«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 ...»

Составы содержат до 20,0%-тов углеводородной фазы; 3-4% эмульгатора (тарин, Нефтехим, Нефтенол-НЗ, Превоцел, Неонол и др.); до 1,0% наполнителя (ПАА, бентонитовая глина и др.) Рецентура подбирается для каждой скважины с учетом ее приемистости:

• до 100-150 м3/сут – без наполнителей;

• 300-500 м3/сут – с ПАА + бентонитовая глина;

Водонефтяная эмульсия на основе продукта «Изопласт-Д». Рецептура водонефтяной эмульсии подбирается в каждом конкретном случае в зависимости от проницаемости пласта, типа коллектора и эффективной толщины пласта.

Рекомендуемые соотношения водной и углеводородной фаз от 2,0:1,0, до 3,0:1,0. При данных соотношениях получается водонефтяная эмульсия с условной вязкостью 250-500 с.

Объем закачки: 2,0-3,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта.

Компонентный состав эмульсии, %:

• углеводородная фаза - 25-50;

• продукт «Изопласт-Д» - 0,5-2,0;

• эмульгатор - 1,0-2,0.

Тампонажная композиция «Гранит». Тампонажная композиция «Гранит» позволяет закрепить эмульсионный экран в зоне наибольших скоростей фильтрации (т.е. закачивание эмульсии, затем её закрепление «Гранитом»).

Состав тампонажной композиции, %:

• ТК «Гранит» - 75-100;

• катализатор – 0-30;

• наполнитель 0-10.

Для определения компонентного и процентного состава тампонажной композиции определяющим фактором служит температура и приемистость интервала пласта, где производится ремонт.

При температуре от + 15 0С до 100 0С и выше ТК «Гранит» используется с катализатором в объеме до 5,0 %-тов.

При приёмистости скважины от 250 до 300 м3/сут при давлении Р=10,0 МПа в композицию вводится мелкодисперсный наполнитель, что существенно повышает эффективность изоляции зон поглощения, улучшает пластичность образующего камня, увеличивает ударную стойкость к вибрационным нагрузкам.

Технология водоограничения на основе эмульсий, стабилизированных продуктом «Изопласт-Д» с последующим докреплением тампонажной композицией «Гранит» позволяет создать структуру, устойчивую во времени к различным геологопромысловым условиям.

Состав ТК «Гранит»:

• ТК «Гранит» - жидкость с условной вязкостью до 3,5 с по воронке ВП-5(40 МПа·с), плотность не менее 1180 кг/м3. Обладает высокой адгезией к поверхности металла и породы; после полимеризации устойчива к вибровоздействию и действию кислот;

• катализатор – неорганические и органические кислоты ( HCl, H2SO4, HF, толуолсульфокислота, щавелевая и др).

Состав на основе ацетонофенольной смолы. Состав представляет собой водный раствор ацетонфенольной смолы (АЦФ)с отвердителем — раствором жидкого натриевого стекла с добавками полиакриламида.

Сроки загустевания состава на основе АЦФ регулируют изменением содержания жидкого стекла. Базовая рецептура тампонирующего состава представлена в таблице 5.4.

Для приготовления тампонирующего состава в специальную емкость или мерник цементировочного агрегата набрать расчетный объем воды и при круговой циркуляции ввести последовательно едкий натр, жидкое стекло, полиакриламид, смолу АЦФ-3. Ввод каждого последующего реагента производить после тщательного перемешивания предыдущего. После получения однородной смеси состав готов к применению.

Базовая рецептура и сроки загустевания состава на основе АЦФ Сосжидкое композиция 2 100 23,1 2,53 0,6-0,7 30 6,9 300 69,3 8 сут. 20 ч 3.5 ч 40 мин. 15 мин.

3 100 22,3 2,53 0,6-0,7 45 10,0 300 67,0 28 ч - 30 мин. - Примечание. Начальная условная вязкость составов (Т) составляет 33-45 с.

Для приготовления тампонирующего состава в специальную емкость или мерник цементировочного агрегата набрать расчетный объем воды и при круговой циркуляции ввести последовательно едкий натр, жидкое стекло, полиакриламид, смолу АЦФ-3. Ввод каждого последующего реагента производить после тщательного перемешивания предыдущего. После получения однородной смеси состав готов к применению.

Полимерный тампонажный состав «Ремонт-1». Состав представляет собой смесь смолы ТС-10 со смолами КС-11 или Крепителем М-2 и наполнителем — керогеном.

Смолы ТС-10 и ТС-10-6А представляют собой однородную смесь сланцевых фенолов, этиленгликоля и водного раствора едкого натра. Это жидкости темно-коричневого цвета с характерным запахом. Способны смешиваться с водой до соотношения 1:10. Плотность при 20 °С составляет 1160 кг/м3, температура замерзания -30 °С. При транспортировке и хранении составы предохраняют от воздействия прямых солнечных лучей. Гарантийный срок хранения составов 1 год с момента изготовления.

После истечения указанного срока составы должны быть проверены на соответствие требованиям ТУ. Поставляются в стальных бочках на 200 л и железнодорожных цистернах.

Крепитель М-2 — продукт конденсации мочевины с формальдегидом, стабилизированный аммиаком. По внешнему виду — однородная, сиропообразная жидкость плотностью 1150-1200 кг/м3. Растворим в воде до соотношения 1:100. Температура замерзания -18 °С. Выпускается в соответствии с ТУ 6-05-1596-77 Кусковским химзаводом. Крепитель М- поставляется в металлических бочках вместимостью 200л. Температура хранения должна быть не выше +25 °С.

Карбамидная смола КС-11 — продукт конденсации карбамида с формальдегидом (сиропообразная жидкость светло-желтого цвета), негорюч, невзрывоопасен, растворим в воде, температура замерзания -18 °С. Выпускается в соответствии с ТУ 6-05-1375-80. Срок хранения при 35 °С - мес, при 45-50 °С - 4 мес. Смолу КС-11 разливают в чистые сухие железнодорожные цистерны (ГОСТ 10674-75.) Смолу хранят в емкостях при температуре не выше +25 °С в герметично закрытой таре, защищенной от воздействия прямых солнечных лучей.

';

Кероген-70 по внешнему виду представляет из себя порошкообразное вещество светло-коричневого цвета с плотностью 1250 кг/м3.

Температура воспламенения 450 °С, удельная поверхность 250-350 м / кг. Допустимое содержание влаги — не более 2,5 %. Выпускается в соответствии с ТУ 38-10940-75 сланцеперерабатывающим комбинатом «Сланцы» (г.Сланцы Ленинградской обл.). Кероген-70 поставляют в мешках массой 25 кг.

Приготовление тампонажного раствора «Ремонт-1» осуществляют с помощью цементировочной воронки при последовательном дозировании состава ТС-10, мочевиноформальдегидной смолы М-2 или КС-11 и Керогена-70.

Дозирование компонентов полимерного тампонажного раствора производят в соответствии с таблицей 5.5.

В зимнее время жидкие компоненты необходимо разогревать до + – 20 °С. Разогрев острым паром недопустим.

При работающем агрегате в воронку из бочек или из автоцистерны заливают ТС-10. После слива ТС-10 в воронку начинают сливать карбамидную смолу М-2 или КС-11. Жидкие смолы из бочек допускается сливать вручную или откачивать с помощью цементировочного агрегата.

Расход материалов для приготовления 1 м3 полимерного тампонажного состава «Ремонт-1» и его характеристики Одновременно со сливом карбамидной смолы начинают подачу Керогена-70 из цементосмесительной машины. При отсутствии цементосмесительной машины допускается загружать Кероген-70 из мешков вручную.

После загрузки всех компонентов продолжается перемешивание раствора еще 10-15 мин. и в конце перемешивания производится контроль качества тампонажного раствора.

Качество полимерного тампонажного раствора контролируется в соответствии с требованиями ОСТ 39-051-77. При этом плотность раствора должна быть не выше 1300 кг/м3, вязкость – 2,5 СПЗ.

Показатели качества тампонажного раствора корректируются путем дополнительного введения ТС-10 (10-20 л на 1 м3 раствора) или Керогена-70 (10-20 кг на 1 м раствора). Разбавление тампонажного раствора пластовой водой запрещается.

Полиуретановая композиция «АНКОР» для изоляции водопритоков. Основными компонентами для этой композиции являются полиэфиры и изоцианаты. При смешении их с водой происходит реакция с выделением углекислого газа (СО2) с последующим образованием разветвленного пространственно сшитого эластичного полимера.

Состав полиуретановой композиции:

• компонент А – «Поропласт – плюс А-3017»;

• компонент Б - добавка для регулирования начала и окончания полимеризации.

Компоненты А и Б малотоксичны (4-ый класс опасности по ГОСТ 12.1. 007-76).

Технология: Используется передняя (нижняя) буферная жидкость (растворитель-ацетон) для предотвращения контакта полиуретановой композиции с водой и удаления нефтяной плёнки с металла и горной породы. В качестве задней (верхней) буферной жидкости может использоваться нефть, дизтопливо, метиленхлорид (для удаления нефтяной пленки с горной породы и нефтепромыслового оборудования).

Приготовление: В мернике ЦА-320 готовят технологическую композицию «АНКОР» из компонента А (200-400 кг) и компонента Б (5-25% об.). Компоненты перемешивают циркуляцией по замкнутому кругу в течение 15-20 мин.

Время полимеризации составляет 8-12 часов. Этой полиуретановой композицией можно производить ремонт обсадных колонн (изоляция сквозных дефектов, герметизация резьбовых соединений).

Состав для ремонтных работ в скважинах на основе микродура. «Микродур» – это особо тонкодисперсное минеральное вяжущее вещество (ОТВД) с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава (от 6 мкм до 24 мкм). ОТВД микродур производится посредством воздушной сепарации пыли при помоле цементного клинкера. Производится в Германии фирмой «JNTRA-BAUGmbH». Разработка защищена Европейским патентом.

Водная суспензия микродура обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном водомикродурном отношении (В/М). Температурный режим при применении суспензий на основе микродура соответствует условиям применения обычных цементов. Микродур – это альтернатива жидкому стеклу и полимерным композициям (эпоксидной, карбомидной, фенолформальдегидной и др.) В состав ремонтной композиции входят 2,0 % – ный водной раствор ПВС (дисперсионная среда – 50,0 % об.), и смесь гипохлорита кальция Ca(ClO)2 – 2.0 % об. с микродуром «U» - 48,0 % об. (патент РФ № 2326922).

Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синэргетическое действие в данном составе позволяет за счет реакции полимеризации и отверждения в пластовых условиях образовывать закупоривающий поровое пространство водонасыщенного коллектора любой проницаемости материал, а также и в заколонном пространстве скважины при ликвидации межпластовых (заколонных) перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн.

Состав можно применять для водоизоляции и крепления коллекторов любой проницаемости, поскольку он закачивается в пласт в виде маловязкого раствора, а образование тампонажного материала происходит непосредственно в пласте.

Состав на основе цементного раствора с пропантом. Технология изоляции негерметичности эксплуатационных колонн цементным раствором с жестким расклинивающим материалом – пропантом основана на том, что в каналах утечки необходимо создать экраны проницаемые для воды и непроницаемые для цемента. То есть технология и состав предполагают получение обезвоженного цементного теста, которое является более эффективным тампонажным материалом для изоляции негерметичности обсадных колонн в случае высокой приемистости.

При этом сразу же после обезвоживания, цементное тесто становится нетекучим, а благодаря низкому водоцементному отношению (В/Ц) через несколько часов тесто превращается в камень, который на всех этапах твердения имеет прочность в несколько раз большую, чем камень из раствора с В/Ц=0,5, и цементный камень расширяется при твердении.

В качестве жесткого расклинивающего материала используют пропант импортного производства марки 20/40 по API №16 или отечественного производства с аналогичными показателями. Этот пропант, в основном, состоит из частиц размером 1,19 мм, имеет абсолютную плотность частиц 3210 кг/м3, насыпную плотность 1860 кг/м3, имеет прочность при сдавливании не менее 41МПа.

На рис. 5.2 показаны основные виды РИР с применением цементного раствора.

Тампонажный состав готовится следующим образом:

• расчетный объем воды смешивают с глинопорошком, затем с • на приготовленной жидкости затворяют цемент и полученный тампонажный раствор закачивают в скважину.

Соотношение компонентов (в весовых частях): цемент — 0,58; глинопорошок — 0,065; пропант — 0,065; вода — 0,29.

Технологию рекомендуется применять при приемистости 280-560 м3/ сут., коэффициенте приемистости 70-112 (м3/сут.)/МПа.

Цементный раствор с добавкой пудры алюминиевой пигментной. Пудра алюминиевая пигментная (ПАП) выпускается по ГОСТ 5494Основное ее назначение — приготовление краски серебристого цвета. Благодаря присутствию парафина ПАП является гидрофобной, что затрудняет приготовление водной суспензии. Поэтому для получения равномерной смеси используются растворы поверхностно-активных веществ (канифольное мыло, мылонафт, сульфонол, ГК и др.), которые придают чешуйкам пудры гидрофильность. Расход ПАВ в расчете на сухое вещество составляет 5% от массы пудры.

В результате взаимодействия алюминиевой пудры с гидроокисью кальция, образующейся при гидратации цемента, выделяется водород:

2А1 + ЗСа(ОН)2 + 6Н2О = ЗСаОА12О3 6Н2О + ЗН2.

Частицы алюминиевой пудры становятся центрами образования газа, по мере накопления которого возникают и сохраняются сфероидальные ячейки, рассредоточенные по всему объему смеси.

Кинетика этих процессов зависит от свойств и количества алюминиевой пудры, химического состава и температуры смеси, ее начальной подвижности и вязкости, а также от скорости образования структуры с определенными механическими свойствами.

Экспериментально установлено, что в цементном растворе с добавкой алюминиевой пудры в результате реакции и образования газовой фазы возникает напряжение, которое частично или полностью компенсирует уменьшение объема раствора из-за контракции. Раствор расширяется, создавая избыточное напряжение, величина которого определяется количеством алюминия в растворе и значением первоначального гидравлического давления (таблица 5.6).

Рисунок 5.2- Основные виды ремонтно-изоляционных работ с применением цементного раствора Изменение давления в цементном растворе с ПАП п/п ПАП, началь- конеч- репрес- ной репрессии, Максимум репрессии (избыточного давления) в цементном растворе с добавкой алюминиевой пудры 0,2 % от массы цемента наступает через 2,5- ч, с добавкой 0,4 % пудры — через 4-4,5 ч, с добавкой 0,6 % - через 5-5,5 ч.

Нагрев цементного раствора до 50 °С сокращает это время в 2-2,5 раза.

Оптимальная добавка алюминиевой пудры в цементный раствор составляет 0,2 % от массы цемента. При этом без заметного сокращения сроков загустевания цементный раствор становится абсолютно седиментационно устойчивым (сформированный камень обеспечивает герметичность горизонтальных каналов) и, главное, расширяется в процессе твердения (таблица 5.7).

Для приготовления смеси на линии закачки цементного раствора в скважину устанавливают эжектор. В мернике цементировочного агрегата готовят жидкость для затворения цемента: техническая вода + сульфонол или превоцел ( 5-10 % от массы ПАП ). На этой жидкости затворяют цемент и закачивают в скважину. Мерной кружкой в эжектор подсыпают расчетное количество алюминиевой пудры (0, % от массы цемента).

Цементный раствор с добавкой ПАП рекомендуется применять при приемистости 150-700 м3/сут., коэффициенте приемистости 22м3/сут.)/МПа.

Параметры цементного раствора и камня с добавкой алюминиевой Цементный раствор с алюмосиликатными микросферами. Алюмосиликатные микросферы (АСМ) являются отходом сжигания каменного угля в ТЭЦ или других производств. Они представляют собой легкий сыпучий порошок серого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы, истинная плотность которого, в зависимости от влажности, составляет 400-500 кг/м3. Минералогический компонентный состав представлен преимущественно SiO2 - 54,4 %; А12О3 - 25,1 %; Fe2O3 - 5,8 %; К2О -5, %; СаО - 1,7 %; MgO - 1,41 %; Na2O - 1,07 % и др. Прочность на разрушение при гидростатическом сжатии составляет от 10 до 30 МПа.

Отечественной промышленностью серийно выпускается тампонажный портландцемент с добавкой 20 % - тов алюмосиликатных полых микросфер марки АСМ-500 (ТУ 21-22-37-94).

При В/Ц = 0,5 цементный раствор в нормальных условиях (давление 0,1 МПа, температура 20 °С) имеет плотность 1440 кг/м3, растекаемость по конусу АзНИИ — 22,5 см, время начала схватывания 8 ч 10 мин.

Под давлением 14 МПа, вследствие разрушения микросфер, время загустевания цементного раствора с добавкой 20% АСМ-500 на 40% меньше, чем у цементного раствора с добавкой 15% АСМ-500 (таблица 5.8).

Свойства облегченных тампонажных растворов с добавкой алюмосиликатных полых микросфер 0,15АМС+0,50в 0,20АСМ+0,50в Разрушение микросфер сопровождается рядом специфических эффектов, выражающихся в резком повышении плотности раствора (до нормальной), активации цементного раствора за счет гидродинамических микроударов при схлопывании микросфер (кавитационный эффект) и разогреве цементного раствора за счет перехода энергии микроударов в тепловую и за счет сжатия газа в микросферах.

Все эти эффекты способствуют быстрому загустеванию и схватыванию цементного раствора.

Поскольку цемент с добавкой микросфер поступает в заводской готовности, технология изоляции негерметичности колонны сводится к затворению цемента, закачке цементного раствора в скважину, продавке его в интервал негерметичности.

Обратной промывкой производят срезку цементного раствора, приподнимают НКТ на 100 м и оставляют скважину на ОЗЦ (24 ч) под давлением 5-6 МПа. Технологию рекомендуется применять при приемистости 300-700 м3/сут., коэффициенте приемистости 36-87 (м3/сут.)/МПа.

5.2 Ликвидация заколонных перетоков РИР с применением полимерного тампонажного материала «Ремонт-1». Объем закачиваемого тампонажного раствора при ликвидации заколонных перетоков должен обеспечивать заполнение заколонного пространства в зоне разрушения цементного кольца и восстановление герметичности заколонного пространства. Расчет объема тампонажного раствора для закачивания в скважину производится аналогично расчету при первичном цементировании.

Недопустимо применение «Ремонта-1» при восстановлении герметичности заколонного пространства в слабосцементированных продуктивных пластах, так как при большом объеме заколонной выработки может быть затруднено повторное вскрытие продуктивного пласта.

Чтобы при проведении изоляционных работ и во время ОЗЦ не происходило разбавления тампонажного раствора за счет заколонных перетоков, необходимо непосредственно перед тампонированием охладить зону проведения работ на 20-30 °С ниже геостатической температуры, и подобрать время загустевания тампонажного раствора, исходя из динамической температуры.

После проведения комплекса подготовительных работ при открытом затрубном пространстве в НКТ закачивается 300 л буферной жидкости (нефть, водные растворы КМЦ, пресная вода), тампонажный раствор, 300 л буферной жидкости. Тампонажный раствор продавочной жидкостью доводится до забоя, где располагается таким образом, чтобы находиться на одном уровне в НКТ и затрубном пространстве.

НКТ поднимаются на 30-40 м выше уровня тампонажного раствора, затрубное пространство закрывается. Путем подачи давления в НКТ (но не более Рп (продавки) = 0,5·Рг (гидроразрыва)) тампонажный раствор залавливается через отверстия перфорации в заколонное пространство. После того, как давление Рп будет устойчиво удерживаться, закачивание тампонажного раствора прекращается, затрубное пространство открывается.

Обратной промывкой удаляются излишки тампонажного раствора из скважины. Объем промывки должен быть не менее 1,5 объемов скважины. В конце промывки, постепенно закрывая трубное пространство, давление в скважине поднимается до величины Рп. Скважина оставляется на ОЗЦ на 48 ч.

При ликвидации заколонных перетоков, не связанных с продуктивными пластами, необходимо:

• прострелять колонну в интервале зоны поглощения;

• по специальному плану провести работы по изоляции поглощения, например, путем намыва хризотил-асбеста в зону поглощения. Вскрытые перфорационные отверстия при этом не должны Дальнейшие работы проводятся в соответствии с планом работ.

Кремнийорганический водоизолирующий реагент «Продукт 119-204». «Продукт 119-204» имеет ряд специфических преимуществ в сравнении с известными синтетическими тампонажными материалами и композициями, в т.ч. и в сравнении с известными реагентами на основе полифункциональных кремнийорганических соединений. Данный реагент обладает высокой селективной и водоизолирующей способностью, на его активность не оказывают влияние степень минерализации пластовых вод и величина пластового давления, он работоспособен при пластовых температурах от 0 до 200 °С, не замерзает до -50 °С, что особенно важно при использовании реагента на месторождениях Западной Сибири. «Продукт 119-204» является однокомпонентным тампонажным составом и используется в товарном виде, что значительно упрощает технологию его применения.

Олигоорганоэтоксихлорсилоксаны («Продукт 119-204») относятся к классу этоксипроизводных кремнииорганических соединений и представляют собой продукт гидролитической этерификации этанолом кубовых остатков производства органохлорсиланов. «Продукт 119-204» является жидкостью от светло-коричневого до черного цвета с характерным запахом соляной кислоты. Основные физические свойства реагента представлены в таблице 5.9.

Основные физические свойства «Продукта 119-204»

Плотность, Динамическая Температура «Продукт 119-204» растворим в органических растворителях, нефтепродуктах, к нефти инертен и химически с ней не взаимодействует. При смешении с водой вступает с ней в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием неплавких и нерастворимых полиорганосилоксановых полимеров. Вода выступает в роли отвердителя для данного реагента. Минерализация и состав солей пластовых вод не оказывают влияния на процесс поликонденсации.

«Продукт 119-204» представляет собой самокатализирующуюся систему за счет содержащегося в составе олигомеров остаточного хлора (массовая доля гидролизуемого хлора составляет 4,0-8,0 %, ТУ 6-02Он является однокомпонентным составом, не требует приготовлений перед закачкой в скважину и применяется в товарном виде.

«Продукт 119-204» обладает селективными свойствами по отношению к флюидам, насыщающим пласт. При закачке тампонажного состава в нефтеводоносные пласты гидролизуется водой, содержащейся в водоносной зоне, и тампонирует последнюю. Аналогичным образом происходит закупорка водонасыщенных каналов в зоне заколонного перетока воды. С нефтью реагент не взаимодействует, а при разбавлении в ней значительно снижает способность к поликонденсаиии. При попадании «Продукта 119-204» в нефтенасыщенную (продуктивную) зону пласта он взаимодействует со связанной (реликтовой) водой. Тампонирования перового пространства не происходит, так как образующийся полимер осаждается на породе в виде тонкой пленки.

Селективность метода значительно усиливается вследствие использования в качестве буферных жидкостей водорастворимых гигроскопических агентов. При закачке таких жидкостей в призабойную зону продуктивного пласта (ПЗП) перед задавливанием в нее «Продукта 119-204» происходит «осушка»

ПЗП, что предотвращает возможность поликонденсации в ней кремнийорганического реагента и кольматирования продуктивных участков. Опыт применения по предложенной технологии «Продукта 119-204» показал, что содержание остаточной воды в продуктивных пластах до 40-50 % не оказывает влияния на результат работ. В большинстве случаев наблюдается улучшение фильтрации нефти из обработанных реагентом продуктивных участков, что объясняется удалением связанной воды с поверхности поровых каналов (т.е, увеличением площади фильтрации) и гидрофобизацией породы.

Время потери текучести «Продукта 119-204» в лабораторных условиях при механическом перемешивании с водой составляет 5-30 мин., при взаимодействии с водой в пористых средах (искусственные и естественные керны продуктивных пластов) 1-3 часа. Температура и давление не оказывают резкого воздействия на скорость поликонденсации.

Значительное влияние на течение реакции и свойства образующегося полимера оказывает концентрация воды в ее смеси с «Продуктом 119При концентрации воды до 5 % от объема смеси гидролиз протекает крайне медленно, при этом твердого продукта реакции на образуется.

С увеличением концентрации воды до 25-40 % скорость реакции сначала возрастает, затем несколько снижается. При концентрации более 50- % — не изменяется. Наиболее прочный полимер образуется при концентрации воды 30-60 % от объема реагирующей смеси.

Основные физико-химические свойства полимерного материала, образующегося из «Продукта 119-204», при его взаимодействии с пластовой водой, представлены в таблице 5.10.

Основные физико-химические свойства «Продукта 119-204»

на сжамоделирую- к действию воздействиям Рекомендуется применение «Продукта 119-204» при следующих геолого-технических условиях (ГТУ):

• тип коллектора — терригенный, поровый;

• коэффициент нефтенасыщенности продуктивного пласта—не • минерализация обводняющих скважину вод — не лимитируется;

• обводненность добываемой продукции — не лимитируется;

• удельная приемистость скважины по воде 15 Q 36 (м3/сут.)/МПа;

• отношение средневзвешенных коэффициентов проницаемостей водоносного и продуктивного пластов Кпр.в. / Кпр.п. > 1,2 ;

• отношение коэффициентов гидропроводностей водоносного и • расстояние от подошвы (кровли) интервала перфорации до источника обводнения (соответственно нижнего или верхнего водоносного пласта) не менее 5 м. Между продуктивным и водоносным пластом должен быть литологический раздел (глинистые, уплотненные прослои) толщиной не менее 1 м;

• допустимая депрессия на пласт при освоении и эксплуатации скважины после РИР: при толщине литологического раздела 1,0-1,5 м — не более 3-4 МПа, при толщине раздела более 3, • башмак НКТ должен быть установлен в интервале поступления воды в ствол скважины. При ликвидации заколонных перетоков снизу — у нижних, при ликвидации перетоков сверху — у верхних отверстий интервала перфорации.

В указанных ГТУ технология обладает высокой эффективностью. Успешность РИР превышает 70-75 %, использование технологии рентабельно.

Для предотвращения преждевременной поликонденсации «Продукта 119-204» в трубах, вследствие контакта с водой или солевым раствором, заполняющим НКТ и ствол скважины, в процессе закачки и продавки реагента в зону изоляции необходимо использовать разделительный буфер. В качестве буферной жидкости необходимо применять безводные водорастворимые гигроскопические жидкости, например, полигликоли (кубовые остатки производства гликолей), ацетоновые растворы гликолей (этилен, диэтилен, триэтиленгликоль, полигликоль или их смеси), ацетон. Возможно применение и других аналогичных по физическим свойствам жидкостей, например, низких кетонов (метилэтилкетон,диэтилкетон), низших алифатических спиртов (этиловый, пропиловый, изопропиловый).

Необходимое для проведения операции количество буферной жидкости составляет 0,5-0,7 % от расчетного объема «Продукта 119-204», но не менее 2 м3.

Используемый полигликоль должен соответствовать ТУ 6-01-1-328- «Полигликоль (кубовые остатки производства гликолей)», или ТУ 6-01-1-7Антиспекатель-1 (кубовые остатки производства гликолей)».

Используемый ацетон должен соответствовать ТОСТ 2768-84. Основные физические характеристики ацетоновых растворов гликолей приведены в таблицах 5.11, 5.12, и 5.13.

Плотность ацетоновых растворов гликолей Объемная концентрация этилен гли- диэтиленгли- триэтиленглигликоля в растворе, % Вязкость ацетоновых растворов гликолей Объемная концентрация Объемная концентрация Температура замерзания ацетоновых растворов гликолей Объемная концентрация Обвязка агрегатов и оборудования при осуществлении технологического процесса производится таким образом, чтобы в процессе закачки тампонажного состава в скважину и пласт избежать вынужденных остановок для добора в мерные чанки агрегатов ЦА-320 необходимого количества используемых жидкостей. Рекомендуется два вида обвязки, изображенные на рисунках 5.3 и 5.4:

1) параллельная обвязка двух агрегатов через тройник, при которой первым агрегатом осуществляется закачка в НКТ тампонажного состава и доводка его до башмака. Вторым агрегатом - продавка состава в пласт (рисунок 5.3);

2) последовательная обвязка двух агрегатов, при которой закачка состава в НКТ, доводка его до башмака и продавка в пласт осуществляется первым, подсоединенным к НКТ агрегатом. Вторым агрегатом осуществляется замер объема продавочной жидкости и подача ее в мерные чанки первого агрегата (рисунок 5.4).[7].

1 - насосно-компрессорные трубы (НКТ); 2 - обсадная колонна; 3 - межтрубное пространство колонны; 4 - запорная задвижка; 5 - нагнетательная линия, подбитая к НКТ; 6 - резервная нагнетательная линия; 7 - тройник; 8 -агрегат ЦА-320М1; 9 - передвижная емкость с буферной жидкостью; 10 - передвижная емкость с «Продуктом 119-204»; 11 - агрегат ЦА-320 №2; 12 - емкость с запасом промывочной и продавочной жидкости (вода или солевой раствор).

Рисунок 5.3 – Схема параллельной обвязки агрегатов при изоляции негерметичности эксплуатационной колонны «Продуктом 119-204».

Содержание воды в буферной жидкости не должно превышать 3%тов, что должно быть проконтролировано перед ее использованием. Контроль осуществляется службами химических лабораторий: центральной научно-исследовательской лабораторией нефтегазодобывающих управлений или управлений повышения нефтеотдачи пласта и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС). Рекомендуемые методы определения:

метод Фишера (ГОСТ 14870-77) или метод газовой хроматографии.

1 - насосно-компрессорные трубы (НКТ); 2- обсадная колонна; 3 - межтрубное пространство колонны;4 - нагнетательная линия, подбитая к НКТ; 5 - запорная задвижка; 6 - резервная нагнетательная линия; 7 - агрегат ТДА-320 №1; 8 - передвижная емкость с буферной жидкостью; 9 - передвижная емкость с «Продуктом 119-204»; 10 - агрегат ЦА-320 №2; - емкость с запасом промывочной и продавочной жидкости (вода или солевой раствор).

Рисунок 5.4 – Схема последовательной обвязки агрегатов при изоляции негерметичности эксплуатационной колонны «Продуктом 119-204».

Расчет необходимого для осуществления технологического процесса количество «Продукта 119-204»:

где V – объем «Продукта 119-204», взятого для РИР, м3;

V ’ – объем «Продукта 119-204», приведенный к 1 м интервала перфорации, м3/м;

Н – толщина интервала перфорации, м.

На основании статистического анализа результатов опытнопромышленных испытаний рекомендуемого метода установлено, что между приведенной приемистостью скважины, приведенным объемом взятого для РИР «Продукта 119-204» и успешностью изоляционных работ существует корреляционная связь.

Согласно полученным результатам, для успешного исхода РИР минимальный приведенный объем «Продукта 119-204» (Vmin, м3/м) определяется по формуле:

где Q – приведенная приемистость скважины, м3/(сут·МПа).

Рассчитанные по формуле (5.2) значения минимальных приведенных объемов «Продукта 119-204» в зависимости от конкретных значений приведенной приемистости скважин, указаны в таблице 5.14.

Расчетные значения приведенных объемов «Продукта 119-204»

Расчитанное по формуле (5.2) значеУстановленная приведенная приение минимального приведенного объмистость скважины. М /(сут·МПа) При высокой приведенной приемистости скважины (более 25 м3/ (сут·МПа)) приведенный объем «Продукта 119-204» берется в 1,2-1, раза больше рассчитанного по формуле (5.2) минимального приведенного объема.

При открытой затрубной задвижке с помощью агрегатов ЦА-320 последовательно закачать в НКТ 1,0-1,5 м3 полигликоля или другого водорастворимого гигроскопического агента (нижний буфер); расчетное количество «Продукта 119м3 водорастворимого гигроскопического агента (верхний буфер) и довести закачанные реагенты до башмака НКТ с помощью продавочной жидкости (технической, сеноманской воды или солевого раствора) из расчета поднятия в межтрубное пространство колонны половины объема нижнего буфера.

Закрыть затрубную задвижку и при давлении, не превышающем максимально допустимое для опрессовки колонны, продавить оставшуюся в НКТ часть нижнего буфера и весь объем «Продукта 119-204» в зону изоляции. Общий объем продавочной жидкости равен объему НКТ минус объем верхнего буфера плюс 0,3-0,5 м3, но не менее объема, необходимого для полной продавки реагента из ствола в зону изоляции.

Процесс закачки «Продукта 119-204» и продавки его в пласт необходимо проводить непрерывно. В каждом конкретном случае, в зависимости от взятого объема «Продукта 119-204», объемов буфера и объема НКТ, работу агрегатов при закачке реагентов в скважину, доводки их до башмака НКТ и продавки в пласт необходимо чередовать таким образом, чтобы избежать остановки для добора в мерные чанки агрегатов ЦА- необходимого количества продавочной жидкости.

Оставить скважину закрытой под давлением конца продавки на 36 ч.

Для удаления из ствола скважины оставшихся реагентов осуществить обратную промывку допуском НКТ до забоя.

С целью дозакрепления тампонажного материала вблизи ствола скважины опрессовать колонну водой и закачать в прискважинную зону 0,3м3 воды (солевого раствора). Закачку воды производить плавно, без гидравлических ударов. Давление нагнетания не должно превышать максимально допустимого для опрессовки колонны.

Оставить скважину дополнительно на 24-48 часов. В течение данного времени на скважине могут производиться работы по ее подготовке к дальнейшей эксплуатации: спускоподъемные операции, при необходимости — кислотные обработки, установка насосного оборудования, замена жидкости в стволе и др. При проведении данных работ не допускаются гидравлические удары и резкие депрессии на пласт.

Технологическим критерием успешности проведенной изоляции может служить повышение давления нагнетания «Продукта 119-204» в зону изоляции в конце продавки в 1,2-1,5 раза в сравнении с начальным. Последнее характерно при проведении РИР на скважинах, вышедших из бурения и не эксплуатировавшихся по причине высокой обводненности. В скважинах, обводнившихся вследствие заколонной циркуляции воды в процессе эксплуатации и имеющих высокую приемистость, значительного понижения давления в процессе закачки продукта в зону изоляции может не наблюдаться. В данном случае, если роста давления не произошло или оно повысилось менее чем в 1,2 раза, необходимо провести второй цикл изоляционных работ.

В случае поломки агрегата ЦА-320 в процессе закачки «Продукта 119в скважину или продавки его в зону изоляции необходимо второй агрегат подсоединить к резервной нагнетательной линии (рисунки 5.2., 5.3.), сообщающейся с затрубным пространством, и вымыть реагент на поверхность обратной промывкой. Повторная закачка реагента в скважину может осуществляться после выполнения стандартных подготовительных работ.

Если в процессе закачки «Продукта 119-204» в зону изоляции приемистость скважины резко снизится до момента полной продавки его в пласт (рост давления нагнетания на устье до давления максимально допустимого для опрессовки колонны), то реагент необходимо вымыть на поверхность обратной промывкой. После промывки скважину опрессовать водой и оставить в покое закрытой под давлением опрессовки на 24-36 часов. Дальнейшие работы на скважине должны производиться согласно плана работ.

В случае отверждения тампонажного материала в зоне фильтра или на забое интервал перфорации и зумпф должны быть очищены путем допуска НКТ с промывкой до забоя.

При отверждении «Продукта 119-204» в НКТ, трубы после извлечения из скважины, должны быть очищены путем прокаливания до температуры 500-700 °С и последующей промывкой или очисткой скребком.

Тампонажный состав на основе алкилрезорциновой эпоксифенольной смолы. Для ликвидации перетоков в скважинах из пластов с проницаемостью 150-800 мД, в каналы которых не входит обычная водоцементная суспензия, рекомендуется применять маловязкий рабочий раствор на основе алкилрезорциновой эпоксифенольной смолы (АЭФС) с отвердителем ПЭПА (1-5 %).

Для ликвидации перетоков с большой проницаемостью и трещиноватостью (более 800 мД) следует использовать тампонажный портландцемент, затворенный на рабочем растворе АЭФС с содержанием отвердителя до 3 %-тов.

Для ликвидации перетоков за обсадной колонной целесообразно использовать смоляной рабочий раствор и цемент, затворенный на нем, с последовательным их закачиванием и оставлением в скважине моста из смолоцементного камня.

Водорастворимые тампонажные составы. Простота приготовления водорастворимых тампонажных составов (ВТС-1, BTC-2), высокая технологичность при применении в суровых геолого-климатических условиях ЗСНГП, уникальное сочетание физико-химических, изолирующих и селективных свойств позволяют использовать их при выполнении различных видов изоляционных работ в газовых, нефтяных и нагнетательных скважинах с целью интенсификации добычи нефти из скважин, а также из скважин, эксплуатация которых осложнена прорывами газа в зону перфорации.

Водорастворимый тампонажный состав ВТС-1 включает в себя этиловый эфир ортокремневой кислоты, гликоль и соляную кислоту. Для приготовления ВТС-1 могут быть использованы следующие этиловые эфиры ортокремневой кислоты: этилсиликат-40, этилсиликат-32, этилсиликатконденсат, тетраэток-сисилан. Предпочтительно использовать этилсиликат-40.

В качестве гликоля при приготовлении ВТС-1 могут быть использованы; этилен -, диэтилен - или триэтиленгликоль, полигликоль или Антиспекатель-1. Предпочтительно применять полигликоль и Антиспекатель-1, т.к. эти продукты, в отличие от индивидуальных гликолей, не замерзают в зимнее время, являются дешевыми и недефицитными реагентами.

Концентрация соляной кислоты, применяемой при приготовлении ВТС-1, должна быть 20-24 % масс. Наличие или отсутствие в соляной кислоте ингибитора коррозии не влияет на качество ВТС-1.

Водорастворимый тампонажный состав ВТС-2 включает в себя этиловый эфир ортокремневой кислоты, гликоль, олигоорганоэтокси(хлор) силоксан (торговое название — «Продукт 119-204»). В качестве этиловых эфиров ортокремневой кислоты и гликолей при приготовлении ВТС-2 используются реагенты, которые рекомендованы для приготовления ВТС-1.

Принципиальным отличием ВТС-1 и ВТС-2 от известных синтетических тампонажных материалов является их способность неограниченно растворяться в воде, что существенно упрощает технологию изоляционных работ, основанную на их применении. Составы типа ВТС-1 и ВТС-2 характеризуются простотой приготовления как в летнее, так и в зимнее время, так как все компоненты составов являются маловязкими незамерзающими жидкостями, легко дозируются и смешиваются с помощью стандартных технических средств без применения ручного труда.

Общими свойствами составов ВТС-1 и ВТС-2 являются низкая вязкость и высокая фильтруемость, преимущественно в водонасыщенные пористые среды, способность к отверждению в водонасыщенной горной породе с образованием монолитного газо-, водонепроницаемого тампонажного материала, имеющего высокую адгезию к горной породе. Степень минерализации пластовых вод не оказывает влияния на процесс отверждения составов. ВТС-1 и ВТС-2 и все компоненты, входящие в их состав, не замерзают при температурах до -50 °С. Тампонажный материал, получающийся при отверждении ВТС-1 и ВТС-2, не растворяется в пластовых флюидах (нефти, воде), но хорошо растворяется в глинокислоте (смеси соляной и плавиковой кислот). Последнее свойство позволяет использовать ВТС-1 и ВТС-2 не только для проведения изоляции водо- и газопритоков в нефтяных скважинах, но и для проектирования осуществления работ по регулированию профиля отдачи нефтяных и профиля приемистости нагнетательных скважин, т.е. в технологических схемах комплексного воздействия на прискважинную зону пласта с целью регулирования процесса разработки залежи.

Механизм селективного действия ВТС-1 и ВТС-2 на нефте- и водонасы-щенную горную породу обусловлен следующими факторами:

• фазовая проницаемость нефтенасыщенной горной породы с остаточной водонасыщнностью (до 60 %) для воды и составов типа ВТС очень мала (не превышает 10 % от абсолютной проницаемости). Фазовая проницаемость во донасыщенной горной породы для воды и водорастворимого тампонажного состава высока и приближается к абсолютной проницаемости. Высокое взаимное сродство воды и ВТС, их неограниченная взаимная растворимость и существенное различие в фазовой проницаемости ВТС при фильтрации в нефте- и водонасыщенную горную породу обеспечивает преимущественное поступление водоизолируюшего состава в водонасыщенную зону пласта;

• при фильтрации воды в нефтенасыщенную зону пласта в последней образуются стойкие водонефтяные эмульсии, обладающие высоким градиентом сдвига. Эго явление хорошо известно из промысловой практики. Оно затрудняет, например, освоение нефтяных скважин после глушения в процессе ремонта, обусловливает незначительную приемистость (иногда отсутствие приемистоети) в нефтяных скважинах, переводимых под нагнетание воды. В частности, специальными наблюдениями за процессом освоения скважин после их глушения обнаружен вынос пачки стойкой водонефтяной эмульсии. Временно блокирующий нефтенасыщенную зону экран, представленный структурированной водонефтяной эмульсией с высоким градиентом сдвига, препятствует поступлению водоизолирующего реагента в нефтенасыщенную зону пласта и перераспределяет поток ВТС, преимущественно, в промытую водонасыщенную зону;

• составы типа ВТС в водонасыщенной породе образуют монолитный полимер, обладающий высокой адгезией к горной породе, хорошими механическими и изолирующими свойствами. В нефтенасыщенной породе с остаточной водонасыщенностью условия отверждения ВТС резко изменяются, в частности, скорость отверждения резко замедляется, полимер получается непрочным, рыхлым с пористой структурой и при создании депрессии на пласт способен к выносу из породы;

• совокупность перечисленных факторов, действующих в процессе изоляционных работ в одном направлении, обеспечивает высокое селективное воздействие водорастворимых тампонажных составов на нефте- и водонасыщенную горную породу.

Методика выбора рецептуры водорастворимого тампонажного состава и контроль за его качеством. Перед началом приготовления водорастворимого тампонажного состава на химической базе для выбранного соотношения исходных компонентов в лабораторных условиях определяют время гелеобразования ВТС. Для контрольных лабораторных исследований по определению времени гелеобразования, ВТС готовят из тех исходных компонентов, пробы которых отобраны непосредственно из емкостей, в которых они хранятся. Такой анализ необходимо повторять при поступлении каждой новой партии, хотя бы одного из компонентов, а также при изменении условий применения ВТС, прежде всего при увеличении или уменьшении температуры в зоне изоляции.

Перед приготовлением ВТС-1, помимо определения времени гелеобразования, устанавливают концентрацию соляной кислоты. Для обеспечения надежности и эффективности технологии, исключения осложнений при проведении изоляционных работ на скважинах, категорически запрещается приготовление ВТС без определения времени гелеобразования.

Определение времени гелеобразования составов ВТС-1 в лабораторных условиях заключается в следующем. Из емкостей, в которых хранятся исходные компоненты, отбираются пробы этилсиликата, полигликоля (Антиспекателя-1) и соляной кислоты в количестве не менее 500 мл каждого. Методом кислотно-основного титрования устанавливается концентрация соляной кислоты, которая должна быть в пределах 20-24 % масс. С помощью мерного цилиндра готовится раствор соляной кислоты в полигликоле в объеме мл, приливая кислоту к полигликолю. После перемешивания компонентов стеклянной палочкой в течение 2-3 мин. кислотный раствор готов для приготовления ВТС-1. Эмпирически установлено, что оптимальное объемное соотношение «полигликолы; соляная кислота» находится в пределах 1,5:1 до 2:1. С увеличением объемной доли полигликоля в кислотном растворе время гелеобразования ВТС-1 увеличивается.

С помощью мерного цилиндра готовится ВТС-1 в объеме не менее 3000 мл. Для этого в химический стакан вместимостью 500 мл наливают измеренный объем этилсиликата, к нему, при перемешивании стеклянной палочкой, добавляют измеренный объем раствора соляной кислоты в полигликоле, приготовленного согласно описанной выше процедуре. Перемешивание смеси продолжается в течение 20 мин. За этот период смесь слабо разогревается (не выше 40-45 °С), становится гомогенной и водорастворимой. Приготовленный таким образом состав ВТС-1 используется для определения времени гелеобразования. Эмпирически установлено, что оптимальное объемное содержание этилсиликата в составе варьируется от 60-80 % об., а содержание кислотного раствора - в пределах от 20-40 % об. При увеличении содержания кислотного раствора в указанных пределах время гелеобразования ВТС-1 увеличивается.

После выполнения подготовительных операций в химический стакан вместимостью 100-150 мл с помощью мерного цилиндра приливается 75 мл испытуемого состава ВТС-1, к нему приливают 25 мл воды.

Смесь перемешивается стеклянной палочкой в течение 2-3 мин. до гомогенного состояния и помещается в термостатированную водяную баню, температура которой поддерживается равной температуре пласта в зоне изоляции с точностью ±1 °С. Отмечается время начала нагрева смеси ВТС-1 с водой. Периодически наклоняя стакан, отмечается также время, когда мениск жидкости перестает смещаться. Указанное время и является временем гелеобразования испытуемого состава. Параллельно проводится не менее трех определении, результаты которых должны отличаться не более, чем на две минуты. Время гелеобразования рассчитывается, как среднеариф-метическая величина трех параллельных измерении, и используется при практическом проектировании изоляционных работ на скважине.

Для единообразия представления исходных данных в отчетной документации природу компонентов в составе и их объемное содержание шифруют. После буквенного индекса ВТС (водорастворимый тампонажный состав) ставится цифра «1», которая указывает, что состав ВТС приготовлен из этилсиликата, полигликоля и соляной кислоты. После цифры «1» через черточку ставят цифру, например ВТС-1-25, указывающую объемное содержание в процентах кислотного раствора в составе. После этой цифры в скобках указывают объемное соотношение (в частях) полигликоля и соляной кислоты, взятых для приготовления кислотного раствора. Пример полного шифра: ВТС-1-25 (1,5:1) — это означает, что водорастворимый тампонажный состав приготовлен из этилсиликата и соляной кислоты. Состав содержит 70 % об. этилсиликата в 25 % объеме кислотного раствора, который приготовлен из 1,5 объемных частей полигликоля и 1 объемной части соляной кислоты 20-24 %-ой концентрации.

Методика определения времени гелеобразования составов ВТС- и ВТС-2. Из емкостей, в которых хранятся исходные компоненты, отбираются пробы этилсиликата, полигликоля (Антиспекателя-1) и «Продукта 119 - 204» в количестве не менее 500 мл каждого.

С помощью мерного цилиндра готовится смесь этилсиликата и «Продукта 119-204» в объеме 250 мл, сливая компоненты в любой последовательности и примешивая в течение 2-3 мин. Объемное соотношение «этилсиликат: «Продукт 119-204» варьируется от 1:1 до 2:1. С увеличением содержания этилсиликата в смеси время гелеобразования ВТС-2 увеличивается. Практически более удобно задаваться соотношением «этилсиликат: «Продукт 119-204» равным 1:1, а время гелеобразования регулировать увеличением (уменьшением) содержания полигликоля в смеси от 25 до 40 % объем. При этом следует учитывать, что с увеличением содержания полигликоля в составе время гелеобразования возрастает.

С помощью мерного цилиндра готовится ВТС-2 в объеме не менее 300 мл. Для этого в химический стакан вместимостью 500 мл приливают измеренный объем смеси этилсиликата и «Продукта 119-204», приготовленной как указано выше. К этой смеси при перемешивании стеклянной палочкой прибавляют измеренный объем полигликоля. Перемешивание продолжается в течение 20 мин. За этот период смесь становится гомогенной и водорастворимой. В отличие от составов ВТС-1, разогрева смеси при смешивании компонентов ВТС-2 не наблюдается. Приготовленный состав ВТС-2 используется для определения времени гелеобразования, аналогично для состава ВТС-1.

Практикой проведения работ установлено, что время гелеобразования состава при температуре, равной температуре пласта в зоне изоляции, должно составлять 25-30 мин., при этом безопасное технологическое время с начала закачки водоизолирующего реагента в пласт до начала обратной промывки скважины составляет 45-50 мин. Увеличение времени гелеобразования ВТС в пластовых условиях обусловлено повышением температуры в зоне изоляции при закачке жидкости в пласт.

При выборе рецептуры и проектировании изоляционной работы задаваться без необходимости временем гелеобразования ВТС (более 25- мин.) нецелесообразно, т.к. это может привести с снижению эффективности изоляционной работы из-за возможного перемешивания незагустевшего маловязкого изолирующего реагента в пласте после окончания закачки. Исключением может быть необходимость закачки в пласт больших объемов ВТС, особенно в скважинах с высокой приемистостью. В таблицах 5.15 и 5.16 приведены зависимости времени гелеобразования составов ВТС от соотношения исходных компонентов при различных температурах. Необходимо учитывать, что приведенные зависимости установлены для конкретных партий исходных реагентов и по этой причине являются ориентировочными при выборе рецептуры в общем случае.

В соответствии с требованиями по применению рецептура состава должна уточняться для имеющихся в наличии исходных компонентов с учетом геолого-физических условий использования технологии (температуры пласта, приемистости пласта по воде, толщины изолируемого интервала).

Технология приготовления водорастворимых тампонажных составов. Процесс приготовления ВТС по трудоемкости составляет приблизительно половину рабочего времени, затрачиваемого на проведение изоляционной работы. Этот процесс осуществляется с помощью стандартных технических устройств. При организации водоизоляционных работ с помощью составов ВТС особое внимание следует обратить на необходимость приготовления составов непосредственно на химической базе. Такая организация работ позволит стандартизировать качество ВТС, сэкономить трудозатраты, материалы и спецтехнику, освободит бригады КРС от несвойственной им работы, повысит производительность труда при проведении РИР.

этилсиликат этилсиликат смесь этилсиликата-40 и «Продукта 119-204» Темпе- гелеополиглиратура, бразообъемное соотношеколь, % содержанке смеси в составе, % объем Технические средства, применяемые для приготовления ВТС:

• цементировочный агрегат ЦА-320 — 1 шт.;

• автоцистерна - 1 шт.;

• кислотный агрегат «Азинмаш-30» или «Азинмаш-ЗОА» (только для приготовления составов типа ВТС-1) - 1шт.

Автоцистерна, предназначенная для приготовления ВТС и доставки его на скважину, должна быть дополнительно оборудована, как показано на рисунке 5.5, и не иметь внутренних перегородок. Это дополнительное простое оборудование обеспечивает гарантированную надежность технологии приготовления ВТС за счет улучшения условий смешения компонентов состава. Непосредственно у передней стенки автоцистерны в верхней ее части прорезают отверстие, в которое вставляют и «заваривают» двух дюймовую (60,3 мм) трубу (1). На верхний конец трубы навинчивают быстроразъемное соединение (БРС) (2), с помощью которого автоцистерну обвязывают с выкидным шлангом агрегата ЦА-320. Нижний конец трубы (3), загнутый назад, располагают на высоте от дна цистерны, равной 1/3 высоты автоцистерны.

Сливной патрубок с запорной задвижкой (4), расположенный непосредственно у дна (лучше на дне), на задней стенке автоцистерны, должен иметь диаметр 100 мм для удобства его соединения с четырех дюймовыми (102 мм) приемным шлангом ЦА-320.

1 - 2-дюймовая труба; 2 - БРС; 3 - нижний конец 2-дюймовой трубы; 4 - сливной патрубок с Рисунок 5.5 – Схема дополнительного оборудования автоцистерны, предназначенной для Кислотный агрегат «Азинмаш-30», выполняющий вспомогательные функции только при приготовлении состава ВТС-1, используется доя перекачки соляной кислоты из емкости, где она хранится, в мерную емкость агрегата ЦА-320. Сведения об исходных материалах, применяемых для приготовления ВТС-1 и ВТС-2, при ведены в таблице 5.17.

Сведения об исходных материалах, применяемых ЭтилсиликатТУ 6-02-895-78 Чебоксарское ПО «Химпром» 4, конденсат ТетраэтоксисиЧебоксарское ПО «Химпром» 4, Антиспека- ТУ 6-01-1-7- г. Салават, Башкортостан, Соляная кис- ТУ 6-01-714- Схема обвязки оборудования при приготовлении ВТС-1 и последовательность операций на стадии дозирования реагентов представлены на рисунке 5.6 а; на стадии смешения компонентов на рисунке 5.6 б.

В мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 затаривают расчетный объем этил-силиката (операция 1, рисунок 5.5 а) и закачивают его в автоцистерну (операция 2, рисунок 5.5 а).

1 - ЦА-320; 3 - кислотный агрегат «Азинмаш-30»; 2 - автоцистерна; 4 - емкости для хранения химреагентов; - обозначения последовательности операций при дозировании компонентов ВТС-1.

Рисунок 5.6 – Схема обвязки оборудования при приготовлении ВТС- В одну половину мерной емкости ЦА-320 затаривают расчетный объем полигликоля (операция 3, рисунок 5.6 а). Кислотный агрегат «Азинмаш-30» затаривает «на себя» соляную кислоту (операция 4, рисунок 5. а) и перекачивает кислоту в половину мерной емкости агрегата ЦА-320, где находится измеренный объем полигликоля. Мерная емкость агрегата ЦА-320 используется при этом для измерения расчетного объема соляной кислоты.

Измеренные объемы полигликоля и соляной кислоты, находящиеся в мерной емкости агрегата ЦА-320, перемешивают в течение 7-10 мин. путем циркуляции насосом «на себя». Запрещается производить дальнейшие операции по смешению компонентов состава без предварительного смешения полигликоля и соляной кислоты.

После приготовления кислотного раствора агрегат ЦА-320 и автоцистерну обвязывают по схеме, представленной на рисунке 5.6 б. Приемный шланг агрегата ЦА-320 соединяют со сливным патрубком автоцистерны, а выкидной шланг с агрегата ЦА-320 с помощью быстроразъемного соединения с 2-дюймовой (диаметром 60,3 мм) трубой, размещенной у передней стенки автоцистерны (рисунок 5.5).

Создают круговую циркуляцию этилсиликата по циклу автоцистерна - агрегат ЦА-320 при работе насоса с максимальной производительностью. После начала циркуляции, приоткрывая задвижку, перекрывающую соединение мерной емкости агрегата ЦА-320 с насосом, начинают непрерывную подачу из мерной емкости раствора соляной кислоты в полигликоле в поток циркулирующего по кругу этилсиликата. Скорость подачи кислотного раствора из мерной емкости в поток этилсиликата задают не выше 100 л/мин. Во избежание получения некачественного состава категорически запрещается осуществлять подачу кислотного раствора в поток этилсиликата со скоростью, превышающей 100 л/мин.

После завершения подачи кислотного состава в поток этилсиликата, перекрывают задвижку, отсекающую мерную емкость ЦА-320 от насоса, и продолжают перемешивание состава еще в течение 20 мин. Водорастворимый тампонажный состав после этого готов к употреблению.

Незначительный разогрев смеси (до 40-45 °С) при смешении кислотного раствора с этилсиликатом и последующем перемешивании состава является нормальным явлением. Более сильный разогрев смеси (выше °С) может быть только при нарушении технологии приготовления состава, что может привести к получению некачественного ВТС-1 и к преждевременному гелеобразованию.

Наиболее часто встречающиеся ошибки при приготовлении ВТС-1:

• для приготовления ВТС-1 используется необорудованная автоцистерна, либо автоцистерна имеет внутренние перегородки;

• пропускается промежуточная операция по смешению соляной кислоты и полигликоля;

• кислотный раствор добавляется к этилсиликату со скоростью Схема обвязки оборудования при приготовлении ВТС-2 и последовательность операций на стадии дозирования реагентов изображены на рисунке 5.7 На стадии смешения компонентов схема обвязки такая же, как на рисунке 5.6 б.

В мерную емкость агрегата ЦА-320 из емкости хранения закачивают расчетный объем этилсиликата (операция 1, рисунок 5.7). В ту же емкость под слой этилсиликата закачивают расчетный объем «Продукта 119-204»

(операция 2, рисунок 5.7).

В освободившуюся после операции 3-мерную емкость НА - 320 из емкости для хранения закачивают расчетный объем полигликоля (операция 4, рисунок 5.7).

Обвязку агрегата ЦА-320 и автоцистерны осуществляют в соответствии с рисунком 5.7 б.

Из мерной емкости агрегата ЦА-320 в автоцистерну перекачивают измеренный объем полигликоля, и сразу начинают перемешивание компонентов, путем создания круговой циркуляции по циклу автоцистерна - агрегат ЦА-320 при работе насоса с максимальной производительностью. Перемешивание состава продолжается течение 20 мин., после чего ВТС готов к употреблению.

Водорастворимые тампонажные составы ВТС-1 и ВТС-2 должны быть израсходованы на изоляционные работы не позже, чем через 10 часов с момента приготовления. Более длительный срок хранения может привести к изменению свойств, а через 18 часов после приготовления может произойти гелеобразование. Указанные сроки приведены для температуры окружающей среды +25 °С. При минусовых температурах сроки хранения ВТС более длительны.

Водорастворимые тампонажные составы ВТС-1 и ВТС-2 в процессе закачки в скважину разбавляют водой или водным раствором солей. Такое разбавление улучшает условия отверждения состава и существенно уменьшает стоимость водоизолирующего реагента. Процесс отверждения ВТС происходит в широком диапазоне концентрации воды в составе (до 70 % воды) с образованием монолитного полимера. Оптимальным содержанием воды в составе является 25 % объема. При такой концентрации воды образующийся полимер обладает наилучшими механическими свойствами.

1 - цементировочный агрегат ЦА-320; 2 - автоцистерна; 3 - цистерны с реагентами;

- обозначения последовательности операций при дозировании компонентов ВТС-2.

Рисунок 5.7 – Схема обвязки оборудования при приготовлении ВТС- Свойства ВТС образовывать тампонирующий материал при больших разбавлениях водой или солевыми раствором, давать изолирующий материал с наилучшими свойствами при концентрации воды в составе, равном 25 % об., следует использовать в технологическом процессе изоляционных работ. Первые порции ВТС можно разбавлять большими объемами воды, а в последние порции реагента воду следует подавать в оптимальном объемном соотношении с ВТС, равном 1:3. Этим достигается существенное увеличение радиуса изоляции и хорошее закрепление изолирующего материала в пласте за счет повышенной прочности последних порций состава.

Технические средства, необходимые для осуществления технологического процесса:

• цементировочный агрегат ЦА-320 - 2 шт.;

• автоцистерна для доставки ВТС на скважину вместимостью до • технологическая емкость вместимостью 25 м3 для технической воды или солевого раствора - 1 шт.

При отсутствии на скважине технологической емкости воду или солевой раствор доставляют на скважину автоцистернами, суммарная вместимость которых должна быть не менее 25 м.

Запрещается проводить изоляционные работы в скважинах с негерметичными эксплуатационными колоннами. В таких скважинах предварительно необходимо осуществить герметизацию колонны.

Изоляционные работы разрешается проводить в скважинах, у которых приемистость пласта для воды (солевого раствора) не ниже 200 м3/ сут. при давлении закачки не выше 13 МПа. В случае более низкой приемистости пласта, проводят работы по ее увеличению любым из известных способов обработки ПЗП. Обычно достаточно провести солянокислотную обработку пласта.

По известным величинам пластовой температуры в зоне изоляции и приемистости пласта выбирается рецептура водорастворимого тампонажного состава ВТС-1 или BTC-2. ВТС готовят в объеме 4-10 м3 на химической базе и доставляют на скважину. Одновременно доставляют запас технической воды (солевого раствора) в объеме не менее 25 м3.

Обвязывают скважину и оборудование по схеме, изображенной на рисунке 5.8. Опрессовывают нагнетательные линии на давление, в 1, раза превышающее ожидаемое рабочее давление. Проверяют наличие циркуляции в скважине.

1 – устье скважины; 2, 3 – затрубные задвижки; 4– трубная задвижка; 5 – ЦА-320 (I); 6 – ЦА-320 (II); 7– автоцистерна для доставки ВТС на скважину;

8 – технологическая емкость (автоцистерна) с водой (солевым раствором) Рисунок 5.8 – Принципиальная схема обвязки скважины и оборудования при проведении Для обеспечения надежности технологии изоляционные работы выполняются двумя агрегатами ЦА-320. Запрещается проводить работы одним агрегатом ЦА-320.

Агрегаты ЦА-320 I и II (5, 6 на рисунке 5.8) в процессе изоляционных работ выполняют различные функции. ЦА-320 (I), обвязанный с НКТ и автоцистерной (7), осуществляет закачку ВТС из автоцистерны непосредственно в НКТ, разбавление его водой в процессе закачки в скважину и продавку тампонажной смеси в пласт.

Агрегат ЦА-320 (II), в исходном состоянии обвязанный с затрубным пространством и технологической емкостью с водой (8), выполняет вспомогательные функции. Во-первых, в процессе закачки ВТС в скважину и пласт ЦА-320 (II) с помощью гибкого шланга добавляет в мерные емкости агрегата ЦА-320 (I) продавочную жидкость. Во-вторых, после завершения продавки ВТС в пласт агрегатом (I) с помощью ЦА-320 (II) проводят обратную промывку скважины. В-третьих, ЦА-320 (II) является резервным агрегатом на случай выхода из строя ЦА-320 (I). Мерные емкости обоих агрегатов заполняются водой (солевым раствором).

После завершения подготовительных операций руководитель работ лично проверяет правильность обвязки оборудования, особенно наличие шланга, подающего продавочную жидкость с агрегата ЦА-320 (II) в мерные чанки ЦА-320 (I), убеждается, что мерные емкости обоих агрегатов полностью заполнены водой, а в автоцистерне с ВТС имеется измерительная планка.

Закачку ВТС из автоцистерны (7) в НКТ производят агрегатом ЦАI) (рисунок 5.8) по двум вариантам А и В. Вариант А используется, если приемистость пласта находится в пределах от 200 до 300 м3/сут. при давлении закачки до 13 МПа. Закачку осуществляют при открытой трубной (4) и затрубной (2) задвижках, т.е. в положении скважины «на циркуляции». После доведения водоизолирующего реагента до башмака НКТ, закрывают затрубную задвижку (2), и начинают продавку в пласт.

Вариант В применяют, если приемистость пласта выше 300 м3/сут.

Закачку производят при открытой трубной (4) и закрытых затрубных (2, 3) задвижках, т.е. скважина в положении «при продавке».

Во время закачки ВТС в НКТ, независимо от выбранного варианта закачки, его разбавляют водой или солевым раствором. Приоткрывая и регулируя задвижку, перекрывающую сообщение мерной емкости ЦА-320 (I) с насосом, добавляют воду из мерной емкости ЦА-320 (I) в поток ВТС, перекачиваемого из автоцистерны (7) в скважину. С помощью упомянутой задвижки на ЦА-320 (I) соотношение «ВТС: вода» задают вначале равным 1:1, после закачки в скважину половины объема ВТС, это соотношение доводят до 3:1.

Контроль за coотношением «ВТС: вода», в процессе закачки, осуществляют по мерной планке в автоцистерне (7) и мерной емкости ЦА-320 (I).

Для обеспечения непрерывности процесса закачки ВТС в скважину, разбавления его водой и продавки в пласт, воду (солевой раствор) из мерной емкости агрегата ЦА-320 (I) отбирают поочередно только из одного чанка. После завершения откачки воды из одного чанка, переходят на отбор продавочной жидкости из второго чанка ЦА-320 (I). В это время, агрегат ЦА-320 (II) подает воду (солевой раствор) в первый чанок ЦА-320 (I) и т.д.

Продавку ВТС в пласт осуществляют водой или солевым раствором.

Если закачку ВТС в НКТ производили по варианту А, то перед началом продавки делают кратковременную остановку ЦА-320 (I), чтобы перекрыть затрубную задвижку (2). При закачке ВТС в НКТ по варианту В производить остановку ЦА-320 (I) не требуется. После откачки ВТС из автоцистерны на агрегате ЦА-320 (I) быстро переключают задвижки таким образом, чтобы перекрыть сообщение насоса с мерной емкостью.

После доведения ВТС до пласта отмечают время начала продавки.

Время полной продавки ВТС, разбавленного водой, в пласт не должно превышать 40 мин., если рецептура состава выбрана в соответствии с изложенными выше рекомендациями. При необходимости время гелеобразования ВТС задают более продолжительным, соответственно увеличивается время продавки.

Объем продавочной жидкости равен объему НКТ, а при высокой приемистости пласта - объему НКТ минус 0,2-0,3 м3.

После окончания продавки ВТС в зону изоляции, закрывают затрубную задвижку (4) (рисунок 5.8), отсоединяют ЦА-320 (I) от НКТ, и соединяют выкидную линию на амбар с НКТ. Открывают в начале трубную (4), а затем затрубную (3) задвижку, и агрегатом ЦА-320 (II) начинают обратную промывку скважины водой (солевым раствором) в объеме, равном 1,5 объема НКТ. Время от окончания продавки ВТС в пласт до начала обратной промывки скважины не должно превышать 10 мин.

Если по непредвиденным причинам обратную промывку не удается начать через 10 минут после окончания продавки, то НКТ срочно поднимают на безопасную глубину, а скважину промывают прямой промывкой с допуском НКТ.

После промывки скважину закрывают на 5-10 часов для завершения процесса отверждения ВТС, после чего проводят работы по освоению скважины.[7].

Изоляцию заколонной циркуляции воды в нефтяных скважинах вверх (вниз) проводят по стандартной технологической схеме.

Для ликвидации заколонной циркуляции воды в нефтяных скважинах на 1 скважино-операцию достаточно приготовить 3-5 м ВТС. С учетом разбавления ВТС водой при закачке в скважину объем закачиваемого в зону изоляции тампонажного материала составляет 4-7 м. Объем ВТС увеличивается пропорционально росту приемистости скважины для воды.

Продавку водоизолируюшего реагента в пласт осуществляется в начале при минимально возможных давлениях, а при закачке последних 1- м3 продавочной жидкости давление продавки увеличивается за счет увеличения расхода жидкости.

Перед освоением скважины после РИР рекомендуется осуществить обработку ПЗП составами на основе глинокислоты.

Изоляцию заколонных перетоков воды в нагнетательных скважинах вверх (вниз) проводят по общей схеме.

Если после завершения изоляционной работы, приемистость скважины станет ниже минимально допустимой, то проводят глинокислотную обработку ПЗП кислотным составом, содержание плавиковой кислоты в котором составляет 3 - 5 % мас. Повторную перфорацию пласта рекомендуется проводить только в том случае, если отсутствует глинокислота, либо глинокислотная обработка не дала результата.

Работы по изоляции заколонных перетоков флюидов целесообразно совместить с обработкой ПЗП составами на основе глинокислоты. Эта рекомендация основана на свойстве водорастворимых тампонажных составов. За счет комплексного воздействия на ПЗП (на заключительной стадии РИР) достигается регулирование профиля отдачи нефтяных и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Гидрофобный полимерный тампонажный состав. Гидрофобный полимерный тампонажный состав (ГПТС) предназначен для ликвидации перетоков в затрубном пространстве с отсечением нижележащего водоносного пласта. ГПТС характеризуется следующими показателями:

• имеет плотность менее 1000 кг/м3;

• не разбавляется пластовыми водами, т.к. является гидрофобным;

• обладает хорошей текучестью, необходимой для закачивания в скважину и продавливания в изолируемый пласт;

• сроки схватывания или динамика повышения структурномеханических показателей (отверждение) зависят от выбора отвердителя и температуры, существующей в скважине.

Разработаны и выпycкaются отечественной промышлeннocтью следущие марки ГПТС : ГПТС 0/40; ГПТС 40/60; ГПТС 60/85; ГПТС 110/140.

Цифрами обозначаются пределы температуры, при которых должен использоваться данный тип ГПТС. По физико-химическим показателям ГПТС должен соответствовать нормам качества, указанным в таблице 5.18. ГПТС представляет собой систему, состоящую из полимера в углеводородной жидкости и отвердителя.

В горячих скважинах (> +60 °С) в качестве отвердителя используется вода (3% к объему ГПТС). В холодных скважинах с температурой менее +40—+60 °С к используемой в качестве отвердителя воде дополнительно добавляется отвердитель типа триэтаноламина или УП-606/2-1 в количестве 1 л на 1 м3 ГПТС. УП-606/2-1 поставляется совместно с ГПТС.

через 24-36 ч хранения гель, нефтестойкий при температуре (+20 - +5) С При ликвидации водопритоков высокой интенсивности в ГПТС рекомендуется вводить цемент в количестве 15-20% к весу полимерного состава (на 200 л ГПТС, 40-50 кг цемента). Добавка цемента повышает закупоривающую способность состава и сокращает срок отверждения до ч в горячих скважинах, в холодных - до 8 ч.

В качестве другой добавки, повышающей закупоривающую способность ГПТС, можно использовать резиновую или каучуковую крошку (КК). В углеводородной жидкости КК способна набухать и диспергироваться до мельчайших частиц, отбирая растворитель, тем самым, повышая концентрацию полимера в тампонажном составе. КК вводится перед началом изоляционных работ.

В таблице 5.19 представлен характер изменения вязкости ГПТС(после ввода отвердителя — 3% воды) при постепенном повышении температуры. В таблице 5.20 приведены данные изменения вязкости ГПТС в зависимости от температуры.

Для исследования был взят ГПТС марки 60/85, отверждаемый водой в количестве 3%. Замеры проводились на ротационном вискозиметре «Реотест». Эффективная динамическая вязкость приведена при градиенте скорости сдвига 145 в минус первой степени в секундах.

Наращивание температуры в таблице 5.20 схематично отражает процесс ее изменения при закачке тампонажного состава в «горячую» скважину.

при постепенном повышении температуры Состав (соотношение Диапазон основных компонентов, %) отвердителя типа УП 606/2) Изменение вязкости ГПТС в зависимости от температуры Данные, приведенные в таблице 5.20, показывают, что операции по изоляции нарушений в скважине с применением ГПТС технологически безопасны.

Материалы и спецтехника для осуществления процесса включают:

• машина с ГПТС (с автокраном) - 1 шт.

При необходимости восстановления цементной крепи в интервале перфорации должен планироваться СМИ-20.

Усредненный типовой набор материалов для проведения одной операции с ГПТС:

а) нефть:

• нефть в объеме 0,2 м - первый буфер перед закачкой ГПТС;

• нефть в объеме 0,2 м3 - второй буфер после закачки ГПТС. Всего нефти - 0,4 м3;

• средний расход на скважину с высокой приемистостью - не менее 1,5 м3, с пониженной - 0,6-1,0 м3;

• ГПТС доставляется на скважину на машине с краном, который затем используется для снятия бочек с ГПТС с платформы и поддержания бочки навесу во время слива из нее состава (жидкости) в малую емкость ЦА-320. До начала операции все бочки с ГПТС должны быть заранее открыты;

в) отвердители для ГПТС:

1) для «холодных» скважин при температурах до + 40 - + 60 °С рекомендуется следующий комплекс отвердителей:

2) для «горячих» скважин при температуре более + 60 °С в качестве отвердителя применяется вода в количестве 3 %;

д) наполнители:

• при высокой приемистости рекомендуется дополнительно вводить около 20 кг цемента на 200 л ГПТС;

• в ГПТС могут использоваться практически все известные наполнители. Не рекомендуется использовать глинопорошок, т.к. он понижает прочность отвердевшего состава.

Состав для изоляции воды в высокообводненных нефтяных пластах.

При высокой обводненности пласта любой зыкачиваемый химический реагент будет вступать в реакцию (полимеризации, поликонденсации и др.) не со всем объемом связанной воды, находящейся в породе-коллекторе, а только с ее частью, и на твердой поверхности породы будут располагаться сначала гельмгольцовский двойной электрический слой, диффузные слои ГуиЧемпена, а затем уже полимерная пленка.

То есть образовавшийся полимер будет соприкасаться не с твердой поровой поверхностью породы-коллектора, а со слоем связанной воды.

При эксплуатации скважины полимерная пленка за счет знакопеременных колебаний приходит в движение, и затем полностью разрушается и исчезает.

Поэтому в данном составе (патент РФ 2280156) для разрушения, отмывания и поглощения слоев связанной воды с твердой поверхности породы-коллектора используется ацетон в смеси с сепаролом, а в качестве крепящей композиции – кремнийорганические соединения. Причем объем закачиваемой кремнийорганической жидкости (этс-40, модификаторы 113 – 63; 113 – 65 и др.) не должен превышать объема закачиваемого влагопоглотителя.

Состав включает в себя, (на 1 м3):

• ЭТС-40 (модификатор 113.63; 113.65) 0,500 м3.

Изоляция притока подошвенной воды и крепления ПЗП газовых скважин месторождений с АНПД. Состав изоляционной композиции включает в себя поливиниловый спирт (ПВС) и гидрофобизирующую жидкость (патент РФ № 2245438).

Технология проведения РИР заключается в следующем.

В скважину спускаются НКТ на 2,0 м ниже нижних отверстий интервала перфорации и при открытой затрубной задвижке в скважину закачивается конденсат. При достижении конденсатом башмака НКТ затрубная задвижка закрывается и в скважину последовательно закачивается 10%-ный водный раствор ПВС, затем буферная жидкость (конденсат) и ГКЖ. Осуществляется продавка композиции в пласт, промывка скважины с противодавлением и оставление скважины на полимеризацию изолирующей композиции.

Ограничение водопритоков составами АКОР применимо при различных видах обводнения скважин (подошвенная вода, межпластовые перетоки, нарушение герметичности эксплутационной колонны и др.) Комплекс работ по селективной изоляции водопритока выполняется в следующей последовательности:

• скважина обвязывается с необходимым технологическим оборудованием, нагнетательные линии опрессовываются на полуторократное ожидаемое давление;

• готовится водоизолирующий состав в объеме, необходимом для изоляции водопритока в зависимости от толщины пласта и радиуса обработки;

• рассчитывается время реакции с учетом объемного соотношения АКОР – БН – вода и типа применяемого реагента;

• приготовленный состав закачивается через НКТ в скважину и продавливается в пласт расчетным количеством продавочной жидкости;

• при невозможности осуществить продавку состава в пласт, осуществляют обратную промывку с противодавлением на пласт, равным конечному давлению продавки;

• в процессе выполнения работы осуществляется контроль за расходом изоляционного состава, продавочной жидкости, давлением закачки и продавки;

• скважина закрывается и оставляется на время реагирования состава в течение 24 ч.

При осуществлении технологического процесса используется стандартное оборудование устья скважины, механизмы и агрегаты, применяемые при капитальном ремонте скважин и обработке ПЗП.

Селективные водоизолирующие составы на основе реагентов группы АКОР – БН могут быть рекомендованы для проведения РИР в любых геологических условиях, обеспечивающих создание надежных блок-экранов для эффективной изоляции притоков воды, как при их ликвидации, так и при предупреждающих (превентивных) обработках пластов. Данные материалы находят успешное применение на месторождениях Западной Сибири, Казахстана, Белоруссии, Кубани и др.

Селективная изоляция притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах заключается в закачке в водонасыщеный пласт селективный водоизолирующей композиции, оттеснением ее вглубь пласта закачкой гидрофобизирующей жидкости или газа (азот) на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана (патент РФ № 2247224).

В результате закачки и продавки в пласт состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним, гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу.

В скважину закачивается расчетный объем состава для селективной изоляции, затем закачивается гидрофобизирующая жидкость или газ для того, чтобы оттеснить от забоя селективный состав на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, и, одновременно очистить ПЗП. При этом селективный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой станет непроницаемой и не сможет быть прервана закачиваемой вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть будет вынесена в скважину при ее пуске в работу (рисунок 5.9).

Способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальной нефтяной и газовой скважине. При этом способе (патент РФ № 2235873) изоляция пластовых вод может осуществляться в скважинах с обсаженным или открытым забоем, а также с хвостовиком – фильтром на забое с помощью колтюбинговой установки, используя безмуфтовую длинномерную трубу (БДТ).

1- состав для селективной изоляции; 2- гидрофобизирующая жидкость; 3- нижняя часть оболочки селективного состава; 4- образующая конуса пластовой воды:

Рисунок 5.9 – Схема образования водоизоляционного экрана на границе раздела пластовой Технология изоляционных работ заключается в следующем.

В скважину до забоя спускают БДТ, по ней закачивают блокирующую жидкость в объеме горизонтального участка ствола скважины, причем блокирующая жидкость продавливается жидкостью глушения. Затем поднимают БДТ выше уровня блокирующей жидкости и скважину заполняют жидкостью глушения, после чего в БДТ подается водоизолирующая композиция и доводится до башмака БДТ.

После этого БДТ спускают до глубины нижней части изолируемого интервала, продавливают водоизолирующую композицию в интервал изоляции методом уходящей заливки, при котором скорость заполнения изолируемого интервала горизонтального ствола должна соответствовать скорости подъема БДТ.

При достижении башмаком БДТ верхней части изолируемого интервала затрубное пространство закрывают и водоизолирующую композицию задавливают в пласт продавочной жидкостью. Поднимают БДТ выше блокирующей жидкости и скважину оставляют на полиляризацию компонентов водоизолирующей композиции под давлением закачки.

Ликвидация перетока между нефтяным и водопроявляющим пластами. Чаще всего эта операция производится по «неправильной» технологической схеме, т.е. через обводнившийся нефтяной пласт, что всегда связано с риском уменьшить продуктивность пласта. Но такие операции проводятся часто, поэтому имеется необходимость рассмотреть применение ГПТС в этих случаях.

При выполнении работ по «неправильной» схеме предлагаются следующие рекомендации по применению ГПТС:

• закачка буфера из нефти 200-300 л;

• закачка 1/3 объема ГПТС без отвердителя с добавкой 1-3% резиновой или каучуковой крошки;

• закачка 1/3 объема ГПТС без отвердителя;

• закачка 1/3 объема ГПТС с отвердителем;

• закачка буфера из нефти - до 500 л с добавкой 3-5% - тов. резиновой или каучуковой крошки;

• закачка цементного раствора вслед за ГПТС для восстановления цементной крепи в интервале перфорации. Рекомендуется во всех случаях, особенно если этот интервал перфорировался 5.3 Ликвидация прорыва нагнетаемой воды Полимер-дисперсная система со стабилизирующими добавками.

Полимер-дисперсная система (ПДС) приготавливается на основе полимеров как отечественного, так и зарубежного производства, таких как ПАА, DKS, RD и др.

Полиакриламиды (ПАА) — синтетический высокомолекулярный материал, получаемый полимеризацией акриламида. Полиакриламиды, в зависимости от технологии их получения, различаются по своим физикохимическим и эксплуатационным свойствам (молекулярной массе, степени гидролиза, растворимости в воде, вязкости растворов, стойкости к различным видам деструкции, фильтрационным характеристикам растворов в пористой средеи др.).

В технологии применения ПДС могут использоваться полиакриламиды любых марок, употребляемые в технологических процессах добычи нефти. Наиболее широко применяются полиакриламиды марок PD и PDS (фирмы «Nitto»), CS («Sanyo Chemical»), Accotrol («Mitsui Zianamid»), DKS-OPP («Dai Iti Koge Seyaku»). Из отечественных могут применяться полиакриламид сухой дробленый (ТУ 6-16-2531-81), полиакриламидгель (ТУ 6-01-1049-01). Характеристики отдельных представителей указанных марок полимеров приведены в таблице 5.21.

Характеристика полиакриламидов, рекомендуемых к использованию в технологии применения ПДС со стабилизирующими реагентами Показатели PDA- PD- CS- Accotral отечественный амид-гель Внешний вид масса, х ния, мин.

В технологии могут быть использованы новые марки полиакриламидов, удовлетворяющих следующим основным техническим требованиям:

• товарная форма – порошок;

• дисперсность – суммарное количество частиц размером менее • характеристическая вязкость (в растворе хлористого натрия концентрацией 10 г/дл при 25 °С) - 15 20 дл/г;

• содержание карбоксильных групп (степень гидролиза) 5 30 % моль;

• время растворения в пресной воде не более 60 мин., в минеральной воде – не более 240 мин.

Необходимым условием применения новых марок полимеров является включение их в «Перечень химических продуктов, разрешенных к применению в технологических процессах нефтеотдачи», согласованный Миннефтепромхимом.

Применяемый полиакриламид должен пройти входной контроль качества. Применение полиакриламида с истекшим гарантийным сроком хранения допустимо при проведении его испытания на соответствие требованиям ТУ или техническим требованиям, действующими во внедряющей организации. Использование других полимеров-флокулянтов допустимо при наличии решения на их применение.

Глина является материалом для получения глинистой суспензии. В технологии используется глинопорошок, применяемый при приготовлении буровых растворов (ОСТ 39-202-86) марок КЕ и КЕМ. При отсутствии глинопорошка может быть использована карьерная глина, хорошо распускаемая в воде. Для приготовления раствора полимера и суспензии глины используется вода техническая (ГОСТ 24902-81) или сточная вода из системы ППД (ГОСТ 39-225-88).

В качестве стабилизирующего реагента (сшивателя) применяются катионы поливалентных металлов. Для приготовления «сшитой» ПДС используют ацетат хрома (ГОСТ 5831-77), хромкалиевые квасцы (ГОСТ58и др.

Избирательность закупоривания ПДС и «сшитой» ПДС прослоев повышенной проницаемости обусловлена следующими факторами:

• свободным и глубоким проникновением компонентов ПДС в прослои повышенной проницаемости, благодаря более крупным размерам в них поровых каналов;

• образующиеся в поровых каналах флокулы полимердисперсной системы превышают размеры исходных частиц в десятки раз, остаточный фактор сопротивления при этом возрастает по мере увеличения проницаемости пористой среды;

• «сшивание» ПДС ионами поливалентных металлов приводит к дополнительному увеличению остаточного фактора сопротивления, модуля упругости и адгезии к породе.

Технология воздействия ПДС со стабилизирующими добавками может осуществляться закачиванием реагентов, как через добывающие скважины, так и через нагнетательные, путем цикличного ввода компонентов в пласт в следующей последовательности: раствор ПАА - буферный объем воды 5 м - глинистая суспензия - буферный объем воды 5 м3. Объемное соотношение раствора ПАА и глинистой суспензии составляет 1:1.

Объем ПДС, закачиваемый в пласт, рассчитывается по формуле:

где V - объем ПДС, м3;

Z- параметр, определяемый по таблице 5.22;

Q - приемистость скважины при устьевом давлении 10 МПа, м3/сут.

Зависимость рабочей концентрации ПАА и глины в суспензии от Удельная приемистость, для для добываю- полиакрил- глины Рабочая концентрация ПАА и глины в суспензии зависят от удельной приемистости скважин и определяются из таблицы 5.22. Удельная приемистость рассчитывается как отношение приемистости (Q, 10 МПа·м / сут.) к работающей толщине пласта (h, м):

Потребность ПАА (PПАА,кг) и глинопорошка (РГЛ,кг) – для приготовления растворов на одну скважину определяется по формулам:

где и - концентрация ПАА и глины в рабочем растворе соответственно, кг/м3;

Технологическая схема предусматривает закачку готовых растворов ПАА и глинистой суспензии или дозирование в скважину, находящуюся под нагнетанием, концентрированного раствора ПАА (концентрации 0,002-0,008 г/см3) и концентрированной глинистой суспензии (содержание глины 0,1-0,25 г/см3). Разбавление до рабочей концентрации происходит на устье или в стволе скважины при смешении с водой, одновременно закачиваемой с указанными реагентами.

После завершения закачки расчетного объема ПДС производится нагнетание «сшитой» полимердисперсной системы со стабилизирующими добавками — СПДС. СПДС состоит из ПАА, глинопорошка и сшивающего агента. Концентрация ПАА составляет 0,05-0,08 %, содержание глинопорошка — 2 - 4 %, сшивающего агента 0,3-0,4 вес. части к одной вес. части ПАА.

Объем СПДС составляет 30-40 м3 на 1 м работающей толщины пласта.

В зависимости от типа сшивающего агента воздействие на пласт СПДС предусматривает два варианта:

• последовательная закачка равными объемами чередующихся порций компонентов — ПАА, глинистая суспензия, сшивающий агент (хром-калиевые квасцы и др. сшиватели), или последовательная закачка ПАА, смеси глинистой суспензии и раствора сшивающего агента;

• образование СПДС, путем смешивания растворов компонентов, и последующая закачка смеси в скважину (ацетат хрома и другие реагенты, медленно сшивающие полимеры).

Процесс закачки СПС продолжается до повышения давления нагнетания не выше 20 - 25 % давления нагнетания ПДС.

При необходимости прерывания процесса закачки компоненты ПДС, находящиеся в стволе скважины, продавливаются в пласт водой объемом 15-20 м3, и скважина останавливается.

При закачке компонентов ПДС в пласт давление нагнетания не должно превышать допустимого на эксплуатационную колонну. В случае резкого повышения давления на 20 - 30 % от установившегося, процесс закачки приостанавливается, скважина осваивается и включается в работу в прежнем режиме эксплуатации.

После закачки ПДС и СПДС в пласт задавливается 20-30 м3 воды, скважина оставляется под давлением на 24 часа, затем осваивается по обычной технологии.

Волокнисто-дисперсная система и полимер-дисперсная наполненная система. Осуществление технологии изоляции основано на последовательно-чередующейся закачке в пласт водных суспензий волокнисто-дисперсной системы (ВДС) (3-4 цикла), состоящих из дисперсных частиц древесной муки (ДМ) и глинопорошка (ГП), а затем обработке скважины полимер-дисперсной наполненной системой (ПДНС), представляющей собой вязко-упругий состав (ВУС) на основе полиакриламида (ПАА), наполненный древесной мукой. Закачку ВДС осуществляют с целью создания протяженного водоизолирующего экрана, способного заметно сдерживать высокий напор закачиваемой воды в ПЗП, а ПДНС выполняет роль закрепляющего тампонирующего агента. При введении в состав ВУС древесной муки, между полимером и последней возникают физико-химические силы, приводящие к улучшению таких показателей, как напряжение и скорость сдвига, модуль упругости, снижающих величину деформации образующейся тампонирующей массы.

В среднем, по сравнению с показателями для самого ВУС, структурномеханические свойства ПДНС улучшаются от 2 до 8 раз. Глубокопроникающий протяженный водоизолирующий экран, созданный ВДС, и высокие структурно-механические свойства образующейся ПДНС препятствуют выносу реагентов из пласта при освоении и эксплуатации скважины после РИР.

При ремонтных работах применяются следующие материалы:

• полиакриламид импортный (марок PDA, PDS, DKS-ORPF-T, CS, Sypan, DK-drill, Accotrol и др.);

• ацетат хрома (импортный);

• квасцы хром-калиевые (ГОСТ 4162-79) или хром-натриевые;

• бихромат калия ( ГОСТ 2652-78) или натрия (ГОСТ 2651-78Е);

• неонол АФ-9-12 (ТУ 38.10772-85) или АФ-9-6 (ТУ 38. 507-63в технологии могут быть использованы водорастворимые неионогенные ПАВ на основе оксиэтилированных алкилфенолов, к примеру, СНПХ-1-М, с содержанием основного вещества не менее 80%;

• кислота соляная техническая (ГОСТ 857-78) или кислота соляная ингибированная (ТУ 6-01-04689381-85-92 или ТУ 39-05765670ОП-212-95);

• мука древесная марок 140, 160, 180, 200, Т (ГОСТ 16363-87);

• глинопорошок (ОСТ 39-202-86), используемый при приготовлении буровых растворов;

• вода пресная (ГОСТ 24902-81);

• вода техническая (из системы ППД) (ГОСТ 39-225-88).

Технология изоляции притока вод осуществляется в две стадии:

1. закачиваются суспензии волокнисто-дисперсной системы (ВДС) 2. закачивается тампонирующий состав для последующего закрепления.

Технологические параметры для первой стадии выбираются в зависимости от приемистости. При приемистости скважины до 500 м3/сут. параметры процесса выбираются следующим образом.

Волокнисто-дисперсную систему закачивается при концентрациях водных суспензий древесной муки и глинопорошка, соответственно 0,4и 3-6 %.

Общий объем оторочек суспензий определяется, исходя из удельного расхода древесной муки 0,12-0,15 т и глинопорошка 1,2-1,5 т на 1 м водопроявляющего интервала. Закачку суспензий древесной муки и глинопорошка необходимо осуществлять циклически в последовательночередующемся режиме. Количество циклов закачки составляет 3-4, объемы оторочек в цикле 40-50 м3.

Расчетное значение снижения приемистости определяется, исходя из геолого-промысловой характеристики скважины, и составляет 2-3 раза (возможно и более раз, но приемистость должна быть не менее 150 м3/ сут.) при давлении закачки, превышающем первоначальное значение не более чем на 30 %.

Если в ходе осуществления работы давление закачки растет быстро и достигает в течение одного цикла 130 % от первоначального, то закачка суспензий немедленно прекращается, и производится продавка воды объемом, исходя из объема НКТ плюс 10 м3.

Если давление закачки растет постепенно и после 3 циклов (или ранее) стабилизируется при заданной степени снижения приемистости, производится закачка тампонирующего состава.

Если после закачки расчетного объема ВДС приемистость скважины снижается менее чем в 2 раза от рассчитанного, то осуществляется закачка 4-го цикла ВДС с концентрациями суспензий и удельным расходом древесной муки и глинопорошка, увеличенными в два раза по сравнению с расчетными, после чего закачивается тампонирующий состав. Закачку 4-го цикла вести осторожно, при быстром росте давления закачка суспензий немедленно прекращается, и производится продавка воды объемом, исходя из объема HKT м3.

При первоначальной приемистости скважины более 500 м3/сут. концентрацию суспензии древесной муки увеличить до 0,7-1,0% при одновременном увеличении ее удельного расхода. Объемы оторочек суспензии древесной муки и глинопорошка остаются прежними.

При осуществлении второй стадии обработки в качестве закрепляющего и тампонирующего материала необходимо использовать ПДНС.

При использовании в качестве тампонирующего материала ПДНС, последний готовится по одной из приведенных в таблице 5.23 рецептур.

Конкретную рецептуру ПДНС необходимо подобрать исходя из наличия спецтехники, реагентов, их сорта, соображениий технологичности, простоты приготовления и закачки в пласт изолирующего состава.

Объем ПДНС берется, исходя из расчета 5-6 м3 на 1 м водопроявляющего интервала, но не более 25-30 м3 ПДНС.

Половину расчетного объема ПДНС приготовить и закачать без применения ПАВ, в качестве которых используются водорастворимые неонолы (окси-этилированные алкилфенолы АФ-9-12, АФ-9-6 и др.).

После реагирования ПДНС в течение 24 часов в пласт закачать 40- м ВДС с добавлением в него ПАВ из расчета 0,3-0,5 кг на 1 м3 суспензий.

Содержание ДМ и ГП в суспензиях должны быть снижены в 2 раза, по сравнению с предыдущими пунктами.

Остальную часть ПДНС приготовить и закачать с ПАВ, согласно рецептурам в таблице 5.23.

Этот способ закачки рекомендуется при толщине водопроявляющего интервала 4 и более метров. При меньших толщинах в скважину закачивают сразу весь объем ПДНС без ПАВ и ВДС.

Приготовление и закачку ПДНС осуществлять с использованием эжекционного насоса, емкости и насосного (цементировочного) агрегата.