по высоте нефтяной залежи является коэффициент нефтенасыщенности.

а – водонасыщенная зона; б – зона остаточной нефтенасыщенности;

в – зона недонасыщения; г – зона предельного нефтенасыщения.

Рисунок 1.4 – Распределение градиента нефтенасыщенности по высоте залежи (dКн) в зависимости от удаления и от установленной отметки ВНК (Н).

Зональность по высоте нефтяных залежей, основанная на учете различий в степени подвижности связанной воды и нефти, является решающим фактором при обосновании методики и технологий воздействия на прискважинную зону с целью ограничения притока пластовых вод.

В связи с изложенным целесообразным является осуществление выбора технологий ограничения водопритоков физико-химическими методами с учетом изменения коэффициента продуктивности скважин по нефти.

1.3 Геолого-промысловое обоснование методов водогазоизоляционных работ Состояние вопроса и задачи водогазоизоляционных работ. При проведении геологоразведочных работ на нефть и газ, а затем и при эксплуатации месторождений в Западной Сибири скважинами часто вскрываются нефтеводонасыщенные зоны залежей (пластов). При вскрытии таких зон перфорацией и последующем их испытании получают двухфазные притоки с опережающим движением воды из пласта. Другой причиной получения притоков пластовых вод являются перетоки, обусловленные негерметичностью контактных зон либо цементного камня, а также прорыв подошвенных и краевых вод по конусу.

Традиционные методы (установка цементных мостов под давлением и др.) часто не дают положительных результатов при производстве водоизоляционных работ.

Результаты испытания нефтеводонасыщенных пластов оказывают важное влияние на установление положения ВНК и, следовательно, на подсчет запасов и добычу нефти.

Опыт применения различных методов ограничения и изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах с помощью мономерных, олигомерных и полимерных материалов неорганической, органической и элементоорганической природы в нашей стране и за рубежном свидетельствует о том, что наиболее предпочтительно для этих целей использование селективных водоизолирующих материалов элементоорганической природы [2, 4, 5].

Целью проведения водоизоляционных (ремонтно-изоляционных) работ при разведке месторождений нефти и газа является обеспечение качественного испытания и получения достоверной информации о характере насыщения, продуктивных характеристиках пласта, получения промышленного притока и данных для подсчета запасов.

При испытании скважин основными причинами обводнения нефтенасыщенных объектов являются:

1. поступление воды из смежных водонасыщенных интервалов в виде межпластовых перетоков и заколонной циркуляции через негерметичный цементные камень;

2. подтягивание и прорыв в интервал перфорации конуса подошвенной воды;

3. водопроявления в виде течения диффузных слоев рыхлосвязанной воды при освоении объектов зоны недонасыщения.

Для достижения поставленной цели на каждой конкретной скважине необходимо решить следующие задачи:

1. определить характер обводненности и положение ВНК;

2. изучить техническое состояние скважины и определить допустимое внутреннее давление в колонне;

3. проверить состояние забоя и фильтра и при необходимости промыть забой скважины;

4. проверить приемистость пласта перед закачкой изоляционных материалов, провести в отдельных случаях мероприятия по улучшению приемистости;

5. прошаблонировать колонну перед задавкой тампонажных материалов с пакером.

При эксплуатации скважин на процесс их обводнения оказывают влияние темп отбора жидкости, расстояния до ближайшего водоносного горизонта, поступление (прорыв) воды к забоям эксплуатационных скважин из системы ППД и др.. Например, на Самотлорском месторождении средние расстояния от интервала перфорации до ближайшего водоносного горизонта в обводнившихся скважинах по пластам БВ18, АВ4-5, АВ12+3 составили, соответственно, 13,1; 23,1; 14,6 м, а в необводнившихся - 18,3; 28,6 и 15,6 м.

Сравнение этих данных показывает, что в 26% обводнившихся скважин эти расстояния превышают 15 м, 32% - менее 3 м, то есть на обводнение скважин влияет разобщение продуктивных горизонтов и, прежде всего, факторы геолого-физические и технологические, обусловленные строением продуктивной части разреза, темпами отбора нефти и др..

Сравнительный анализ промысловых данных показывает, что при разработке таких горизонтов геологические факторы оказывают на обводнение примерно в 3 раза большее влияние, чем технологические. Вместе с тем очевидно, что дальнейшее совершенствование технологии цементирования позволит повысить качество разобщения продуктивных горизонтов и, следовательно, снизить влияние геологических факторов на обводнение скважин. Например, подавляющее большинство скважин, эксплуатирующих один из основных продуктивных горизонтов АВ4-5 на Самотлорском месторождении, обводняются за счет подошвенной воды.

Особенностью геологического строения горизонта АВ4-5, залежи нефти, осложняющей разработку, является наличие обширной водонефтяной зоны, составляющей более 90% площади залежи. Подошвенная вода поступает здесь по заколонному пространству из-за некачественного крепления скважин и за счет подтягивания воды по самому пласту вследствие более низкой ее вязкости по сравнению с нефтью, с образованием вокруг скважин конусов обводнения. Особенности геологического строения горизонта АВ4-5, в частности, ниличие глинистых разделов суммарной толщиной 2 м в интервале разреза между ВНК и нижними отверстиями перфорации, наряду с абсолютными отметками последних, оказывают существенное влияние на величину удельной безводной добычи.

В настоящее время в Среднем Приобье водопроявления, связанные с негерметичностью эксплуатационных колонн, составляют в среднем 52,2%.

В ряде нефтегазоносных районов осложнения, связанные с негерметичностью обсадных колонн и межпластовыми перетоками, составляют до 20% от общего числа осложнений. На ремонтно-изоляционные работы в эксплуатационном бурении тратится 60%, а в разведочном - около 80% от общих затрат на крепление скважин. Наиболее рапространенным способом ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн является установка цементных мостов под давлением. Вместе с тем многообразие геолого-технических факторов часто определяет случайный характер исхода операций, а в итоге - низкую эффективность работ повторного цементирования.

На эксплуатируемых месторождениях Западной Сибири распространено обводнение скважин по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов, а также нагнетаемой водой из системы ППД. Борьба с таким типом обводнения требует избирательного (селективного) отключения обводненных интервалов пласта при сохранении продуктивности нефтенасыщенных участков разреза, однако ремонтно-изоляционные работы, как правило, проводились ранее с применением цементных растворов, хотя их успешность достигалась только при отключении нижних пластов, то есть при изоляции заколонной циркуляции подошвенных вод.

Причины обводнения нефтяных скважин. При получении притока в процессе опробования пласта, не соответствующего характеру насыщения, или смешанного притока (нефть с водой, газ с водой и нефтью) производится повторная интерпретация всего имеющегося геологопромыслового материала с определением параметра насыщения и коэффициента нефтенасыщенности по данным геофизических исследований разреза методом каротажа и имеющихся петрофизических корреляций. В случае подтверждения сделанных ранее выводов о характере насыщения пласта необходимо решить вопрос об интенсивности, месте и причине поступления воды в скважину. Для этого проводится комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в состав которого входят методы, применяемые обычно на стадиях поисков и разведки месторождений, а также контроля за их разработкой (исследование на приток на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определение приемистости скважины при нагнетании жидкости в пласт, акустическая и гамма-гамма цементометрия, высокоточная термометрия, ИННК, закачка меченого вещества, замеры резистивиметром, влагомером, плотномером, дебитомером).

Распределение состава флюида в стволе скважины, в том числе и против интервала перфорации, можно контролировать замерами резистивиметра, влагомера, плотномера и дебитомера. Эти методы позволяют показать, насколько получаемый приток соответствует интервалу перфорации или же он связан с негерметичностью эксплуатационной колонны. Межпластовые перетеки, интервалы заколонной циркуляции, а также эффективные работающие толщины внутри исследуемых интервалов определяют методами высокоточной термометрии, импульсным нейтроннейтронным каротажем, закачкой меченого вещества. Качество цементирования эксплуатационной колонны, интервал заколонной циркуляции и интенсивность перетеков оцениваются по данным акустического цементомера (АКЦ) замерами на двух частотах (20 - 25 и 6 - 8 кгц) при разных противодавлениях в колонне. Эти работы производятся специализированными службами на основе действующих инструктивных и регламентирующих документов. Важное место отводится гидродинамическим методам контроля за характером освоения и параметрами притока.

Гидродинамические параметры смешанных и однородных по своему составу притоков в фонтанирующих, периодически фонтанирующих и непереливающих скважинах исследуются обычно применяемым в этих случаях комплексом. Процесс освоения контролируется по изменениям и стабилизации коэффициента продуктивности и показателям совершенства вскрытия скважины во времени. Гидродинамические методы позволяют непосредственно оценить приемистость пласта, что необходимо для обоснованного проектирования изоляционных работ.

В случае, когда комплексом методов высокоточной термометрии, импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, АКЦ, а в отдельных случаях и закачкой красителей (меченой жидкости) устанавливается интервал заколонной циркуляции и распределение состава флюида по нему, то вопрос о проведении изоляционных работ становится очевидным. При этом методы резистивиметрии, плотнометрии, влагометрии и дебитометрии имеют подчиненное значение.

Сложнее различить водопроявления, связанные с подтягиванием и прорывом конуса подошвенных вод в однородном пласте либо течением рыхлосвязанной воды диффузных слоев. В таких случаях методы резистивиметрии, плотнометрии, влагометрии и дебитометрии подтверждают, что приток идет из интервала перфорации. То же самое подтверждают АКЦ, закачка меченой жидкости, ИННК. Лишь высокоточная термометрия может показать, что во времени изменение температурного поля и прогрев прискважинной зоны будут смещаться вниз за интервал перфорации при прорыве подошвенных вод по конусу. Такого смещения не должно наблюдаться при поступлении воды диффузных слоев из пласта. При исследовании методом установившихся отборов с увеличением забойной депрессии возрастает содержание воды в продукции скважины при подтягивании и прорыве конуса подошвенной воды, а при водопроявлении за счет диффузных слоев, наоборот, отмечается увеличение содержания нефти.

По комплексу рассмотренных выше методов рекомендуется не только определить место притока пластовых вод, но и распознать причину ее поступления в скважину, что является решающим при выборе технологии ведения водоизоляционных работ (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5. Схема, иллюстрирующая причины обводнения скважины Исследование особенностей разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что высокий незадействованный потенциал для стабилизации и увеличения добычи нефти заключен в фонде скважин и характеризуется тем, что по наиболее крупным месторождениям темп обводнения в 3-5 раз выше темпа выработки запасов и до 30 % обводненных скважин, находящихся за пределами действующего фонда, выработали не более 50 % своих первоначальных запасов, а эффективность работ по воздействию на пласт неуклонно снижается, что связано, с одной стороны, с истощением запасов и ухудшением их структуры, с другой – с отсутствием глубокого анализа применимости различных методов воздействия на пласт и выявления области применения каждого из них.

Главной задачей в стабилизации добычи нефти является предотвращение и уменьшение обводненности продукции. Для стабилизации добычи нефти темп обводненности должен соответствовать темпу выработки запасов.

Основные причины обводнения добывающих скважин в процессе эксплуатации можно разделить на две основные группы:

1 – обводнение скважин по техническим причинам, связанное с наруше-нием крепи скважины и техническим состоянием эксплуатационной колонны;

2 – обводнение продуктивного пласта водой, участвующей в вытеснении из него нефти.

Обводнение скважин в результате заколонных перетоков из нижних или верхних водонасыщенных пластов достаточно распространенное явление на многих месторождениях Западной Сибири. Для применявшихся в процессе строительства скважин технологий цементирования и тампонажных материалов можно отметить некоторую неизбежность образования каналов между цементным камнем и обсадными трубами или горными породами и, как следствие, последующих перетоков флюидов по данным каналам.

Установление факта обводнения в результате заколонных перетоков проводят при проведении гидродинамических (ГДИ) и геофизических исследований скважин (ГИС). Затем, в зависимости от расположения водоносного интервала, из которого осуществляется переток воды, производится закачивание изолирующих составов и докрепление цементным раствором через существующий интервал перфорации или через специальные отверстия, с применением разбуриваемых пакеров.

Следствием низкого качества цементных работ является и возникновение негерметичности эксплуатационных колонн при эксплуатации скважин. Установление интервала негерметичности также производится с применением ГИС и ГДИ. Далее осуществляются работы по герметизации колонны с использованием различных тампонирующих составов.

Рассмотренные выше виды работ проводятся в значительных количествах во многих нефтедобывающих предприятиях Западной Сибири, с довольно высоким процентом успешности.

Также проводятся изоляционные работы при обводнении скважин пластовой водой. Разработано много различных составов и технологий их применения, но этот вид работ проводится с меньшей успешностью.

Значительно менее изучена проблема обводненности скважин водой, участвующей в вытеснении нефти из продуктивного пласта (нагнетаемая вода).

Обводнение закачиваемой в пласт водой может быть вызвано:

• обводнением водонефтяной смесью, образующейся в пласте при прохождении фронта нефтяного вала;

• опережающим прохождением воды (закачиваемой) по высокопроницаемым прослоям;

• прорывом воды по искусственно созданным каналам высокой проводимости (трещинам).

Первый вид обводнения связан с фильтрацией в однородных пластах, в которых после прохождения нефтяного вала остаются капельки нефти, для вытеснения которых необходимо снижать коэффициент межфазного натяжения. Поэтому отмывание пластов от нефти за счет добычи больших объемов воды является совершенно необходимым процессом. Изоляционные работы в скважине в данном случае не производятся.

Во втором и третьем случаях обводнения необходимо проводить в скважине изоляционные работы. Однако, выбираемые технологии проведения РИР при ликвидации поступления прорываемой в скважину закачиваемой воды зависят от знания условий продвижения вытесняемого фронта воды к скважине. Поэтому одним из главных вопросов выбора метода и программ ликвидации поступления воды в добывающие скважины является определение характера продвижения фронта вытеснения к продуктивным скважинам.

В процессе заводнения месторождений изменяется насыщенность коллекторов в связи с вытеснением нефти нагнетаемой водой. От эффективности вытеснения зависят конечные показатели разработки, получение максимальных КИН. Механизм заводнения существенно определяет и программы регулирования поступления воды в добывающие скважины:

либо связанные с применением изолирующих материалов, либо – с селективной изоляцией, либо - с выполнением мероприятий по ограничению водопритоков (рисунок 1.6).

Известно, что при закачке в нагнетательные скважины воды образуется искусственная трещиноватость (называемая некоторыми авторами – техногенной трещиноватостью). Такая искусственная трещиноватость распространяется на большие расстояния от нагнетательных скважин и может доходить до добывающих таким образом, что возможно образование сквозных каналов движения воды между этими скважинами.

Так, увеличение приемистости нагнетательных скважин при почти неизменном устьевом давлении может свидетельствовать о широко развитой горизонтальной трещиноватости пород. В то же время отсутствие глинистых перемычек между газонасыщенным и нефтенасыщенным коллекторами и консервация скважин с высоким газовым фактором указывает на наличие вертикальной трещиноватости и в целом на хорошую гидродинамическую связь всей нефтегазоконденсатной залежи. Создание гидродинамических моделей разработки месторождений и изучение различных сценариев разработки на таких моделях приведут к новому, более глубокому пониманию, к новым представлениям о разработке месторождений, физике и гидродинамике пластов [3].

Заметим, что при построении гидродинамических моделей фильтрации на основе имеющейся геологической, геофизической и промысловой гидродинамической информации далеко не всегда удается получить модель, адекватно отображающую реальные процессы разработки месторождения. Это, с одной стороны, связано с тем, что исходная информация не всегда правильно отображает характеристику реальной пластовой системы. А с другой стороны, что является еще более важным, те принятые условия и процессы фильтрации, на основе которых ведутся все расчеты в нефтепромысловом деле, на самом деле далеко не полностью отражают реальную физику пласта. И требуется серьезное изучение фактических процессов вытеснения, что позволяет разработать более точные модели фильтрации, отражающие реальные условия заводнения.

Рисунок 1.6.-Схема, иллюстрирующая механизм действия гелеобразующего состава Причины поступления газа в нефтяные скважины. Анализ исследования причин и характера загазовывания нефтедобывающих скважин показывает, что основными из них являются:

• прорыв газа по конусу в однородных монолитных пластах, не имеющих плотных разделов на уровне ГНК;

• латеральная фильтрация газа по проницаемым пропласткам в интервал перфорации (газ из «газовой шапки»);

• поступление газа вследствие перфорации газонасыщенной зоны залежи (при неточном определении положения ГНК);

• газовые заколонные перетоки;

• поступление растворенного газа (при работе скважины в режиме растворенного газа).

Сложность процесса разработки нефтегазовых залежей обусловливается двухфазной системой, которая при начальных пластовых условиях находится в равновесии. В процессе разработки происходит изменение термобарических параметров залежи и нарушение равновесия. Общее снижение пластового давления (или снижение его в отдельных частях залежи) приводит к перемещению ГНК. Движение ГНК вниз, ввиду вязкостной неустойчивости, способствует образованию конусов и прорыву газа в нефтяные скважины.

Разработка нефтегазовых залежей осложняется:

• трудностью регулирования перемещения ГНК;

• равенством начального пластового давления (Рпл.нач.) и давления насыщения (Рнас.);

• относительной близостью расположения к забоям скважин ГНК при дренировании нефтяной оторочки;

• неустойчивостью процесса вытеснения нефти газом, приводящей к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и потере пластовой энергии;

• полной гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и вероятной подвижностью ГНК в окрестности скважины в процессе разработки.

На подвижность ГНК существенно влияет анизотропия пласта. Искусственно увеличивая анизотропию пласта (установка экрана), можно продлить время безгазовой эксплуатации скважины. Обнако образование конуса происходит и после установки экрана, но процесс идет сравнительно медленно.

Анализ показывает, что первые две причины превалируют, и в связи с этим при разработке и выборе технологии изоляции газопритоков необходимо прежде всего решить задачу создания в пласте протяженного радиального изолирующего экрана, размеры которого должны быть сопоставимы с размерами основания газового конуса [2].

Выбор и первичное обоснование методов ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины. Продуктивные пласты меловых отложений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции обладают неоднородностью, изменчивостью геолого-физических и других свойств как по площади, так и по разрезу. В таком понимании неоднородность присуща любому материальному объекту, то есть не является преимущественным свойством именно геологических объектов. Использование сведений о геологической неоднородности должно способствовать получению возможности описывать те особенности структур геологических объектов, которые влияют на принятие решений и от которых зависит эффективность путей достижения конечных целей геологических исследований или управления процессом разведки и разработки месторождений.

Геологические объекты характеризуются множеством свойств, что порождает широкое разнообразие представлений о неоднородности одной и той же системы. Количество свойств может быть предопределено природой объекта или выделено в соответствии с целями изучения объекта.

В соответствии с задачами и целями исследований по ограничению водопритоков в нефтяные скважины, применительно к нефтяным и нефтегазовым месторождениям и моделям насыщенности нефтяных залежей неокомского нефтегазоносного комплекса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, необходимо учитывать геофизические, геологические, геолого-промысловые и технологические характеристики продуктивных пластов в их взаимосвязи и взаимозависимости с разработанными и предложенными методами и технологиями производства водогазоизоляционных работ.

Выявление и использование основных геолого-промысловых критериев способствует формированию оптимальных решений для целенаправленного ведения процесса ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины.

Так, продуктивные пласты неокомского нефтегазоносного комплекса нефтяных месторождений Широтного Приобья характеризуются значительной изменчивостью пористости, проницаемости, насыщенности, продуктивности, гидропроводности и других параметров. При этом проницаемость изменяется от долей до 1 мкм2 и более, пористость - от 14% до 30%, коэффициент песчаности - от первых долей единицы до 0,98, коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 10 и более (таблица 1.1).

Эти особенности пластов предопределяют различные условия нахождения в них углеводородов и механизмы движения и получения из них безводной нефти или совместных притоков нефти и воды, а отсюда - специфические подходы к вызову притока, освоению и эксплуатации скважин, что предопределяет правильность выбора методов и технологий ограничения водопритоков.

При обосновании модели насыщенности залежи и разработке методик и технологий ограничения водопритоков в нефтяные скважины Западной Сибири необходимо использовать геолого-геофизические, геолого-промысловые и технологические параметры, такие, как: амплитуда аномалии собственной поляризации (пс); удельное электрическое сопротивление пласта (п); коэффициент пористости (Кп); коэффициент проницаемости (Кпр); класс коллектора по проницаемости; коэффициент нефтегазонасыщенности (Кнг); толщина пласта (Н); эффективная нефтенасыщенная толщина (hэф); коэффициент песчанистости (Кпесч.); коэффициент расчлененности (Красчл.); дебит нефти при освоении и исследовании скважины (Qн); депрессия на пласт при освоении и исследовании скважины (Р); удельный коэффициент продуктивности по нефти (нуд); превышение нижних перфорационных отверстий над отмекой ВНК (Dh); количество перфорационных отверстий (N) [2].

Разработку, использование и оценку эффективности рекомендуемых технологий ограничения водогазопритоков следует проводить отдельно для каждого элемента залежи.

В результате изучения особенностей строения по высоте нефтяных залежей, условий вскрытия и освоения объектов, теоретических оложений о взаимодействии пластовых вод с внутрипоровой гидрофильной поверхностью коллекторов обоснован выбор физико-химических методов воздействия на прискважинную зону пластов.

Геолого-промысловое обоснование применения методов ограничения водопритоков в зависимости от характеристики модели нефтяных залежей неокомского нефтегазоносного комплекса месторождений Широтного Приобья 300С. Кубовые остатки КО (неосветленные) - остатки ректификационного кремнийорганического процесса - неГОСТируемый продукт. Это смесь органохлорсиланов и силоксанов. Различают метильные (МКО), этильные (ЭКО), фенильные (ФКО) кубовые остатки. Токсичность их ликвидируется уксусной кислотой.

Этоксипроизводные кубовых остатков (олигоэтоксиоргано (хлор) силок-саны) получают воздействием на кубовые остатки водным раствором спирта. Их физико-химические свойства приведены в таблице 2.4.

ЭТС-40, (ЭТС-16) - кремнийорганическое соединение, содержащее каталические добавки органохлорсиланов: тетраэтоксисилана и соляной кислоты (НСl). При гидролизе этилсиликата образуется гель, и продукт гидролиза закупоривает породу, однако гель непрочен. Для устранения этого недостатка в него вводят органохлорсиланы, и образуется более прочный гель. Этот состав обладает высокой водоизолирующей способностью и избирательным воздействием на нефтеводонасыщенные пласты, однако продукт токсичен.

Физико-химические свойства олигэтоксиорганохлорсилоксанов Олигоэтоксиметилсилоксаны (ТМС) Олигоэтоксиэтил (хлор)силоксаны (ТЭС) Олигоэтоксифенил (хлор)силоксаны (ТСФ) Смесь в объемном соотношении (1:1:1) Структурная химическая формула этилсиликата (ЭТС-40) имеет вид:

Смолки этилсиликатов представляют собой ЭТС-40, загрязненный продуктами его гидролиза - гелем эфира ортокремниевой кислоты в виде осадка. Химические свойства сходны со свойствами этилсиликата, главное из которых - подверженность воздействию воды. Продукт реакции гидролизуется до окиси кремния. Плотность 1100 кг/м3. При - 450С продукт замерзает. Срок хранения с гарантией кондиционных свойств - 6 месяцев. Продукт горюч, невзрывоопасен, растворим в органических растворителях.

К безводным растворам кремнийорганических соединений относятся растворы органохлорсиланов в ацетоне, Н-гексане, толуоле, дизельном топливе, которые выступают как ПАВ.

Связь с породой обусловливается химическими связями:

После обработки нефтеводонасыщенных пластов вышеуказанными растворами у пород появляются олеофильные свойства, за счет чего фазовая проницаемость по нефти увеличивается.

Этил - и метилсиликонаты натрия (ГКЖ-10 и ГКЖ-11) являются продуктами гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или водоспиртовом растворе щелочи (едкого натрия). Товарной продукцией являются 30%-ные водоспиртовые растворы этил- и метилсиликонатов натрия. Эти жидкости имеют щелочную реакцию (рН 13-14), плотность 1170-1210 кг/м3, хорошо растворяются в воде и этиловом спирте, не смешиваются с углеводородами и при использовании не выделяют вредных паров и газов, невзрыво- и пожароопасны. Техническая маркировка - ГКЖ-10 и ГКЖ-11, общая формула: HO [RSi(ONa)O]nH, где R - CH3; C2H5.

Полифенилэтоксисилоксаны (ПФЭС) относятся к классу этоксипроизводных кремнийорганических соединений (техническое наименование модификатор 113-63 или 113-65). Структурная химическая формула модификатора имеет вид:

В присутствии воды они гидролизуются с образованием нерастворимого фенилсилоксанового полимера, который обладает высокой гидрофобной способностью. ПФЭС хорошо растворяются в дизельном топливе, нефти, керосине. Образующийся в результате гидролиза полимер имеет повышенную адгезию к стеклу, цементному камню, горным породам.

В практике проведения нефтеразведочных работ в Западной Сибири в последнее время все чаще в разрезах встречаются продуктивные пласты, вызов притока из которых, их исследование и эксплуатация затруднены, а испытание таких пластов приводит, как правило, к получению двухфазных притоков с опережающим движением воды из пласта. В связи с этим все более актуальной остается задача качественного проведения водоизоляционных работ.

До сих пор основным материалом, применяемым при проведении водоизоляционных работ, остается портландцементный раствор.

Проведенный анализ по изоляции пластовых вод цементными растворами показывает низкую эффективность операций по ограничению водопритоков, что обуславливает поиск более эффективных изоляционных материалов и способов. При этом главное внимание акцентируется на принципе изоляции и тампонажных материалах, составляющих основу методов изоляции.

В зависимости от механизма изоляции и применяемого изоляционного материала все методы подразделяются на неселективные и селективные.

Методы первой группы основаны на одновременной или последовательной закачке в пласт нескольких компонентов, способных в результате химического взаимодействия между собой или физикохимических превращений получаемых смесей образовывать нерастворимые осадки в воде и в нефти.

Методы второй группы основаны на использовании селективных свойств самих изоляционных реагентов, технологии проведения работ и учете характера насыщенности породы. При этом изоляция воды достигается при данном методе следующими видами воздействий и взаимодействий:

• охлаждением прискважинной зоны пласта;

• осаждением пересыщенных растворов твердых углеводородов;

• гидрофобизацией породы и образованием в ней эмульсий;

• взаимодействием химических соединений с солями пластовых вод;

• физико-химическим взаимодействием смеси соединений с пластовой водой, в результате которого снижается растворимость, наступает коагуляция и т.д.

Преимуществом селективных методов является то, что при реализации последних нет необходимости проведения дополнительной перфорации объекта, в то время как фазовая проницаемость по нефти увеличивается. Напротив, при неселективной изоляции фазовая проницаемость как по воде, так и по нефти может быть несущественной, что требует проведения дополнительного объема работ [2].

Характеристика растворов и материалов, применяемых при газоизоляционных работах. Анализируя существующие методы изоляции газопритоков, можно классифицировать их по типу изолирующего материала следующим образом:

• закачивание воды с целью получения кристаллогидратов в газонасыщенной области пласта;

• закачивание водных растворов хлоридов щелочных или щелочноземельных металлов, в процессе или после проведения которого в результате снижения давления в газонасыщенной зоне образующиеся соли выпадают в осадок;

• закачивание нефти;

• закачивание конденсата и водного раствора ПАВ;

• создание изолирующего экрана путем закачивания пенообразующих агентов;

• селективные методы блокирования путей прорыва газа, при которых используются физико-химические взаимодействия газа с раствором асфальтосмолистых веществ (АСВ) в ароматических растворителях, в результате которых происходит осаждение высокомолекулярных АСВ в загазованном поровом пространстве горной породы. При этом возможно применение АСВ, где в качестве растворителя используют пластовую нефть, ароматические углеводороды, четыреххлористый углерод.

Для предупреждения образования газового конуса на уровне ГНК закачивают сжиженные углеводородные газы на глубину до 6 м, а затем на такую же глубину - пластовую нефть, загущенную добавкой от 0,01 до 0,5 % нефтерастворимых веществ (полутвердый полиэтилен). Существует способ создания изолирующего экрана из отложений серы на границе «нефть-газ». Отложения серы образуются в результате реакции между серным ангидридом и сероводородом в присутствии воды.

Для предотвращения прорыва газа вокруг ствола скважины несколько ниже ГНК рекомендуется устанавливать непроницаемый экран, для чего в пласт рекомендуется вводить измельченный пластический наполнитель - синтетический каучук или синтетические пластмассы или нагнетать нерастворимый в нефти и газе другой материал, закупоривающий (кольматирующий) поры.

Существует способ ликвидации межпластовых перетоков газа, основанный на закачке в скважину гелеобразующих составов на основе ПАА, сшиваемых хромовыми соединениями. Известен способ ликвидации заколонных перетоков с применением водорастворимого полимера ВП- и закачки в пласт фенолформальдегидной смолы СФЖ-305М, отверждаемой контактом Петрова.

Однако из кажущегося многообразия применяемых составов и технологий для газоизоляционных работ следует вывод, что промысловая практика в настоящее время располагает не очень надежными и эффективными технологиями изоляции газопритоков в нефтяные скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи. Рассмотренные выше методы изоляции газопритоков либо мало эффективны (например, в случае закачки воды, водных растворов ПАВ и солей), либо связаны с применением дефицитных и агрессивных реагентов (серный ангидрид).

Определенный интерес представляют методы, основанные на создании в пласте на уровне ГНК протяженного радиального изолирующего экрана. В итоге наиболее эффективными из анализа проведенных работ по ограничению газопритоков в нефтяные скважины оказались РИР, где в качестве газоизолирующих композиций применялись:

• водорастворимый тампонажный состав (ВТС-1, ВТС-2) на основе гликолевых эфиров КОС;

• вязкоупругий состав на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров (ВУС, ГОС). Такие составы в пластовых условиях в широком диапазоне температур вступают в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием геля элементоорганических полимеров, которые селективно закупоривают поры горной породы. Применение ВУС на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров в качестве газоизолирующей композиции опробовано, например, на многих скважинах Лянторского месторождения. Изоляция достигается в результате адсорбции и механического удержания молекул полимера в пористой среде путем создания вязкоупругой структуры, обеспечивающей блокирование зон фильтрации газа [2, 7].

Основные требования к водогазоизолирующим композициям и направления совершенствования водогазоизоляционных работ. Для успешного ведения работ по ограничению водогазопритоков в нефтяные скважины, получения промышленных притоков и добычи безводной продукции применяемые и рекомендуемые композиции должны обладать:

• высокой фильтруемостью в пористые среды для создания изолирующего экрана большого радиуса и толщиной 2 м и более;

• регулируемыми в широких пределах реологическими характеристиками, что обеспечит более равномерный охват воздействием неоднородных коллекторов;

• низкой стоимостью и недефицитностью компонентов.

Такие составы должны быть гомогенными и отверждающимися по всему объему. Для обеспечения высокой технологичности композиции должны быть простыми и удобными в приготовлении, иметь регулируемый период отверждения, быть способными образовывать водогазоизолирующий экран в широком диапазоне пластовых температур и давлений.

Указанным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют разработанные нами изолирующие композиции на основе кремнийорганических соединений, поливинилового спирта, фурфурилового спирта, полиакриламида.

Преимущество этой группы композиций заключается в том, что они являются водорастворимыми, гомогенными, легко фильтрующимися в проницаемые среды, образуют изолирующий материал по всему обрабатываемому объему и обладают регулируемыми в широких пределах реологическими характеристиками.

В нефтедобывающей промышленности России широко применяются при РИР водорастворимые полимеры на основе полиакриламида (ПАА).

Наиболее технологичными из них являются композиции, включающие ПАА, лигносульфонат (ЛС) и бихромат (БХ) калия или натрия. Однако прочность и вязко-упругие свойства известных ВУС и ГОС часто не удовлетворяют требованиям технологического процесса газоизоляции.

Анализ известного аналогичного состава, содержащего водорастворимый полимер, показал, что для получения сшивателя трехвалентного хрома хроматы восстанавливают с помощью органического или неорганического вещества, например, сульфита Na. Однако изолирующие свойства сшитого полимера невысокие.

Существует газоизолирующая композиция из полимеров и хроматов, с использованием в качестве восстановителя кремнийорганического соединения (КОС).

Для реализации технологии изоляции водогазопритоков в нефтедобывающие скважины ответственную роль играет закрепляющий состав, который закачивается в пласт на заключительный стадии технологического процесса. Например, в качестве такого состава предложена композиция на основе КОС, гликоля и катализатора реакции переэтерификации - НСl. Этот состав получил наименование «водорастворимый тампонажный состав (ВТС)».

Применяются для водогазоизоляционных работ составы на основе этилсиликатов (ЭТС) и хлоридов металлов, носящие наименование АКОР. Однако внедрение в практику составов типа ВУС, ГОС, АКОР-4 в чистом виде в качестве самостоятельных изолирующих материалов оказалось малоэффективным.

Нашли применение в практике нефтедобычи и неонолсодержащие водорастворимые тампонажные составы (НВТС), которые обладают высокими изолирующими и селективными свойствами. Так, при обработке нефтенасыщенных кернов с остаточной водонасыщенностью 32,2 - 60,8% коэффициент проницаемости для нефти не только не снижается, а в большинстве случаев увеличивается в 1,1 - 1,2 раза. Последнее обусловлено тем, что составы, полученные с применением ПАВ, активно вымывают из нефтенасыщенной горной породы свободную и рыхлосвязанную воду и нефть (по типу мицеллярного раствора), улучшая тем самым фазовую проницаемость по нефти. Содержащиеся в их составе КОС, по мере разбавления в пластовых флюидах (нефти, воде), теряют способность к образованию пространственносшитого полимера закупоривающего поры коллектора. В то же время на поверхности горной породы КОС образует практически мономолекулярную, связанную с породой химическими связями гидрофобную пленку, что улучшает фазовую проницаемость по нефти. Однако при повышении водонасыщенности кернов более 70% составы типа НВТС проявляют заметную, а в полностью водонасыщенных породах высокую изолирующую способность, вплоть до полной закупорки пор горных пород.

Отличительной особенностью кремнийорганических водорастворимых тампонажных составов (НВТС) является то, что изолирующий полимер, получаемый при отвердении НВТС, способен растворяться в глинокислотных составах. Такое свойство НВТС позволяет создавать газоизолирующий экран на определенное время эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Основным направлением повышения эффективности работ по ограничению водопритоков с применением легко фильтрирующихся в пористую среду составов ВУС или ГОС является их комплексное использование с цементными суспензиями.

Поэтому нами исследован перспективный тампонажный раствор для ремонтно-изоляционных работ на основе жидкого стекла и фурфурилового спирта. Разработанная тампонажная смесь получила название «кислотостойкий тампонажный раствор – цемент (КСЦ)».

Предлагаемый тампонажный раствор следует закачивать выше и ниже продуктивного горизонта на 10-15 м. В интервал же нефтегазосодержащего пласта необходимо закачивать обычный тампонажный раствор, содержащий кислоторастворимую добавку (карбонат кальция).

Кислотостойкий тампонажный раствор имеет достаточные прочностные характеристики и удовлетворяет требованиям безаварийной закачки в заводненный пласт. Раствор имеет широкий диапазон регулирования реологических и структурных свойств, а его фильтрат «отталкивает»

воду, гидрофобизирует поровые каналы в породе, что увеличивает фазовую проницаемость по нефти (газу).

Для монолитных пластов рекомендовано увеличивать объемы закачиваемых полимерных материалов до 20 - 40 м3 для создания блокирующих экранов.

По результатам анализа разработки в области водоизоляционных работ систематизированы по целям (улучшаемым потребительские свойствам) и средствам достижения этих целей (техническим решениям), что дало возможность сформулировать основные направления их совершенствования:

1. повышение эффективности водоизоляционных работ;

2. повышение прочности тампонирующего вещества;

3. повышение закупоривающей способности состава;

4. снижение проницаемости по воде и газу искусственного изоляционного экрана;

5. более широкое применение селективных материалов.

В результате анализа было определено, что первое, второе и третье направления развиваются равномерно, а четвертое и пятое получили развитие в последние годы и имеют тенденцию к росту.

2.4 Материалы и композиции для водогазоизоляционных работ в скважинах Водоизолирующие составы на основе модификаторов, этилсиликатов и гидрофобной кремнийорганической жидкости. Водоизолирующие составы на основе кремнийорганических соединений (КОС) находят в последнее время широкое применение в нашей стране и за рубежом. Общим для алкоксипроизводных КОС является способность в присутствии воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации и отсутствие взаимодействия с нефтью. Для осуществления и ускорения реакции гидролитической поликонденсации с алкоксипроизводным КОС (ЭТС-40, ЭТС-16) необходимо вводить кислые или щелочные катализаторы. Для этих целей используются ГКЖ-10(11) в количестве 1-25% от объема модификаторов и 5-15% от объема этилсиликатов. Такие композиции практически нетоксичны, невзрыво- и пожаробезопасны, обладают низкой коррозионной активностью (в процессе гидролиза выделяется не кислота, а низшие алифатические спирты), высокими селективными водоизолирующими свойствами. Образующийся тампонажный материал имеет удовлетворительные прочностные характеристики, высокую адгезию к горным породам и металлу обсадных колонн, имеет хорошую гидрофобную активность.

Водоизолирующий состав на основе модификаторов и ГКЖ (а.с.

СССР №1078036), ЭТС и ГКЖ может использоваться в широком интервале пластовых температур (0-200 °С) независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания состава ниже – 40 °С, что особенно важно в условиях Западной Сибири. Отличается незначительной вязкостью (от 2 до 20 мПа с) и высокой фильтруемостью в пористые среды. Механизм образования непроницаемого экрана из кремнийорганических соединений в прискважинной зоне пласта заключается в следующем. При введении в прискважинную зону КОС они растворяются в нефти продуктивных интервалов и гидролизуются водой, содержащейся в обводнившихся интервалах. Проникновение КОС в водонасыщенные пласты вызывает образование зоны, состоящей из пористой среды, насыщенной полимерной массой, вязкость которой по мере роста концентрации возрастает вплоть до полной потери текучести. С этого момента проникновение тампонирующей полимерной массы в глубь поровых каналов прекращается. Химическая реакция закачиваемых веществ с пластовой водой осуществляется по схеме массопередачи. При этом процесс можно представить как подвод реагента к реакционной поверхности с последующим распределением продуктов реакции в агрессивной среде. Нейтрализация реагента в условиях движущейся агрессивной фазы идет до нулевой концентрации. Образованный в пористой среде полимер «лестничного типа», с прочной адгезией по отношению к песчаникам породы, закупоривает водонасыщенные интервалы и цементирует песок в обводнившейся зоне пласта.

В нефтенасыщенных интервалах проницаемость почти полностью сохраняется, реакция гидролиза (гидролитической поликонденсации) может происходить за счет связанной воды с образованием на поверхности каналов полимерной пленки. При этом силоксановые связи кремнийорганических соединений направлены к породе, а углеводородные радикалы - в противоположную сторону. В результате образуется гидрофобная поверхность, которая снижает фильтрационные сопротивления и увеличивает фазовую проницаемость для нефти. На этом свойстве основан способ повышения продуктивности нефтяных скважин путем обработки прискважинной зоны кремнийорганическими соединениями [2, 5].

Водоизоляционная композиция на основе этилсиликатов, синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция. Состав для водоизоляционных и ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах и способ их проведения основан на закачке в скважину (пласт) кремнийорганической жидкости с добавкой порошкообразной синтетической виноградной кислоты (СВК) и хлорида кальция (А.С. СССР №1391215).

Синтетическая виноградная кислота и этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТСв химическое взаимодействие не вступают. Этилсиликат является как бы носителем синтетической виноградной кислоты в зону изоляции, (негерметичности эксплуатационной колонны, заколонных перетоков). При встрече в этих зонах водного раствора хлорида кальция и синтетической виноградной кислоты последняя вступает в реакцию с раствором хлорида кальция, в результате которой образуется соляная кислота по уравнению:

Соляная кислота катализирует реакцию поликонденсации этилсиликата (ЭТС-40, ЭТС-16), а выпадающий осадок виннокислого кальция является наполнителем. Образующийся полимер закупоривает поры водонасыщенной породы (зоны негерметичности эксплуатационной колонны, зоны заколонной циркуляции).

Технология проведения ремонтных работ на скважинах заключается в следующем. Скважину, в которую через негерметичную эксплуатационную колонну поступает пластовая вода, останавливают. Через насоснокомпрессорные трубы (НКТ) производят промывку зоны негерметичности пресной водой до полного удаления пластовой воды из ствола скважины. Затем проводят закачку изоляционной композиции в следующей последовательности и объемах:

1. 9-13% водный раствор хлорида кальция - 1 м3;

2. разделительная жидкость (дизтопливо) - 0,1 м3;

3. смесь этилсиликата с порошкообразной синтетической виноградной кислотой (на 1м3 этилсиликата берется 120-180 кг СВК) - 1,0 м3;

4. разделительная жидкость (дизельное топливо) - 0,1 м3;

5. продавочная жидкость (техническая вода) - в объеме НКТ.

Композиция доводится до интервала негерметичности. Закрывают затрубное пространство и продавливают изоляционный материал за эксплуатационную колонну. Скважину выдерживают на реакции в течение 12 - 24 час. При необходимости закачку композиции повторяют.

Технология проведения работ по ликвидации заколонных циркуляций и изоляции интервалов поступления пластовых вод осуществляется следующим образом. Скважину, в которую через перфорированную эксплуатационную колонну поступает вода из ниже- или вышележащих водоносных горизонтов (или из вскрытого перфорацией пласта), останавливают. Через НКТ, опущенные до зоны изоляции, производят промывку пресной водой до полного удаления пластовой воды из ствола скважины. Затем проводят закачивание изоляционной композиции по вышеприведенной схеме.

Композиция доводится до интервала перфорации. Закрывают затрубное пространство и продавливают изоляционный материал через перфорационные отверстия за эксплуатационную колонну или в пласт. Скважину выдерживают на реакции не менее 12 час.

Водоизоляционный состав на основе этилсиликатов и гидразина (гидроксиламина) солянокислых. Состав селективного действия содержит этилсиликаты (ЭТС-40; 16; 32) и гидразин (N2H42HCl) или гидроксиламин (NH2OHHCl) солянокислые. Последние используются в качестве катализатора реакции гидролитической поликонденсации при взаимодействии этилсиликата с пластовой водой для образования материала, закупоривающего поровое пространство коллекторов.

Гидразин и гидроксиламин солянокислые в химическое взаимодействие с этилсиликатами не вступают. Последние являются «носителями»

гидразина или гидроксиламина в зону изоляции. При встрече с пластовой водой гидразин и гидроксиламин растворяются в воде с образованием соляной кислоты, которая катализирует реакцию гидролитической поликонденсации этилсиликатов. Образующийся гелеобразный полимер закупоривает поры пород. При попадании в нефтенасыщенную зону пласта соляная кислота не образуется, и, следовательно, нет условий для протекания реакции гидролитической поликонденсации с образованием полимера, закупоривающего поры пород-коллекторов.

Водоизолирующая композиция для временного ограничения водопритоков на основе тяжелой смолы пиролиза. Водоизолирующий состав селективного действия на основе тяжелой смолы пиролиза (ТСП или «зеленого масла») обладает достаточно высокой активностью. ТСП - это фракция, выкипающая в пределах температур от 180-1900С до 350С, является продуктом пиролиза газов, бензинов, газойлей. Тяжелая смола пиролиза состоит из конденсированных -би, - три, - тетрациклических ароматических углеводородов и содержит до 20% высокоароматизированных смол и асфальтенов. Смолы и асфальтены, содержащиеся в ТСП, не являются аналогами нефтяных смол и асфальтенов, а представляют по составу ароматические углеводороды. В заместителях ароматических структур в значительном количестве содержатся алкеновые связи, что определяет высокую реакционную способность компонентов. Внешне представляют собой однородную текучую жидкость темно-зеленого цвета. Средняя плотность 1040-1080 кг/м3. Реагент имеет низкую температуру замерзания (-450С). Является отходом нефтехимической промылленности и используется в основном как сырье для производства сажи. Хорошо растворяется в нефти, но благодаря адсорбции смол, асфальтенов и тяжелых ароматических углеводородов гидрофобизирует поры коллектора, уменьшает фильтрационные сопротивления и увеличивает фазовую проницаемость по нефти. Низкая температура застывания (-30450С) тяжелой смолы обеспечивает технологичность ее применения в условиях Западной Сибири, поскольку она сохраняет свои свойства и не требует подогрева даже при низких отрицательных температурах. Для улучшения водоизолирующих свойств состава на основе ТСП при обработке высокопроницаемых кернов (газопроницаемость 300х10-3 мкм2) в него вводится окисленный битум. Высокоокисленный битум представляет собой продукт окислительной дегидрополиконденсации гудронов (ТУ-38 20184-80).

Эффект гидрофобизации внутрипоровой поверхности коллектора в прискважинной зоне пласта достигается за счет увеличения вязкостноупругих свойств состава на основе ТСП и битума.

Технология проведения водоизоляционных работ тяжелой смолой пиролиза сводится к следующему.

При получении притока нефти с пластовой водой скважину останавливают, промывают технической водой. Прямой промывкой при открытой затрубной задвижке ТСП доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и ТСП продавливают в пласт. Через 4 часа скважину осваивают. Количество «зеленого масла» берется из расчета 1 м3 на м вскрытой эффективной толщины пласта.

Технология проведения водоизоляционных работ составом на основе ТСП с битумом сводится к следующему. При получении притока нефти с водой скважину останавливают и промывают технической водой. Состав готовят с помощью цементировочного агрегата и емкости. В приемную емкость засыпают необходимую массу высокоокисленного битума и заливают расчетный объем тяжелей смолы пиролиза в соответствии с подобранной рецептурой. Затем создают круговую циркуляцию через мерную емкость ЦА. Состав перемешивают в течение 15-20 мин., доводят до башмака НКТ и закачивают под давлением в изолируемый объект в количестве 1-3 м3 на каждый метр обрабатываемой эффективной толщины пласта. Продавочной жидкостью служит вода. Через 3 - 4 часа скважину осваивают.

Водоизолирующая композиция на основе таллового масла. Механизм проявления водоизолирующих свойств при воздействии таллового масла на водонасыщенные породы одинаков с воздействием тяжелой смолой пиролиза. Снижение относительной проницаемости по пластовой воде после обработки водонасыщенных образцов талловым маслом происходит вследствие создания высоковязкой эмульсии в порах породы.

При этом внутрипоровая поверхность породы гидрофобизуется, благодаря наличию в талловом масле жирных кислот.

Для усиления эффекта изоляции в состав вводится наполнитель в количестве 5-10%. В качестве наполнителя можно использовать диспор, асбест, опилки и др.

Водоизолирующий состав на основе отходов тетракарбоновых кислот. Смолообразные отходы производства тетракарбоновых кислот по внешнему виду предоставляют собой густую тягучую массу темнокоричневого цвета. Условная вязкость 1,36 у.г. ВУ при t = 800С, механических примесей 0,04%, температура вспышки 1040С.

По составу это 2, 3, 31, 41 - тетраметилбензофенон и 3, 4, 31, 41 - тетраметилбензофенон. Это смолистые вещества, имеющие три, четыре конденсированных кольца. При проверке на растворимость получены следующие результаты: хорошо растворяются в дизтопливе при комнатной температуре; в воде растворяются незначительно. При температуре 80С отходы переходят в малоподвижную жидкость.

Отходы производства тетракарбоновых кислот используются для проведения временной селективной изоляции пластовых вод.

Технология проведения работ на скважинах сводится к закачке в интервал перфорации и продавке состава в пласт с выдержкой в пласте под давлением в течение 4-х часов. Затем скважина осваивается, и проводится испытание объекта.

Водоизоляционный состав на основе унифлока. Среди разрабатываемых в настоящее время гелеобразных композиций для выравнивания профиля приемистости заслуживают внимания составы на основе полиакриламидов (ПАА) и полиакрилатов.

Унифлок - аналог гипана и других полиакрилатов. Представляет собой порошок желтовато-кремового цвета, хорошо растворим в воде, насыпная плотность 1000-1200 кг/м3, массовая доля воды не более 10%; рН 5% водного раствора 11,7. Свойства унифлока нормируются ТУ-6-00-0203843-24-90.

Технология применения сводится к закачке в зону перфорации 1% (вес) раствора унифлока, затем 10% (вес) раствора СаСl2 в объемном соотношении 1:1, с последующей продавкой композиции в пласт. В пласте раствор выдерживается под давлением в течение 6-8 час, после чего скважина осваивается и проводится испытание объекта.

Состав на основе унифлока содержит в качестве гелеобразователя 10%-ный водный раствор медного купороса (CuSO4), и дополнительно в состав входит кремнийорганическая жидкость - этилсиликат (ЭТС-32), (патент РФ № 2196877).

Водоизоляционные составы на основе жидкого стекла. Как было отмечено выше, из методов второй группы, основанных на использовании неорганических водоизолирующих реагентов, находят применение силикаты щелочных металлов.

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

В условиях высоких температур для проведения водоизоляционных работ целесообразно использовать жидкое стекло, как наиболее легко фильтрующийся материал. При давлениях 0,1 - 3 МПа оно в течение длительного времени сохраняет свои свойства при температурах до 2000С. При таких условиях жидкое стекло практически не вступает в химическое взаимодействие с породами пласта, однако обладает хорошей адгезией к ним [2, 5].

Существыует состав на основе жидкого стекла, нитрата аммония и параформа. Жидкое стекло (силикат натрия Na2SiO3nH2O) получают из силикат-глыбы обработкой паром в автоклавах, которое является неорганическим полимером. Модуль жидкого стекла (величина отношения SiO2:Na2O) регулируется щелочью и не превышает 2,8-3,0; концентрация водорастворимых силикатов - 50%, плотность 1280-1400 кг/м3. На практике жидкое стекло применяется в качестве структурообразователя, крепящей добавки и ингибитора в буровых растворах, а также регулятора сроков схватывания тампонажных смесей.

Нитрат аммония (NH4NO3) представляет собой бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде (50 г/100 г при t =100С), применяется при обработке пластов как ингибитор коррозии. Параформ (параформальдегид) - смесь полиоксиметилгликолей (СН2О)n, где (n = 810), представляет собой бесцветные кристаллы, которые содержат 91-98% формальдегида. Растворяются в холодной воде медленно, а в горячей - быстро, образуя растворы формальдегида.

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

Существует также состав на основе жидкого стекла для изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах.

Данный состав (патент РФ № 2196890) включает в себя жидкое стекло Na2SiO3 и дисперсионную среду из 3,0%-ного спиртового раствора хлорида кальция CaCl26H2O при следующем объемном соотношении компонентов:

• 3,0%-ный спиртовой раствор шестиводного хлорида кальция В результате взаимодействия этих компонентов при высокой температуре образуется твердый, закупоривающий поровое пространство водонасыщенного коллектора, материал, без жидкости, т.е. отверждение идет практически на уровне 100%.

Технология применения данной водоизолирующей композиции сводится к закачке в водонасыщенную зону продуктивно пласта 3,0%-ного (вес.) раствора CaCl2, затем жидкого стекла в объемном соотношении 0,66:0,34. В пласте композиция выдерживается под давлением закачки в течение 24 ч, после чего скважина осваивается и производится испытание объекта.

На основе жидкого стекла разработан также состав для ремонтноводоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах (И.И. Клещенко и др., 2004, патент РФ № 2242606), включающий в себя в качестве дисперсионной среды жидкое стекло Na2SiO3, а в качестве дисперсной фазы содержит кремнефтористый натрий Na2SiF6, и наполнитель – гашеную известь Ca(OH)2 при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Кремнефтористый натрий (гексофторосиликат натрия) Na2SiF6 служит для образования высокополимерного нерастворимого кремнегеля.

Выпускается по ТУ-110-08-587-86. Гашеная известь Ca(OH)2 – наполнитель, служит для придания вяжущих свойств составу, прочности образующемуся камню и усиления закрепляющего эффекта.

Данный ремонтно-изоляционный (закрепляющий) состав максимально обеспечивает изоляцию воды в коллекторах любой проницаемости, в том числе и в суперколлекторах, и их закрепление. Коэффициент закупорки составляет 0,87-0,91 до полной закупорки порового пространства и закрепления водонасыщенного коллектора.

Образец искусственного керна (70% песка + 30% ремонтноизоляционного состава) после прохождения реакции полимеризации и затвердевания (в течение 36ч) был испытан на одноосное сжатие и разрушение. Образец разрушился при давлении 7,0 МПа.

Технология работ на скважинах заключается в следующем.

После глушения и промывки скважины через НКТ доводят закрепляющий состав до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают состав в пласты. По окончании продавки приводят обратную промывку с расчетам противодавлением в количестве 1,5-2,0 объемов НКТ, скважину закрывают и выдерживают под давлением закачки для прохождения реакции полимеризации композитов водоизолирующей композиции в течении в течении 24-36ч. По истечении указанного срока скважину осваивают.

При разработке нефтяных залежей снижение обводненности добываемой продукции достигается за счет повышения гидродинамического сопротивления в зоне наибольшей проницаемости, при этом расширяется область воздействия закачиваемым реагентом, и происходит вовлечение в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.

Составы для водогазоизоляционных работ на основе поливинилового спирта. Результаты исследований свойств различных композитных систем и динамических процессов, в которых они принимают участие, подтверждают возможность создания новых технологий в нефтепромысловой области. В качестве реализованных возможностей необходимо отметить разработанные составы и технологии изоляции водогазопритоков на основе полимеров [2,4,5].

Известно, что композитные системы, представленные растворами полимеров и специальных химических добавок, - реологически сложные среды, обладающие нелинейными вязкоупругопластичными свойствами, которым присущ неравновесный характер течения в трубах и пористых средах. Нами были проведены экспериментальные исследования по влиянию химических добавок в различных комбинациях на реологические и фильтрационные свойства композиции на основе полимеров. В качестве полимера был использован водный раствор поливинилового спирта (ПВС) с концентрацией 5-7,5 %(вес). Такая концентрация позволила получить составы, обладающие вязкоупругопластичными свойствами синэргетическим эффектом. Использование синэргетического эффекта, проявляющегося в изменении напряжения сдвига системы при введении различных добавок (кислоты, кремнийорганические соединения и др.), позволяет изменять реологические, фильтрационные и технологические свойства композиции и дает возможность создать высокоэффективные составы и технологии для производства водогазоизоляционных работ при установке проницаемого экрана, ремонте эксплуатационных колонн и др.

Известны следующие водоизолирующие составы на основе поливинилового спирта (ПВС):

1. ПВС + азотная кислота, причем азотная кислота получена из порошкообразных параформа (СН2О) и аммиачной селитры (NH4NO3);

2. ПВС + гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГКЖ);

3. ПВС + микродур «U» + гипохлорит кальция Ca(ClO)2 (патент № При взаимодействии ПВС с азотной кислотой и с ГКЖ образуется вязкоупругая закупоривающая поры породы масса.

Технология работ на скважинах при использовании, например, последнего состава заключается в следующем.

Скважину, в которую через перфорационные отверстия поступает из пласта нефть с водой, останавливают. После промывки скважины через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до середины интервала перфорации, прямой циркуляцией проводят закачку водоизоляционного состава в следующей последовательности и объемах:

1. смесь 5-7,5% (вес) водного раствора ПВС и ГКЖ-10 в объемном 2. продавочная жидкость - в расчетном объеме.

Водоизолирующий состав доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают водоизоляционный состав в пласт.

По окончании продавки состава проводят обратную промывку с противодавлением 5-7 МПа в количестве 1,5-2 объемов НКТ. Скважину закрывают и выдерживают под давлением закачки для протекания реакции в течение 24 час. По истечении указанного срока скважину осваивают.

В результате можно заключить, что применение ремонтноводоизоляционной композиции на основе ПВС и ГКЖ необходимо рекомендовать для ремонта эксплуатационных колонн и ликвидации перетоков. Состав рекомендуется применять и при ликвидации прорыва газа.

В случае закачивания композиции в нефтенасыщенный пласт, необходимо предусмотреть при вторичном вскрытии типы перфораторов, способных разрушить образовавшийся в пласте резиноподобный материал.

Существует состав для ремонтных работ в скважинах (И.И. Клещенко и др., 2008, патент РФ № 2326922), включающий в себя 2,0%ный водный раствор поливинилового спирта ПВС – В1Н, микродур «U» и гипохлорит кальция Ca(ClO)2 при следующем соотношении компонентов (об. %):

• cмесь микродура «U» (48,0 об.%) с гипохлоритом кальция Микродур – это особо тонкодисперсное минеральное вяжущее вещество (ОТДВ) с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава. ОТДВ микродур производится посредствам воздушной сепарации пыли при помоле цементного клинкера. ОТДВ микродур в своей основе является гидравлическим минеральным вяжущим. Технология изготовления микродура разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA- BAU GmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff AG» (Германия) и защищено Европейским патентом.

Микродур можно рассматривать как альтернативу жидкому стеклу и полимерным композициям (эпоксидной, карбомидной, фенолформальдегидной и др.).

Гипохлорит кальция Ca(ClO)2 служит для придания составу более высоких вяжущих свойств, усиления закупоривающего и закрепляющего эффекта, увеличения адгезионных характеристик к породе и металлу обсадных колонн.

В предлагаемой разработке набор ингредиентов позволяет получить состав для ремонтных работ в скважинах с высокими технологическими параметрами при производстве работ по изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, закреплением обводнившихся коллекторов в ПЗП, а также ликвидации межпластовых (заколонных) перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн.

Технология работ на скважинах заключается в следующем.

После глушения и промывки скважины через НКТ, спущенные до верхних отверстий интервала перфорации, прямой циркуляцией проводят закачку ремонтно-изоляционного (закрепляющего) состава.

Состав доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают состав в пласт. По окончании продавки проводят обратную промывку с расчетным противодавлением в количестве 1,5-2,0 объемов НКТ, скважину закрывают и выдерживают под давлением закачки для прохождения реакции полимеризации компонентов водоизолирующей композиции в течение 24-36 ч. После истечения указанного срока скважину осваивают.

Водогазоизолирующая композиция на основе кремнийорганических соединений и полимеров. Рассмотрим основные подходы, используемые для изоляции прорыва газа в нефтяные скважины. В большинстве методов предлагаемые технологии по предотвращению прорыва газа мало отличаются друг от друга и сводятся к созданию в зоне газонефтяного контакта изолирующего экрана, эффективность которого в первую очередь зависит от материала, используемого для его создания.

В простейшем случае в качестве изолирующего материала может применяться вода. При этом возможны два варианта: получение газового гидрата в газовом пласте и создание водо-нефтяной эмульсии в зоне газо-нефтяного контакта. По аналогии с последним способом изолирующий экран может быть создан путем закачки в газовую часть пласта нефти, водного раствора ПВС либо углеводородного конденсата и водного раствора ПАВ; возможно также использование для этой цели пенообразующих технологий.

Для предотвращения прорыва газа в скважины разработаны также специальные изолирующие составы, предусматривающие применение при создании газоизолирующего экрана асфальтосмолистых веществ и нефтерастворимых полимеров. Используются и различные варианты полимерных тампонажных материалов, некоторые из которых, например, алкилрезорциновая, эпоксидная и фенолформальдегидная смолы, могут быть использованы для изоляции газопритоков, однако материалы очень дороги.

В промысловой практике широкое применение нашли вязкоупругие и гелеобразующие составы, представляющие собой смесь водных растворов полиакриламида, гексарезорциновой смолы и формалина, взятых в определенных пропорциях, после реагирования компонентов которых состав превращается в упругую гелеобразную массу, образуя несдвигаемый непроницаемый экран.

При создании изолирующего экрана на основе гелеобразующих составов, как правило, используют водорастворимые полимеры типа ПАА и КМЦ, бихроматы одновалентных металлов и восстановитель. Протекающая внутри системы реакция «сшивки» полимера приводит к образованию геля, непроницаемого для газа.

Кроме указанных методов создания изолирующих экранов, для предотвращения прорывов газа существует ряд более сложных технических решений, предлагающих проведение процедуры гидроразрыва пласта с последующим введением в трещину пластических материалов либо нефтепродуктов с большой молекулярной массой [2, 8, 9].

Следует отметить, что применимость большинства из указанных способов газоизоляции ограничена их недостаточной эффективностью либо высокой стоимостью работ. В значительной степени этих недостатков лишена технология, использующая гелеобразующие составы. Однако в традиционном варианте и этот подход не всегда эффективен. Это связано, во-первых, с тем, что в при высоких внутрипластовых депрессиях на границе «газ-нефть» механическая прочность геля может оказаться недостаточной, и это приведет к прорыву газа; во-вторых, низкая адгезия геля к породе может сделать его излишне подвижным, что также может привести к прорыву газа; в-третьих, традиционные составы не могут быть использованы для высокотемпературных скважин по причине быстрого старения (синерезиса) геля.

Решение этих трех проблем, а именно: повышение механической прочности геля, увеличение его адгезии к горным породам и повышение температуры синерезиса - возможно за счет внутреннего структурирования геля кремнийорганическими полимерами. Выбор кремнийорганических соединений (КОС) для модифицирования свойств гелеобразующих составов обусловлен следующими причинами. В результате реакций гидролиза и полимеризации кремнийорганического соединения, например этилсиликата, образуются различные моно-, дву- и трехмерные кремнийсодержащие полимеры, которые могут выполнять функцию структурообразователя геля, то есть «армировать» его и тем самым изменять его механические свойства.

Дальнейшее протекание этих реакций способствует образованию разветвленных полимеров, занимающих весь реакционный объем. Используемые в нефтепромысловой практике кремнийорганические соединения обладают высокой адгезией к горным породам. С учетом этого можно предположить, что введение КОС в объем геля позволит более прочно связать его с породой и снизить подвижность в поровом пространстве.