«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 ...»

После закачки в пласт первой части ПДНС и ВДС, их реакции, провести закачку в скважину воды в объеме НКТ VT м, после закачки оставшейся части ПДНС - в объеме НКТ плюс 10м3.

Технологический Компоненты Примечание. Количество ацетата хрома приведено в таблице в расчете на чистое вещество. В случае жидкой товарной формы ацетата хрома (обычно 10-15 % водный раствор, точнее концентрация, определяется по сертификату на конкретную партию) необходим перерасчет по следующей формуле:

где РТФ – необходимое количество товарной формы, кг;

M – концентрация ацетата хрома в товарной форме, % вес.

ПДНС приготовить объемом по 6-10 м3 по общепринятой схеме приготовления ВУС с использованием емкости через эжекционный насос при параллельном дозировании, а последние 2-3 м3 раствора расчетного количества древесной муки (в расчете на 10 м3 состава) при тщательном перемешивании раствора в течение 30 мин. по циркуляционному контуру « цистерна - насос агрегата (или центробежный насос автоцистерны) ».

Сшиватель готовится в виде концентрированного (30 - 40 %) раствора (в случае использования порошкообразного продукта). Ввести его в состав за 20-30 мин. до начала закачки его в скважину.

Максимальное давление при закачке ПДНС не должно превышать 0,7· Ргрп, где Ргрп - среднее по пласту давление гидроразрыва, МПа.

После закачки тампонирующего состава и продавки системы водой, скважина останавливается на 24 часа.

Суспензии высокодисперсных порошков «Полисил». В данном разделе рассматривается применение «Полисил» марки П-1, П-3 ОАО «Ритэк» или гидрофобного, используемого Самарским УПНПиКРС.

Материал « Полисил », используемый в виде взвеси в нефти, при закачке в пористую среду, приводит к сильной гидрофобизации коллектора, что повышает проницаемость коллектора по нефти. Обработка пористой среды 0,5 % - ной взвесью материала « Полисил » с последующей закачкой нефти, а затем воды, приводит к увеличению фазовой проницаемости, которая превышает абсолютную проницаемость керна, замеренную при однофазной фильтрации нефти.

Материал « Полисил » обладает сильными водо- и кислотоотталкивающими свойствами, хорошо закрепляется на пористой поверхности как терригенных, так и карбонатных коллекторов.

Увеличение приемистости нагнетательных скважин обусловлено повышением водопроницаемости пласта при закачке малых концентраций (0,05-0,1 %) порошка «Полисил».

При закачке «Полисил» в добывающие скважины с большей концентрацией (свыше 1,0 %) суспензия обладает тампонажными свойствами, ограничивая водоприток из промытых прослоев, не препятствуя при этом фильтрации нефти, что приводит к увеличению добывающих возможностей пласта, производительности скважин и снижению обводненности продукции.

Основными компонентами суспензии «Полисил» являются высокодисперсный материал « Полисил » и углеводородная дисперсионная среда (растворитель).

Материал « Полисил » представляет собой тонкодисперсный порошок белого цвета с низкой насыпной плотностью (400-800 кг/м3) и средним размером индивидуальных частиц от 5 до 50 мкм на основе двуокиси кремния.

В качестве дисперсионной среды (растворителя) используется смесь предельных углеводородов С5-С12, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) и другие, которые вместе с « Полисилом » образуют устойчивую суспензию. Помимо перечисленных углеводородов, можно использовать нестабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкие нефти.

В качестве продавочной жидкости для добывающих скважин используется нефть, а для нагнетательных скважин — вода (любая имеющаяся на месторождении, с рН не более 8).

В зависимости от параметров обработки возможны режим общего увеличения проницаемости и режим избирательного улучшения фильтрации только по нефти, с отсечением воды.

Второй режим обработки применяется для увеличения дебита нефти в обводненных скважинах. Рецептура суспензии « Полисил » подбирается в каждом конкретном случае индивидуально, в зависимости от проницаемости пласта, типа коллектора, обводненности скважин и эффективной толщины пласта, вскрытой перфорацией. Оптимальные рецептура и концентрации материала отработаны в результате промышленных экспериментов и подтверждены промысловым опытом.

Необходимый объем дня закачки реагента в ПЗП, как показала практика, должен составлять не менее 1,0 м3 приготовленной суспензии на 1 м вскрытой перфорацией эффективной толщины пласта.

В случае, если обводненность скважины выше 95%, концентрация «Полисила» должна быть увеличена до 10-12 кг на 1м3 растворителя. После закачки всего объема суспензии производится продавка нефтью и скважина выдерживается на реагировании 48 ч.

Концентрация «Полисила» для обработки добывающих скважин выбирается в соответствии с таблицей 5.24.

Зависимость концентрации суспензии «Полисил» от обводненности скважин и проницаемости изолируемого пласта мость.

Вследствие высокой дисперсности и гидрофобности суспензии «Полисил», закачка его в пласт может производиться при давлениях, превышающих давление опрессовки эксплуатационной колонны. В этом случае, необходимо использование герметизирующего пакера. Наибольший эффект достигается, если (в случае благоприятных геологических условий) до закачки суспензии «Полисил» произвести очистку ПЗП методом мгновенных циклических депрессий струйным аппаратом УГИС.

Нефтесернокислотная смесь. Нефтесернокислотная смесь (НСКС) представляет собой смесь, приготовленную из нефти и алкотированной серной кислоты (АСК) при соотношениях 2,5:1 или 2:1.

';

АСК представляет собой отходы процессов алкилирования парафиновых углеводородных олефиновыми фракциями в присутствии в качестве катализатора концентрированной серной кислоты. Указанные отходы содержат 10-13 % сульфокислот со средним молекулярным весом, равным 258, 3-7 % смолисто-масляных веществ и 80-85 % серной кислоты.

Количество мех-примесей после фильтра с диаметром пор 3-10 мкм не более 70 мг/л, содержание органических веществ не более 12%.

При понижении температуры вязкость ее значительно возрастает и составляет: при +10 °С - 0,058 Па·с; при -10 °С - 0,2 Па·с; при -20 °С более 0,7 Па·с.

Пригодность АСК для изоляционных работ должна определяться СТП 2.19-73 Новоуфимского НПЗ.

При взаимодействии концентрированной серной кислоты с углеводородами безводной нефти образуются алкалирсульфокислоты и алкилсульфокислоты, реакция сопровождается окислением и конденсацией наиболее высокомолекулярной части с переходом ее в окисленный гудрон. Образование гудрона происходит сравнительно интенсивно и заканчивается за 20- мин. Количество образующегося гудрона зависит от исходной нефти и серной кислоты и повышается с увеличением асфальтсмолистых веществ в нефти. Вязкость гудрона растет во времени в результате структурирования.

Образование водоизолирующего состава в пластовых условиях основывается на комплексном химическом взаимодействии сёрной кислоты с нефтью, карбонатными породами пласта и пластовой водой.

Кислый гудрон имеет достаточно высокую адгезию с горными породами. Являясь гидрофобной жидкостью, гудрон снижает фазовую проницаемость среды относительно воды, что позволяет создать прочный экран и снизить проницаемость водонасышенной части пласта за счет закупоривания каналов пористой среды.

Применение НСКС для водоизоляции рекомендуется проводить в «холодных» скважинах как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.

Необходимый объем НСКС берется из расчета 3,5-5,0 м3 на 1 м толщины обводненной части пласта, если приемистость его менее 20 м3/ч при давлениях, соответственно более 10 МПа и не менее 10 МПа; 5,0-7, м3 на 1 м обводненной части пласта, если приемистость более 20 м3/час, при тех же давлениях соответственно.

Закачивание НСКС в пласт производится одной порцией. Во избежание разбавления смеси водой в процессе прокачки по кольцевому пространству, необходимо прокачивать буферный объем из нефти 0,4-0,5 м до и после НСКС. Закачивание АСК производить агрегатом «АзинмашЗОА», а нефти — ЦА-320М при одновременной работе на режимах, обеспечивающих оптимальное объемное соотношение подачи АСК и нефти.

Во избежание закупоривания смесью нефтеносного пласта конечное давление продавки не должно быть более 20 % от первоначального. Скважину оставить под давлением продавки на время ожидания затвердевания смеси (ОЗС) не менее чем на 48 ч, после чего произвести пуск скважины в эксплуатацию.

Гидролизованный полиакрилонитрил. Гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) – однородная вязкая жидкость от желтоватого до темнокоричневого цвета с запахом аммиака. Согласно МРТУ 6-01-166-74, гипан является продуктом омыления водной суспензии полиакрилонитрила гидроокисью натрия. Омыленный продукт является водным 16-22 % - ным раствором линейного сополимера полиакрилата натрия, полиакриламида и полиакрилонитрила.

Гипан растворяется в пресной воде неограниченно и без расслоения.

Температура замерзания (-10 °С). Для изоляции пластовых минерализованных вод хлоркальциевого типа применяется гипан 7-10 % - ной концентрации, вязкость 0,1-0,22 Па·с. Вязкость 1 % - ного водного раствора гипана при +20 °С составляет 0,01-0,022 Па·с, с повышением температуры величина вязкости водных растворов гипана повышается.

При смешении с электролитами, содержащими ионы поливалентных металлов (Са+2, Mg+2, А1+3 и других) гипан образует эластичную массу, плотность которой со временем увеличивается.

Рекомендуемые области применения гипана приведены в таблице 5.25.

Рекомендуемые области применения гипана (с конц. 10 %) В промысловых условиях наиболее доступными и дешевыми электролитами для получения эластичной массы из гипана являются минерализованная пластовая вода хлоркальциевого типа полностью 1160- кг/м3, в которой содержится не менее 20 кг/м3 ионов Са+2 и Mg+2, или водный раствор хлористого кальция 15-30 % - ной концентрации. В качестве электролитов могут быть использованы водные растворы других вышеуказанных поливалентных металлов.

Эластичная масса гипана, образованная путем смешения с электролитами, содержащими ионы поливалентных металлов Са+2 и Mg+2, сравнительно хорошо растворяется в пресной воде, в водном растворе каустической соды, азотной кислоте.

Изоляция посторонних минерализованных вод, поступающих в скважину, достигается за счет заполнения и закупоривания гипаном как нарушений в заколонном пространстве скважины, так и водоносного (или обводнившейся части нефтеносного) пласта.

Проникая в нефтенасыщенную часть пласта, гипан остается в жидком состоянии и легко вытесняется нефтью при освоении и эксплуатации скважины, что обеспечивает сохранение проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Закачивание 8-10 % - ного раствора гипана в скважину производится одной порцией.

В таблице 5.26 приведены оптимальные объемы рабочего раствора гипана для условий нефтяных месторождений типа Ромашкинского в бобриковском и девонском горизонтах в зависимости от приемистости обводненного пласта. Данные получены по успешности проводимых ВИР на указанных нефтяных месторождениях.

При необходимости задавливания более 5 м3 гипана необходимо применять технологическую схему, предусматривающую повторное и порционное закачивание в пласт.

Оптимальные объемы рабочего раствора гипана в зависимости от приемистости обводненного пласта Для отключения отдельных пропластков или целых пластов объем гипана определяется из расчета 1м на 1 м перфорированной толщины отключаемого пласта, а общее количество гипана берется с учетом коэффициента потерь Кп = 1,2-1,3, учитывающего возможные потери и частичное проникновение гипана в нефтенасыщенный пласт.

Буферная жидкость (пресная вода) закачивается до и после полимера, предназначается для предотвращения смешения его с электролитом при транспортировании по трубам. В пластовых условиях излишнее количество пресной воды является препятствием ионообменным процессам между полимером и ионами пластовой воды. Поэтому ее количество в зависимости от диаметра труб и объемной скорости движения в трубах, закачивается в минимальных объемах. Полученные на основании промысловых экспериментов оптимальные объемы буферной жидкости, необходимые для предотвращения преждевременного осаждения полимера в колонне труб, приведены в таблице 5.27.

Объемы буферной жидкости, необходимые для предотвращения преждевременного осаждения полимера в колонне труб Условный диаметр труб, мм Кольцевое пространство 146- В таблице 5.28 приведены технологические параметры и условия применения различных технологических схем изоляции с применением гипана в терригенных породах Ромашкинского месторождения, определенные на основе промысловых исследований.

После окончания продавливания гипана задвижки на устье необходимо перекрыть, и оставить скважину под давлением на время ожидания затвердевания гипана (ОЗГ) не менее чем на 48 ч.

Сополимер метакриловой кислоты с ее диэтиламмониевой солью.

Изолирующий реагент на основе сополимера метакриловой кислоты с ее диэтиламмониевой солью (МАК-ДЭА) представляет собой однородную жидкость от светловатого до темно-коричневого цвета. Получается путем полимеризации метакриловой кислоты в присутствии диэтиламина при молярном соотношении 0,6:0,4. В качестве инициатора полимеризации используются порофоры марки «ЧХЗ-67». Полимеризация протекает при температуре 70 °С в течение 8 ч, после чего реакционная масса разбавляется пятикратным количеством воды и дополимеризовывается при постоянном охлаждении в присутствии перекиси водорода. Реагент химически стойкий, негорюч, нетоксичен.

Технологические параметры и условия применения гипана Техноло- Состав рабочего расОбъем, схема компонентов 2 30%-ый р-р CaCl2 1,5-2,0 1. В скважинах с приемистостью К применению на скважинах рекомендуется реагент МАК-ДЭА не менее 10 % (мас.) концентрации. Он должен соответствовать требованиям ТУ 6-01-10-52-79. При поступлении к потребителю его качество проверяется по определенным показателям, приведенным в таблице 5.29.

Показатели качества реагента МАК-ДЭА Наличие посторонних показателей Допускаются механические включения Плогность 1 % -ого раствора сополимера 0,99-1, Вязкость 1%-ого водного раствора сопо- 0,0015-0, Вязкость и плотность исходного сополимера МАК-ДЭА при разбавлении водой резко снижается. При +20 °С значения вязкости и плотности МАК-ДЭА приведены в таблице 5.30.

Зависимость некоторых свойств сополимера МАК-ДЭА Концентрация МАК-ДЭА, % Вязкость, Па·с Плотность, кг/м При температуре -3 - -4 °С МАК-ДЭА (18,5 % - ной концентрации) замерзает, повышение температуры приводит к резкому снижению вязкости. Неоднократное повторение цикла «замораживание-размораживание» не изменяет основных физико-химических свойств (плотности, вязкости) МАК-ДЭА.

При взаимодействии с минерализованными пластовыми водами и электролитами происходит выделение (осаждение) полимера из раствора, либо его полное структурирование во всем объеме. При смешении с пластовой водой девонского горизонта плотностью 1,10-1,18 г/см3 выделяется следующее количество осадка с одного объема реагента: 5,0%ный раствор – 0,44; 10,0%-ный раствор – 1,04; 15,0%-ный раствор – 1,10;

18,5%-ный раствор – 1,12.

Выдержка осадка в среде пластовой воды приводит к его упрочнению, а в пресной воде к разбуханию и постепенному растворению. Осадок растворяется в 10 %-ной соляной и концентрированной серной кислоте. В нефти осадок растворяется медленно. После выдержки в течение трех суток в среде пластовой воды осадок в нефти не растворяется. При смешении с чистой нефтью МАК-ДЭА (10,0 и 18,5 % - ной концентрации) не образует осадка и эмульсии, происходит расслоение фаз.

Обработка образцов породы, насыщенных минерализованной водой, плотностью 1100-1180 кг/м3, реагентом МАК-ДЭА приводит снижению их водопроницаемости. Средний эффект изоляции (по минерализованной воде девонского горизонта) равен(в процентах): 10,0%-ный раствор – 70,5; 18,5%-ный раствор – 81,1.

Рекомендуемые области применения реагента МАК-ДЭА приведены в таблице 5.31.

Рекомендуемые области применения реагента МАК-ДЭА Технология проведения работ с использованием МАК-ДЭА аналогична технологии закачки гипана. Основные параметры технологической схемы закачки сополимера МАК-ДЭА приведены в таблице 5.32.

Основные параметры технологической схемы закачки Гелеобразующий состав для селективной изоляции продуктивных пластов. Для приготовления гелеобразуюшего состава используются следующие реагенты:

• лигносульфонат аммония порошкообразный (ЛСАП) производства Соликамского ЦБК (ТУ ОП 13-0278924-01-89);

• бихромат калия (ГОСТ 2652-78);

• кальций хлористый (ГОСТ 450-77);

• продукт АКОР-Б100 (ТУ 39-1331-88);

• вода техническая или сеноманская (из системы ППД)(ОСТ 39При осуществлении технологических процессов могут быть использованы в качестве гелеобразующего реагента: концентрат сульфитнодрожжевой бражки — КБП (с содержанием основного вещества 50 %) (ТУ 81-04-225-79); конденсированная сульфит – спиртовая барда КССБ - 2 (ТУ 39-094-75), представляющая собой порошкообразный продукт; в качестве сшивателя — бихромат натрия; в качестве регулятора скорости гелеобразования — натрий хлористый (ГОСТ 4233-77); в качестве структурирующих добавок — «Продукт 119 - 204» (ТУ 6-02-1294-84), « Продукт 119-29 6» (ТУ 6-02-1-553-87), АКОР-Б100 (ТУ 39-1331-88).

Применение иных реагентов, выполняющих функции регуляторов скорости гелеобразования, сшивателя и структурообразующих добавок, допускается по рекомендации разработчика технологии и согласованию с исполнителем работ по закачке. Гелеобразующий состав готовится исходя из приводимой в таблице 5.33 рецептуры.

Рецептура приготовления гелеобразующего состава Вместо бихромата калия и хлористого кальция могут быть использованы бихромат натрия и хлористый натрий, а вместо АКОР-Б100 - «Продукт 119-204» или «Продукт 119-296» в тех же количествах.

Конкретное количество каждого из компонентов выбирается исходя из общего объема закачиваемого реагента, температуры пласта в изолируемом интервале, минерализации используемой воды (для контроля за общим состоянием хлористого кальция в составе) и определяется заданным временем гелеобразования. Общий объем состава берется, исходя из удельного расхода 15-20 м3 на один метр водопроявляющего интервала. Точный состав для каждой обработки определяется исходя из промыслово-геофизических характеристик объекта разработки.

Процесс приготовления состава заключается в последовательном смешении расчетных количеств исходных компонентов. Лучше всего состав готовится последовательно в двух автоцистернах, что позволяет совместить процесс приготовления и закачки.

В первую очередь готовится на скважине или на базе раствор хлористого кальция. Затем в этот раствор дозируется лигносульфонат, совместно с бихроматом калия. Для этого можно использовать цементосмеситель, в бункер которого равномерно загружается древесная мука вперемешку с расчетным количеством бихромата калия. Шнеком цементосмесителя производится дозирование лигносульфоната с бихроматом калия на струю раствора хлористого натрия, подаваемой в корыто или иную емкость объемом не менее 200 л. Суспензия набухшего лигносульфоната из емкости смешения отсасывается на циркулирование в емкость автоцистерны с целью полного дорастворения (в течение 1 часа). После завершения дозирования лигносульфоната в приготовленный раствор вводится АКОР-Б100. Время перемешивания состава после введения АКОР-Б100 составляет 10-15 мин. Состав продавливается расчетным объемом воды, равным объему НКТ с учетом перепродавки 0,5 м на 1 м водопроявляющего интервала.

ГОС для выравнивания профиля приемности на основе ацетата хрома. Для выравнивания профиля приемности в нагнетательных скважинах применяется гелеобразующий состав на основе ацетата хрома, ПАА и воды.

5.4 Изоляция водопроявляющих пластов Тампонажные составы ВТС-1, ВТС-2 для отключения водопроявляющих пластов. Изоляционные работы по отключению верхних (нижних) пластов в нефтяных и нагнетательных скважинах выполняются по общей технологической схеме для материалов ВТС-1 и ВТС-2, приведенной в разделе 5.2, с учетом следующих рекомендаций:

• при определении необходимого объема ВТС исходят из толщины перфорированного интервала пласта и приемистости скважины.

Объем неразбавленного водой ВТС, приходящийся на 1 м перфорированной толщины пласта, должен составлять 0,3-0,5 м3;

• в случае большой приемистости скважины не рекомендуется увеличивать объем ВТС более 0,3-0,5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта. Более целесообразно изоляционные работы выполнить по схеме «циклической закачки», т.е. сделать двухкратную заливку пласта с интервалом через 12-24 ч;

• продавку водоизолируюшего реагента в пласт следует производить при максимально возможном давлении;

• опрессовку эксплуатационной колонны для оценки качества изоляционной работы производить не ранее, чем через 12 часов после завершения продавки водоизолирующего реагента в пласт.

При неудовлетворительных результатах опрессовки изоляционные работы следует повторить.

Гидрофобный полимерный тампонажный состав для изоляции водопроявляющих пластов. При изоляционных работах в скважинах с высокой приемистостью - 20-40 м3/ч (работа ЦА-320 на 3-й скорости) при избыточном давлении 20-40 кгс/см3 технологическая схема следующая:

• закачка буфера из нефти (предпочтительно вязкой) в объеме 0,25 м3, что обеспечивает снижение адгезии ГПТС при прокачке ее по НКТ;

• закачка ГПТС (рекомендуемый объем - 1-1,5 м3) производится ЦА-320, который закачивал буфер из нефти;

• в процессе слива ГПТС в нее вводится 7 л воды на 200 л ГПТС и откачивается в скважину.

При ликвидации интенсивных водопритоков в «холодных» скважинах:

• сначала в ГПТС вводится цемент (40 кг на 200 л);

• смесь перемешивается механическим способом. Затем в эту смесь вводится 7 л воды с добавкой химотвердителя типа УП 606/4 - 200 см3. Состав откачивается в скважину;

• в последнюю порцию ГПТС (200 л) рекомендуется ввести каучуковую крошку (30-50). Этим обеспечивается сокращение сроков отверждения и повышение вязкостных свойств у состава.

Во всех случаях, когда производятся изоляционные работы в скважине с высокой приемистостью, необходимо производить закачку цементного раствора из 1,5-2,0 т цемента для восстановления крепи в затрубном пространстве.

«Продукт 119-204» для изоляции водоносных пластов. Для предварительной изоляции обводненной ПЗП «Продукт 119-204» следует применять при коэффициенте приемистости скважины не свыше 28-30 м3/(сут. ·МПа).

Рекомендуемый радиус обработки водоносного пропластка составами ГОС - не менее 5 м, предпочтительно 10-15 м. Радиус последующей обработки кремнийорганическим реагентом - не менее 0,4 м, предпочтительно 0,8-1,0 м.

Работы выполняются в соответствии с требованиями технологии проведения изоляции с применением ВТС.

Смесь этилсиликатов с «Продуктом 119-204» для изоляции водопроявляющих пластов. При обводненности продукции более 50% и коэффициенте приемистости скважины от 24 до 38 м3/(сут·МПа) предварительную изоляцию обводненных пропластков можно осуществлять составом на основе смеси этилси-ликата и «Продукта 119-204 ». Рекомендуемый радиус обработки составляет при обводненности 50-85 % - 0,3-0,5 м, при обводненности более 85 % -0,5-1,5 м. Работы выполняются в соответствии с требованиями технологии проведения изоляции с приминением ВТС.

Если в конце продавки водоизолируюшего реагента в пласт, приемистость скважины будет превышать 220 м3/сут. при давлениях нагнетания на устье менее 12-15 МПа, то в процессе закачки в последние порции реагента (0,5-1,0 м3) необходимо подавать воду (жидкость глушения) путем нагнетания ее в межтрубное пространство вторым агрегатом ЦА-320. Оптимальное объемное соотношение реагент: вода составляет от 4:1 до 1:1. Расход воды замерять по мерным емкостям второго агрегата ЦА-320. Давление нагнетания воды не должно превышать максимально допустимого для опрессовки эксплуатационной колонны.

Гелеобразующие составы с докреплением кремнийорганическими реагентами для ограничения и ликвидации водопроявлений. При проведении водоизоляционных работ необходимо руководствоваться положениями разделов 5.3 и 5.4 настоящей работы. Обвязка техники производится согласно рисунку 5.10.

1- водовод или емкость с запасом 50-75 м воды; 2- агрегат ЦА-320; 3- пескосмеситель УСПзатаренный порошкообразной смесью ГОС; 4 - осреднительная емкость или глиномешалка; 5 - агрегат ЦА-320 или АН-700; 6 - скважина.

Рисунок 5.10 – Схема обвязки устья скважины при водоизоляционных При приготовлении состава и необходимости остановки закачки ГОС следует сначала отключить шнек-питатель УСП-50 с порошком ГОС без остановки гидромешалки во избежание образования труднорастворимых комков компонентов ГОС.

Дозировку сухого порошка ГОС необходимо начинать с наименьших концентраций: ГОС-1 - 0,025-0,030 г/см3; ГОС-2 - 0,010 - 0,012 г/см3.

По мере закачки раствора ГОС в пласт следить за давлением нагнетания. При отсутствии роста давления или его незначительном повышении (на 0,5-1,0 МПа) после закачки первых 10-15 м3 состава в пласт дозировку порошка увеличить: ГОС-1 на 0,003-0,005 г/см3; ГОС-2 на 0,002-0, г/см3. Постепенное повышение концентрации порошка ГОС до предельных значений (ГОС-1 0,04 г/см ; ГОС-2 - 0,016 г/см ) по мере закачки состава в пласт производить до роста давления на затрубном пространстве устья скважины не более, чем до 11,5-12,0 МПа. При достижении указанного давления подачу сухого порошка прекратить. Закачанную в скважину суспензию-раствор ГОС продавить водой в пласт.

Произвести переобвязку спецтехники, согласно рисунку 5.11. Произвести докрепление изолирующего экрана закачкой в пласт кремнийорганического реагента в соответствии с требованиями технологии проведения изоляции ВТС или «Продукта 119-204».

5.5. Изоляция прорыва газа в нефтяные скважины Водорастворимые тампонажные составы ВТС-1 и ВТС-2. Общие сведения об этих материалах приведены в разделе 5.2, где так же описывается:

• методика подбора рецептуры составов, способы контроля за их • технология приготовления водорастворимых тампонажных составов, технологическое оборудование, используемое как для приготовления составов, так и для проведения процесса;

• технология изоляционных работ, основанная на применении составов ВТС-1, ВТС-2 при обязательном выполнении следующих дополнительных условий:

1. перед проведением изоляционной работы в скважину закачать 10-15 м3 воды или солевого раствора;

2. изоляционные работы по отключению газового пласта выполнять в соответствии с общей технологией проведения работ составами ВТС после предварительной закачки в пласт 30-50 м3 воды при минимальных давлениях закачки с выполнением положений раздела 5.2.

1 - линейная задвижка; 2 - буферная задвижка; 3 - линия нагнетания по НКТ; 4 - центральная (аварийная задвижка); 5 - емкость с водоизолирующим реагентом; 6 - емкость с буферной жидкостью; 7 - затрубная задвижка на линии нагнетания в затрубное пространство; 8 - агрегат ЦАзапорные задвижки; 10 - гибкий резиновый шланг для долива в мерники ЦА- необходимого количества продавочной жидкости; 11 - линия нагнетания в затрубное пространство; 12 - агрегат ЦА-320 №2; 13 - емкость с запасом промывочной и продавочной жидкости или реагентом; 14 - выкидная линия с НКТ; 15 -выкидная линия с затрубного пространества; - затрубная задвижка на выкидной линии; 17 - крестовина устья скважины.

Рисунок 5.11 – Схема обвязки устья скважины при водоизоляционных работах кремнийорганическими реагентами Тампонажный состав на основе алкилрезорциновой эпоксифинольной смолы (АЭФС). Физико-химические и механические свойства АЭФС и технология приготовления изолирующего раствора на основе АЭФС и рекомендуемое оборудование для осуществления процесса, приведены в разделе 5.1.

Технология изоляции межколонных газопроявлений и перетоков за обсадной колонной с помощью АЭФС «скользящей заливкой» с противодавлением на устье без разбуривания моста рекомендуется для месторождений, разбуриваемых кустовым методом и наклонно-направленных скважин всех категорий, а также вертикальных и одиночных скважин (рисунок 5.12).

1 - ЦА-320М; 2 - УКП-80, 3 - обрабатываемая скважина; 4 - нагнетательные линии; 5 - задвижки; 6 - чанок; 7 - осреднительная емкость; 8 - цистерна; Н- нефть; Г - ГТМ-3.

Рисунок 5.12 – Схема обвязки оборудования при изоляции межколонных газопроявлений и перетоков за обсадной колонной с помощью АЭФС «скользящей заливкой» с противодавлением на устье без разбуривания моста Обвязать ЦА-320М с кольцевым пространством, а колонну НКТ с мерной емкостью, и приготовить рабочий раствор, предварительно промыв нефтью насосы НА и манифольдную линию. В правую половину мерной емкости ЦА-320М загрузить необходимое количество буферной жидкости (безводные: нефть, дизтопливо или дистиллят) и своим насосом перекачать в левую. Одновременно со сливом из бочек в чанок заданного количества АЭФС, равномерно ввести требуемое количество (1-5 %) отвердителя (ПЭПА). Смесь откачать в освободившуюся правую мерную емкость ЦА-320М и при круговой циркуляции перемешивать в течение 5-10 мин., после чего рабочий раствор готов для нагнетания в скважину.

При избыточном давлении (3,0-8,0 МПа) на устье, по кольцевому пространству последовательно закачать: 100-200 л буферной жидкости (нефть, дизтопливо), расчетное количество рабочего раствора смолы и вторую порцию буферной (продавочной) жидкости, при этом следить, чтобы давление на устье не превышало предельно допустимого для данного размера обсадной колоны.

Подачу рабочего раствора смолы в интервал негерметичности и в зону перетоков за обсадной колонной и его задавливание производить способом «скользящей заливки» при малых расходах, с кратковременными остановками и избыточным давлением на устье(3,0-5,0 МПа) Количество остановок следует выбирать исходя из толщины изолируемого интервала, объема закачанного смоляного раствора и давления приемистости, а продолжительность остановки определять темпом падения давления. Снижение последнего будет свидетельствовать о перекрытии тампонажным раствором негерметичного интервала. В этом случае, необходимо создать максимально допустимое для данной обсадной колонны давление и поддерживать его в течение 20-30 мин.

После 30 мин. выдержки скважины под избыточным давлением на устье, к кольцевому пространству подключить компрессор, приоткрыть кран на колонне НКТ, постепенно опорожнить ствол скважины от оставшегося рабочего раствора смолы и буферной жидкости, выход которых замерить на поверхности.

Если величина избыточного давления, создаваемого компрессором, будет недостаточной для опорожнения скважины от рабочего раствора, в работу включить ЦА-320М, по кольцевому пространству закачать 3-5 м нефти, продавочную жидкость, и вымыть оставшийся рабочий раствор смолы. Поднять 50-80 м НКТ, и произести обратную промывку скважины промывочной. После этого скважину под избыточным давлением закрыть и оставить на 16-72 часа для полимеризации рабочего раствора смолы, и колонну испытать на герметичность опрессовкой.

Качество изоляционных работ оценить снижением уровня в обсадной колонне и опрессовкой интервала нарушения в ней, в соответствии с действующей инструкцией по испытанию скважин на герметичность.

Неонолсодержащие водорастворимые тампонажные составы (НВТС) и кремнийорганические сшитые системы (КРОСС). Скважины, выбранные для проведения газоизоляционных работ этими составами должны удовлетворять следующим требованиям:

• выбирают скважины, эксплуатирующиеся с высоким газовым фактором (выше 600 м /т) и высоким буферным давлением (выше 5 МПа), вследствие прорыва газа по пласту (образование конуса газа в монолитном пласте), по наиболее проницаемым пропласткам, либо вследствие затрубной циркуляции газа;

• интервал перфорации и зумпф должны быть свободны от осадка и посторонних предметов;

• обсадная колонна должна быть герметична;

• пластовая температура не лимитируется, но она должна быть известна до начала изоляционных работ;

• приемистость скважины по воде должна быть не менее 150 м / сут. придавлении нагнетания на устье не более 12 МПа. При недостаточной приемистости проводят ОПЗ одним из стандартных методов. Верхний предел приемистости не лимитируется.

Оборудование, технические средства и материалы, необходимые для осуществления технического процесса, при капитальном ремонте и обработке ПЗП:

• цементировочный агрегат ЦА-320 - 2 шт.;

• автоцистерны вместимостью 10 м3 для доставки раствора полиакриламида (ПАА) с химической базы, либо приготовления в них раствора ПАА у устья скважины - 2-3 шт.;

• автоцистерна для доставки на скважин смеси этилсиликата и «Продукта 119-204», либо АКОР-Б100 - 1шт.;

• автоцистерна для доставки на скважину неонола, либо гликоля • паропередвижная установка ППУ-ЗМ (в зимнее время) - 1 шт., Из нестандартного оборудования для приготовления водного раствора ПАА используют эжектор - 1 шт. На кусту необходимо иметь запас продавочной жидкости (воды, солевого раствора) в объеме 25-30 м3.

Для приготовления гелеобразующих составов, предназначенных для осуществления технологического процесса (ТП) изоляции газопритоков, должны использоваться водорастворимые полимеры: импортный полиакриламид (ПАА) марок DKS, MCY, либо карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) (ОСТ 6-05-336-80), либо жидкое стекло (ГОСТ 13078-91). В летнее время допускается применение отечественных марок ПАА. При этом концентрацию ПАА в рабочем водном растворе увеличить до 0,7 - 0,8 %, в отличие от импортных марок ПАА, для которых рабочая концентрация водных растворов по основному веществу составляет 0,5 - 0,6 %.

При приготовлении гедеобразующих составов в рецептуру может быть включен бихромат калия (ГОСТ 2652-78).

При приготовлении гелеобразующих составов типа КРОСС и закрепляющих составов типа ВТС, НВТС, предназначенных для осуществления ТП, должны использоваться один из индивидуальных кремнийорганических реагентов, либо их смеси: этилсиликат (ГОСТ 26371-84); этилсиликат-конденсат (ТУ 6-02-02-67-86); «Продукт 119-296 » (ТУ 6-02-1-553-87); «Продукт 119ТУ 6-02-1294-84); АКОР-Б100 (ТУ 39-1331-88); алкилсиликонаты натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11) (ТУ 6-02-696-75); петросил (ТУ 6-02-1296-84).

Приготовление водорастворимых кремнийорганических закрепляющих составов должно осуществляться с применением одного из перечисленных ниже поверхностно-активных веществ: неонола АФ9-12 марок СНО-ЗА, СНО-ЗБ, СНО-4Д, СППХ-1М, СНПХ-Ш (ТУ 38-103625-87); МЛ-72, МЛ- (ТУ 84-509-1-82), сульфанола (ТУ 6-01-1043-79); либо одного из гликолей:

полигликоля (ТУ 6-01-328-85, ТУ 6-01-7-159-87 и ТУ 6-01-26-12-80); этиленгликоля (ГОСТ 19710-83); диэтиленгликоля (ГОСТ 10136-77).

В технологическом процессе используется вода любого типа, минерализация воды не лимитируется. Вместо закачки воды на первом этапе выполнения ТП допускается закачка в пласт водного раствора эмульгатора, загущенного с помощью водорастворимого полимера воды, водного раствора жидкого стекла, либо раствора водорастворимого кремнийорганического реагента.

В качестве гелеобразующих составов при реализации ТП, помимо составов типа КРОСС, могут быть использованы составы типа ВУС, ГОС, силикатно-полимерные составы, жидкое стекло и другие составы, образующие в пластовых условиях гелеобразные структуры.

В качестве закрепляющих составов в ТП, помимо кремнийорганических составов, могут применяться комбинированный закрепляющий состав, включающий кремнийорганический тампонажный состав и цементный раствор, либоцементный раствор.

Подготовка газоизолирующих растворов к работе. При реализации технологической схемы РИР по изоляции газопритоков в пласт последовательно закачивается три типа изолирующих составов: вначале вода; затем гелеобразующий (вязко-упругий состав) и в последнюю очередь закрепляющий водорастворимый кремнийорганический тампонажный состав, либо комбинированный закрепляющий состав, включающий закачку кремнийорганического тампонажного состава и цементного раствора, либо в качестве закрепляющего состава цементный раствор.

Вода берется из системы ППД, установив для отбора воды специальную дублирующую задвижку. Перед закачкой в пласт не требуется какойлибо дополнительной подготовки воды.

Вязко-упругий состав и водорастворимый кремнийорганический тампонажныи состав готовятся непосредственно перед закачкой в пласт у устья скважины. Некоторые оговоренные ниже операции по приготовлению указанных составов целесообразно производить на химической базе. Используя перечис-ленный выше набор химреагентов можно приготовить несколько рецептур вязко-упругих и кремнийорганических изолирующих составов. Выбор конкретных рецептур определяется наличием химреагентов и соображениями технологичности, простоты приготовления и закачки в пласт изолирующих составов.

Рецептура и технология приготовления неонолсодержащего водорастворимого тампонажного состава (НВТС-1). НВТС-1 готовят путем смешения двух незамерзающих жидкостей: АКОР-Б100 и неонола СНО-ЗБ в объемном соотношении от 1:1 до 3:2. Эта операция осуществляется либо в автоцистерне, в которой состав доставляют на скважину, либо компоненты состава доставляются на скважину порознь и смешиваются в мерной емкости агрегата ЦА-320. После дозирования компоненты состава перемешивать в течение 10-15 минут, после чего состав готов к использованию.

Качество приготовленного НВТС-1 легко определяется визуально.

После добавления неонола к АКОР-Б100 смесь вначале становится мутной, а при перемешивании быстро становится гомогенной, прозрачной и водорастворимой, что свидетельствует о качественном приготовлении НВТС-1. Не допускается хранение приготовленного НВТС-1 более 12 часов, что необходимо учитывать при заблаговременном приготовлении НВТС-1 на химической базе.

Обший объем НВТС-1 готовят из расчета расходования его в объеме 0,4-0,6 м3 на каждые 10 м3 0,5 % - ного водного раствора ПАА плюс 2- м3, которые закачивают в пласт в чистом виде для «закрепления» предварительно закачиваемых в него воды и вязко-упругого состава.

НВТС-1 выполняет, таким образом, две функции.

Во-первых, при добавлении к водному раствору ПАА он является «сшивающим» агентом и позволяет получить вязко-упругий состав типа КРОСС-1 (кремнийорганическая сшитая система).

Во-вторых, НВТС-1, закачиваемый вслед за КРОСС-1 в пласт в чистом виде, выполняет роль «закрепляющего» тампонирующего материала.

Рецептура и технология приготовления неонолсодержащего водорастворимого тампонажного состава НВТС-2 заключается в смешивании трех незамерзающих жидкостей: этилсиликата, «Продукта 119и неонола.

Вначале необходимо смешать один из типов этилсиликатов с «Продуктом 119-204 » в объемном соотношении 2:1. Эту операцию осуществлять либо в автоцистерне, в которой смесь доставляют на скважину, либо заблаговременно на химической базе непосредственно в емкости, предназначенной для хранения этой смеси. Последний вариант более предпочтителен, т.к. смесь является незамерзающей, устойчивой при длительном хранении (при хранении в емкости, закрытой от попадания воды), а заблаговременное приготовление смеси кремнийорганических реагентов существенно упрощает технологию приготовления НВТС-2.

В отдельных автоцистернах на скважину доставляется смесь кремнийорганических реагентов (смесь этилсиликата и «Продукта 119-204» в соотношении 2:1) и неонола АФ9-12.

Приготовление НВТС-2 осуществляется непосредственно на скважине путем смешения смеси кремнийорганических реагентов с неонолом в мерной емкости агрегата ЦА-320 в объемном соотношении 1:1.

Для того, чтобы НВТС-2 выполнял в технологической схеме РИР не только роль «закрепляющего» материала, но и роль «сшивающего» полиакриламид агента, в него дополнительно вводится бихромат калия из расчета 4 кг на 1 м3 готового НВТС-2.

Совмещение компонентов при приготовлении НВТС-2 необходимо начинать с растворения бихромата калия в неоноле. Для этого в мерную емкость агрегата ЦА-320 из автоцистерны перекачать расчетное количество неонола. Затем расчетное количество бихромата калия растворить в минимальном количестве воды (лучше подогретой до 70-80 °С), и при перемешивании насосным агрегатом водный раствор бихромата калия добавить к неонолу. После растворения бихромата калия в неоноле к нему добавить расчетное количество смеси кремнийорганических реагентов.

Все компоненты состава перемешиваются в течение 10-15 минут при работе насосного агрегата «на себя». Качество приготовленного НВТС- легко определяется визуально, т.к. при смешении компонентов смесь вначале становится мутной, а при перемешивании быстро становится гомогенной, прозрачной, водорастворимой и имеющей зеленоватый цвет, что свидетельствует о качественном приготовлении НВТС-2.

Общий объем НВТС-2 готовится из расчета расходования его в объеме 0,5-0,8 м3 на каждые 10 м3 0,5 %-ного водного раствора ПАА плюс 2- м3, которые закачивают в пласт в чистом виде для «закрепления» предварительно закачиваемых в него воды и вязко-упругого состава.

Рецептура и технология приготовления водорастворимых тампонажных составов типа ВТС-1, ВТС-2 изложена в разделе 5.2. Составы ВТС- и ВТС-2 готовятся аналогично НВТС-1 и НВТС-2, только вместо неонола в рецептуру вводится один из типов гликолей (раздел 5.5). При этом составов ВТС-1, предназначенный для реализации данной технологии, готовить только с использованием АКОР-Б100. Для придания ВТС-2 «сшивающих» свойств, в него добавляют бихромат калия.

Рецептура и технология приготовления вязко-упругого состава KPOCC-1. Кремнийорганические сшитые системы типа КРОСС относятся к классу вязко-упругих составов и отличаются от последних повышенной адгезией к горной породе, повышенным напряжением сдвига и более высокой (до 120 °С) термостойкостью.

Вязко-упругий состав типа КРОСС-1 готовится смешением 0,5-0, % -ного водного раствора ПАА с НВТС-1, либо ВТС-1, из расчета 0,4-0, м3 НВТС-1 (ВТС-1) на 10 м3 раствора ПАА. Бихромат калия в смесь при этом не добавляется. Вначале с помощью эжектора готовится 0,5-0,6 % -ный водный раствор ПАА (из расчета 50-60 кг сухого ПАА на 10м3 воды с любой степенью минерализации). Эту операцию можно выполнять в двух вариантах. В летнее время раствор ПАА предпочтительно готовить заблаговременно на химической базе и доставлять его на скважину в готовом виде. В зимнее время раствор ПАА готовится на скважине, используя подогретую до 40-50 °С пресную воду или солевой раствор. В случае приготовления ПАА у скважины, после смешения порошкообразного ПАА с водой с помощью эжектора, водный раствор в обязательном порядке перед использованием выдержать в течение 1-1,5 часов. При этом необходимо осуществлять круговую циркуляцию раствора ПАА по циклу автоцистерна — агрегат ЦА-320. Только при соблюдении этого условия из свежеприготовленного у скважины водного раствора ПАА можно приготовить качественный ВУС.

Заключительная операция по приготовлению КРОСС-1 осуществляется путем дозирования с помощью агрегата ЦА-320 тампонажного состава НВТС-1 (ВТС-1) в автоцистерну, в которой находится раствор ПАА.

После дозирования компонентов смесь перемешивают по циклу автоцистерна — агрегат ЦА-320 в течение 15-20 мин., после чего КРОСС-1 закачивают в скважину и в пласт.

Рецептура и технология приготовления вязко-упругого состава КРОСС-2. Вязко-упругий состав типа КРОСС-2 готовит 0,5-0,6 %-ного водного раствора ПАА с НВТС-2, с обязательным добавлением к нему бихромата калия, либо с ВТС-2 из расчета 0,5-0,8 м3 НВТС-2 (ВТС-2) на 10 м3 водного раствора ПАА.

Заключительная операция по приготовлению КРОСС-2 осуществляется путем смешения водного раствора ПАА с НВТС-2 (ВТС-2), содержащим бихромат калия, непосредственно при закачке в скважину.

Для этого агрегатом ЦА-320 из автоцистерны откачать водный раствор ПАА, и из мерного чанка ЦА-320, приоткрывая и регулируя задвижку, перекрывающую сообщение мерной емкости ЦА-320 с насосом, добавить НВТС-2 (ВТС-2) в поток водного раствора ПАА, перекачиваемого из автоцистерны в скважину. При этом, наблюдая за расходом НВТС- (ВТС-2) по мерной рейке агрегата ЦА-320, а за расходом раствора ПАА по мерной планке в автоцистерне, добиться соотношения объемов реагентов из расчета 0,05-0,08 м НВТС-2 (ВТС-2) на 1 м3 раствора ПАА.

Рецептура и технология приготовления вязко-упругого состава на основе ПАА и ацетата хрома. Вязко-упругий состав на основе ПАА марки DKS или MCY готовить смешением 0,6 %-ного водного раствора ПАА с водным раствором ацетата хрома, концентрация которого в готовом составе составляет 0,09 %.

Водный раствор ПАА готовится в автоцистерне вместимостью 10 м3.

Водный раствор ацетата хрома готовится в мерной емкости агрегата ЦАдля чего в мерную емкость необходимо набрать 1 м3 воды и при круговой циркуляции «на себя» влить в воду 9 л ацетата хрома. Для получения однородного водного 0,9 %-ного раствора ацетата хрома круговую циркуляцию продолжать 15 мин.

Заключительная операция по приготовлению ВУС осуществляется путем смешения 0,6 %-ного водного раствора ПААс 0,9 %-ным водным раствором ацетата хрома в соотношении 10:1 по объему в процессе закачки в скважину. Конечная концентрация ацетата хрома в результате такого смешения становится равной 0,09 %.

Процесс смешения водного раствора ПАА с водным раствором ацетата хрома осуществляется следующим образом.

Из автоцистерны агрегатом ЦА-320 откачать в скважину водный раствор ПАА, а из мерного чанка ЦА-320, приоткрывая и регулируя задвижку, перекрывающую сообщение мерной емкости ЦА-320 с насосом, добавлять в поток раствора ПАА раствор ацетата хрома. При этом, наблюдая за расходом раствора ацетата хрома по мерной рейке агрегата ЦА-320, а за расходом раствора ПАА по мерной планке в автоцистерне, добиться равномерного смешения реагентов из расчета 0,1 м3 водного раствора ацетата хрома на 1 м3 водного раствора ПАА.

5.6 Изоляция подошвенной воды Водорастворимые тампонажные составы ВТС-1 и ВТС-2. Изоляцию подошвенной воды в нефтяных скважинах проводят в соответствии с указаниями раздела 5.2, но объем ВТС увеличивают до максимально возможного.

Полимер-коллоидная система (ПКС) и полимер-диспесная наполненная система (ПДНС). Технология с приминением этих систем предназначена для осуществления РИР по изоляции притока подошвенных вод в добывающих скважинах с монолитным строением пласта.

Обрабатываемая скважина должна вскрывать пласт с терригенным коллектором перового типа. Скважина не должна находиться в зонах нарушений пласта и ранее подвергаться гидроразрыву пласта. Пласт должен иметь хорошие коллекторские свойства, средняя проницаемость нефтенасыщенной части пласта должна быть не менее 200 мД (максимальное значение проницаемости не ограничивается). Суммарная эффективная толщина пласта должна быть не менее 12 м, а нефтенасышенная - не менее 6м.

Пласт в разрезе скважины может иметь монолитное строение, внутри которого могут быть выделены до четырех интервалов песчаника, разделенные между собой глинистыми или карбонатными прослоями менее 1,0 м.

Пласт в разрезе скважины может иметь и неоднородное строение.

Наиболее благоприятным для обработки является скважина, имеющая в разрезе продуктивного пласта высокопроницаемую подошвенную часть, не вскрытую перфорацией.

Степень выработки запасов нефти по скважине на момент воздействия должна быть не более 80 % от извлекаемых запасов.

Скважина должна обводняться пластовой подошвенной водой или закачиваемой водой, поступающей по подошвенной части пласта. Обводненность добываемой продукции должна быть не менее 90 %, а дебит скважины по жидкости не менее 30 м3/сут.

Приемистость скважины по воде должна быть не менее 250 м3/сут. при давлении нагнетания на устье 10 МПа. Верхний предел приемистости скважины не лимитируется. При реализации технологического процесса в качестве осадкообразующих веществ используются хлористый кальций и один из нижеперечисленных реагентов, имеющих щелочную реакцию:

• едкий натр (каустическая сода) - чешуированная или плавленая масса белого цвета - ГОСТ 2863-79;

• углекислый натрий (кальцинированная сода) – мелкокристаллический порошок или гранулы белого цвета - ГОСТ 10689-75;

• фосфорнокислый натрий (тринатрийфосфат) - кристаллическое вещество белого цвета - ГОСТ 201 -76;

• стекло натриевое жидкое (жидкое стекло) марки «содовое» ГОСТ 13078-81. Указанные реагенты разрешены к применению в нефтяной промышленности органами Санэпиднадзора и Миннефтехимпрома.

В качестве полимера используется импортный частично гидролизованный полиакриламид марок серии: DKS-ORP, PDA, CS, Accotrol S 622 и др.

Для приготовления растворов жидкого стекла используют пресную воду, а другие растворы готовят на пресной по ГОСТ 24902-81 или технической воде (сточная или из системы ППД) по ОСТ 39-225-88.

Могут быть использованы и иные реагенты, выполняющие функции осадкообразующих веществ:

• ацетат хрома (импортный);

• квасцы хром-калиевые по ГОСТ 4162-79 или хром-натриевые;

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

• кислота соляная техническая по ГОСТ 857-78 или кислота соляная игибированная по ТУ 6-03-04689381-85-92 или ТУ 39ОП-212-95;

• мука древесная марок 140, 160, 180, 200, Т по ГОСТ 16361-87;

Все применяемые в технологии химреагенты и материалы включены в перечень допущенных Росгортехнадзором к использованию в процессах нефтедобычи.

Осуществление технологии основано на последовательночередующейся закачке в пласт ПКС, состоящей из растворов осадкообразующих веществ и полиакриламида (1-2 цикла), а затем обработке скважины ПДНС, представляющей собой ВУС, на основе ПАА, наполненный древесной мукой. Закачку ПКС осуществляют с целью создания протяженного водоизолирующего экрана, способного прекратить приток воды из обводненного пропластка. ПДНС выполняет роль закрепляющего тампонирующего агента. При введении в состав ВУС древесной муки между полимером и последней возникают физико-химические силы, приводящие к увеличению 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, что позволяет образующейся системе выдерживать сильный напор поступающей в скважину воды. Глубокопроникающий протяженный водоизолирующий экран, созданный ПКС, и высокие структурно-механические свойства образующейся ПДНС препятствуют выносу реагентов из пласта при освоении и эксплуатации скважины после РИР, что позволяет прогнозировать продолжительность технологической эффективности проделанной обработки. До разработки настоящей технологии в нефтепромысловой практике отсутствовали технологические процессы РИР с созданием вышеуказанного экрана на основе дешевых отечественных реагентов.[2,7,13].

Технология изоляции подошвенных вод осуществляется в две стадии:

1. закачивается до 2 циклов ПКС, состоящей из водных растворов осадкообразующих агентов. Цикл закачки реагентов производится по схеме:

• 30-40 м 2 %-ного раствора кальцинированной соды;

• 30-40 м3 2 %-ного раствора хлористого кальция;

• 30-40 м3 2 %-ного раствора полиакриламида.

Между растворами агентов и после них производится продавка буфером воды в объеме HKT плюс м3.

Объемы закачки агентов и количество циклов в первой стадии обработки выбираются в зависимости от приемистости добывающей скважины.

Расчетное значение снижения приемистости определяется исходя из геолого-промысловой характеристики скважины и обычно составляет 2- раза (может и более раз, но приемистость должна быть не менее 100 м3/ сут), при этом давление закачки в цикле не должно превышать первоначальное значение более, чем на 30 %.

2. закачивается тампонирующий состав для последующего закрепления ПКС в пласте.

Если в ходе осуществления работы давление закачки растет быстро и достигает в течение одного цикла более 30 % от первоначального, то закачка агентов немедленно прекращается и производится продавка воды объемом, исходя объема HKT плюс 10 м3.

Если давление закачки растет постепенно и стабилизируется при заданной степени снижения приемистости (но не менее, чем на уровне 100 м3/ сут.), а если после выполнения цикла ПКС приемистость скважины снижается менее чем в 2 раза от рассчитанного, то осуществляется закачка 2-го цикла с концентрациями реагентов, увеличенными в два раза по сравнению с расчетными, после чего закачивается тампонирующий состав.

При осуществлении второй стадии обработки в качестве закрепляющего и тампонирующего материала используется ПДНС, но без применения неонола.

Конкретная рецептура ПДНС подбирается исходя из наличия реагентов, их сорта, наличия спецтехники, соображений технологичности, простоты приготовления и закачки в пласт изолирующего состава, поэтому первый состав более предпочтителен.

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

Приготовление и закачка ПДНС осуществляется с использованием эжекционного насоса, емкости и насосного (цементировочного) агрегата.

ПДНС готовится объемом по 10 м, по общепринятой схеме приготовления ВУС с использованием емкости, через эжекционный насос, при параллельном дозировании в последние 2-3 м раствора расчетного количества древесной муки (в расчете на 10 м3 состава), при тщательном перемешивании раствора в течение 30 минут по циркуляционному контуру «цистерна - насос агрегата (или центробежный насос автоцистерны)».

Сшиватель готовится в виде концентрированного (30-40 %) раствора (в случае использования порошкообразного продукта) и вводится в состав за 15-20 минут до начала закачки его в скважину.

Максимальное давление при закачке ПДНС не должно превышать 0,7·Ргрп, где Ргрп - среднее по пласту давление гидроразрыва.

После закачки тампонирующего состава осуществляется продавка системы расчетным количеством воды, равным объему HKT плюс 10 м3, после чего скважина останавливается на реагирование в течение 24 часов.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Классификация тампонажных материалов С целью более обоснованного подхода к выбору тампонажных материалов, свойства которых должны полнее соответствовать решению поставленной при РИР задаче, а также расширения возможностей маневрирования в использовании взаимозаменяемых материалов в исходных геолого-промысловых условиях и технологических схемах обобщена классификация тампонажных химических реагентов и композиций, основанная на физико-химических принципах их воздействия на вмещающую среду с учетом их дисперсного состояния и механизма формирования пространственной структуры в гелеобразных композициях и твердых телах.

Основываясь на теоретическом фундаменте химических наук, в частности, на общих представлениях, развитых в коллоидной химии и физико-химической механике дисперсных систем, подобный подход позволяет привлечь внимание специалистов не к химическим особенностям состава тампонажных материалов, а к функциональным возможностям каждого класса, определяемым преимущественно их физическим состояниям, дисперсностью, структурно-механическими свойствами, характером взаимодействия модифицирующих и изоляционных материалов с сопредельными поверхностями, а после отверждения материала – типом пространственной структуры, энергией связи структурообразующих элементов, степенью его наполнения твердой фазой.

По предлагаемой классификации растворы химических соединений и поликомпонентные композиции, используемые при РИР, можно разделить на 4 основных типа.

1. Твердеющие вяжущие вещества – концентрированные дисперсии неорганических и органических веществ в водной и неводной дисперсионной среде, образующие прочную конденсационно- кристаллизационную структуру по всему объему материала. К ним относятся:

• дисперсии органических и кремнийорганических смол с химическими отвердителями. Изолирующие свойства камня зависят от прочности химических связей, микроструктуры твердого тела, наличия наполнителей;

• дисперсии неорганических вяжущих гидратационного твердения, обусловленного образованием новых гидратных соединений и их срастания. Изолирующие свойства камня зависят от химического состава вяжущего, степени заполнения объема камня твердой фазой, армирования наполнителем.

2. Гели – системы с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности, с водной и неводной дисперсионной средой, в которых имеется пространственная структура.

К ним относятся:

• классические гели – чаще всего обладают структурой коагуляционного типа из первичных частиц или агрегатов (доменов, агломератов) связи, между которыми отличаются низкой энергией, легко разрушаются под влиянием механического воздействия и восстанавливаются в покое. Их изоляционные свойства основаны на высокой проникающей способности (создание протяженных экранов в тонкопористых средах) и устойчивости пространственной структуры к влиянию внешних агрессивных сред;

• частично отверждаемые гели, получающиеся в результате взаимодействия первичного геля с флюидами, породой, химическими реагентами, температурного превращения, введения химически активного наполнителя, в котором частично взамен коагуляционных связей возникли химические; причем возможно взаимопроникновение двух типов структур:

коагуляционной и конденсационно-кристаллизационной с широким спектром энергий связи;

• ксерогели – отвержденные вследствие образования химических связей гели, тем или иным способом утратившие дисперсионную среду (растворитель).

3. Наполнители – неорганические и органические порошки различной степени дисперсионности и их взвеси в водных или углеводородных жидкостях, не изменяющие своего физического состояния при введении в изолируемые полости и после отфильтровывания жидкой фазы, воздействие которых на вмещающую среду обусловлено стерическим соответствием размеров частиц (агрегатов) и полостей. Эти же соединения могут выступать в качестве организаторов пространственной структуры в гелях полимеров, смол, дисперсиях из неорганических вяжущих, что в отдельных случаях может сопровождаться поверхностными химическими реакциями. Основные представители: пирогенные кремнеземы, молотые природные и техногенные алюмосиликаты, асбест, графит, кальцит, песок, гранулированные и непереработанные отходы твердых полимерных материалов, вспученные минералы, минеральные и углеводородные волокна и т.д.

Особым видом наполнителей следует считать твердые осадки из дискретных частиц или агрегатов, глобул, флокул, образующихся после закачивания в изолируемые полости двух или нескольких водных растворов вследствие химического воздействия последних или снижения растворимости первично закачанного (импрегнированного) истинного раствора полимера органической или неорганической природы. Последних от гелей отличает отсутствие пространственной структуры, объединяющей агрегаты в коагуляционной сетке кремнезема. Сюда относятся комбинации из различных солей, осадки от коагулиции жидкого стекла, золи аэросилов, осадки разбавленных водорастворимых полимеров.

4. Адсорбтивы – химические соединения, воздействующие на поровые или иные поверхности, приводящие к изменению ее природы за счет ионного обмена, химической или физической адсорбции, химической реакции в тонком поверхностном слое. К • гидрофилизаторы – разбавленные растворы водорастворимых полимеров, ПАВ и др.;

• гидрофобизаторы – кремнийорганические низкомолекулярные соединения, жирные кислоты, ПАВ, эмульсии лиофобных полимеров в неводной среде и др.;

• катион – или анионактивные электролиты, соли, основания, При планировании ремонтно-изоляционных работ следует учитывать, что значительное влияние на выбор типа тампонажного состава и его компонентов оказывают размеры каналов в скважине, в которые производится нагнетание. Анализ конкретных скважинных условий, а также дисперсной фазы суспензий позволит осуществить правильный выбор тампонажного состава, его проникающей и кольматирующей способности. Поэтому следует учитывать размеры частиц основных компонентов тампонажных составов, которые приведены в приложении 1 (таблица П.1.1), а данные о размерах флюидопроводящих каналов в породах приведены в приложении 1 (таблица П.1.2).

Сведения о размерах частиц дисперсной фазы в составах для РИР Электролиты, ПАВы, ионно- и молекулярнодисперсионные растворы Олигомерные кремнийорганические соединения, 2 полимеры с низкой молекулярной массой в разбав- (1 – 5) 10- ленных растворах, растворы силиката натрия Пирогенные кремнеземы (аэросилы), в т.ч. в золях, мицеллярные растворы ПАВ Высокомолекулярные полимеры с большой молекулярной массой в концентрированных растворах (0,1 – 1) 10- (полиакрилаты) Средние значения медианного диаметра фильтрующих поровых каналов (Д) и структурного коэффициента эффективного порового пространства (Sк) терригенных и карбонатных пород-коллекторов в зависимости от проницаемости К (по А.А. Ханину) Параметры Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные ускорителями и замедлителями Составы, обработанные ускорителями схватывания Составы, обработанные замедлителями схватывания Примечание: ПЦТ(50,100) – потрландцемент;

Б - бетонитовый глинопорошок Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи Примечание: ВО – водоотдача в исходном (ВОисх) и обработанном (ВОобр) состоянии; ПЦТ – портландцемент

ЛИТЕРАТУРА

1. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. Геология нефти и газа Западной Сибири. – М.: Недра, 1975. – 680 с.

2. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин.- М.:ОАО Недра, 1998.-267 с.

3. Бочкарёв В.К. Автореферат диссерт. на соиск. уч. степени кандидата наук: «Разработка технологий и технических средств для ограничения и ликвидации водопескопроявлений при эксплуатации нефтяных скважин». – Тюмень, ТюмГНГУ, 2009. – 24 с.

4. Ремонт нефтяных и газовых скважин. /Справочник (I, II часть) под редакцией Ю.А. Нифонтова и И.И. Клещенко. – Санкт - Петербург, 5. Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У.. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтноизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. – Тюмень, ТюмГНГУ. – 2002. - 137 с.

6. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для закачивания и ремонта скважин. – Краснодар, 2002. – 274 с.

7. Сборник инструкций и регламентов по изоляции водогазопроявлений скважин ОАО «Сургутнефтегаз». – Сургут, 2002. – 196с.

8. Телков А.П., Грачев С.И., Дубков И.Б. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. – Тюмень: ООО НИПИКБС, 2001. – 9. Некрасов В.И., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г., Андреев В.Е.

Научно-технические основы промышленного внедрения физикохимических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири.- Уфа: Белая Река, 2001.

10. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин.- М.: Недра, 11. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. – М.: Гостоптехиздат, 1948. – 298с.

12. Ахметов А.А.. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. – Уфа, УГНТУ, 2002. – 219 с.

13. Кагарманов И.И., Дмитриев А.Ю.. Ремонт нефтяных и газовых скважин. – Томск, ТПУ, 2007. – 323 с.

14. Булатов А.И., Данюшевский В.С.. Тампонажные материалы. – М.:

Недра, 1987. – 280 с.

15. Ягафаров А.К., Курамшин Р.М., Демичев С.С. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири.

– Тюмень, «Слово», 2000. – 224 с.

Введение

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... 1.2. Геолого-геофизическая характеристика и обоснование модели насыщенности нефтяных залежей

1.3. Геолого-промысловое обоснование методов водогазоизоляционных работ

2. Обоснование выбора технологий и материалов для производства ремонтно-изоляционных работ в скважинах

2.1. Жидкости глушения нефтяных и газовых скважин

2.2. Водоизоляционные композиции на основе смол и технологии для ликвидации межпластовых перетоков и ремонта колонн ............. 2.3. Характеристика растворов и материалов для ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины

2.4. Материалы и композиции для водогазоизоляционных работ в скважинах

2.5. Обоснование технологий ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины

2.6. Ограничение и ликвидация выноса пластового песка в нефтяные и газовые скважины

2.7. Теоретические исследования по влиянию песчаной пробки на дебит нефтяной скважины

2.8. Методы борьбы с пескопроявлением при заканчивании и эксплуатации скважин

2.9. Противопесочные фильтры для задержания песка

2.10. Проектирование установки противопесочных фильтров............ 2.11. Физико-химический метод и технология закрепления прискважинной зоны пласта и ограничения пескопроявления.. 2.12. Технические средства и технологии ликвидации пескопроявлений

3. Практика выбора и применения технологии и материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах

3.1. Виды водопритоков, порядок выбора технологии ремонтноизоляционных работ и тампонажных материалов

3.2. Выбор технологии и тампонажных материалов при водоизоляционных работах

3.3. Выбор тампонаженного материала при наращивании цементного кольца за обсадной колонной

3.4. Выбор технологии и тампонаженных материалов для восстановления герметичности колонн

4. Технологии проведения ремонтно-изоляционных работ............ 4.1. Тампонирование под давлением

4.2. Изоляция верхних вод и верхнего газа

4.3. Изоляция нижних и подошвенных вод

4.4. Наращивание цементного кольца за колонной

4.5. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн

4.6. Тампонирование сквозных дефектов обсадных колонн.............. 4.7. Ликвидация заколонных перетоков в горизонтальных скважинах

4.8. Изоляция прорыва газа в скважинах, эксплуатирующих нефтегазовые залежи

4.9. Технические приемы при тампонажных работах в скважинах.. 5. Виды ремонтно-изоляционных работ и изолирующих составов 5.1. Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн.......... 5.2. Ликвидация заколонных перетоков

5.3. Ликвидация прорыва нагнетаемой воды

5.4. Изоляция водопроявляющих пластов

5.5. Изоляция прорыва газа в нефтяные скважины

5.6. Изоляция подошвенной воды

Приложения

Приложение 1. Классификация тампонажных материалов

Приложение 2. Тампонажные составы на минеральной основе с добавками органоаэросилов, полимеров, латекса и асбеста.... Приложение 3. Гелеобразующие тампонажные составы (ГОС)........... Приложение 4. Таблица П.4.1.Тампонирующие составы на основе полимеров, осадкообразующих и других веществ..... Приложение 5. Таблица П.5.1. Сведения о минеральных тампонажных материалах

Литература

Оглавление

Зозуля Григорий Павлович Овчинников Василий Павлович

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА

РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

в нефтяных и газовых скважинах Подписано к печати 28.03.2011.

Печать офсетная. Бум. ВХИ.

Формат 60х84 1/16. 24,25 усл. печ. л.

Заказ №5281. Тираж 350 экз.

Издательско-полиграфи,ческий центр «Экспресс»

г. Тюмень, ул. Мельникайте, 123А, стр. 3.

Тел.(3452): 41-99-30, 41-99- Отпечатано в типографии ООО ИПЦ «Экспресс»