Анализ эффективности технологий водоизоляционных работ в условиях УПНП и КРС

По количеству спущенных труб определяется глубина нахождения аварийного инструмента.

Скважину обследуют для того, чтобы:

а) установить место и характер смятия, слома или продольного разрыва эксплуатационной колонны;

б) определить местоположение и состояние труб, оборудования, различных приспособлений, а также посторонних предметов в стволе скважины;

в) выявить в скважине песчаные и цементные пробки, а также различные отложения на стенках эксплуатационной колонны;

г) проверить состояние фильтра скважины.

Обследование начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины при помощи шаблона. Он представляет собой металлический цилиндр, нижняя поверхность которого покрыта слоем свинца толщиной 15 мм. На боковой поверхности шаблона имеется желоб, заливаемый свинцом. Желоб предотвращает заклинивание шаблона при попадании на него мелких металлических предметов. Через шаблон проходит сквозное промывочное отверстие. Диаметр шаблона соответствует диаметру эксплуатационной колонны (См. таблицу 6).

Таблица 6. Диаметр шаблона в зависимости от диаметра обсадной колонны

Диаметр обсадной колонны, мм	Наружный диаметр шаблона, мм	Диаметр обсадной колонны, мм	Наружный диаметр шаблона, мм
127	95	219	190
146	115; 118	273	240
168	135; 140	325	290
194	160	377	340

Шаблон на бурильных или насосно-компрессорных трубах медленно спускают в скважину, обязательно наблюдая за нагрузкой по индикатору веса. Если шаблон останавливается на какой-либо глубине и под нагрузкой (2-3 деления по индикатору веса) вниз не проходит, его поднимают из скважины. В зависимости от состояния залитой свинцом поверхности шаблона составляют план дальнейшего обследования.

При спуске шаблона и всех других инструментов следует принимать меры к тому, чтобы в скважину не попали посторонние предметы (сухари от машинных ключей, плашки от цепных ключей и др.), которые могут вызвать заклинивание инструмента в эксплуатационной колонне.

Для определения местоположения в скважине постороннего предмета, формы его верхнего конца, а также характера слома пли смятия эксплуатационной колонны служат свинцовые печати. Они бывают плоские и конусные. Плоская печать с торца и с боковой поверхности покрыта слоем свинца толщиной 15-25 мм. Конусная печать имеет такой же слой свинца. Наличие большой массы свинца делает возможным получение глубоких отпечатков, по которым судят о форме поверхности, соприкасавшейся с печатью. Наружные диаметры печатей такие, как у шаблонов (см. табл. 6). По оси симметрии печати делается сквозное отверстие для промывки. При помощи плоской печати выясняют положение предмета в скважине. Конусная печать дает возможность получить отпечаток стенки эксплуатационной колонны в фильтровой части и на участке с нарушениями. Печати спускают на бурильных или насосно-компрессорных трубах. При обследовании верхних концов насосных штанг, находящихся в скважине с исправной эксплуатационной колонной, печать спускают на тартальном канате с грузовой штангой длиной 12-14 м. Это предотвращает слом верхних концов штанг. Печати спускают медленно, непрерывно наблюдая за показаниями индикатора веса. Перед посадкой печати скважину промывают, чтобы очистить поверхность, с которой будет соприкасаться печать. На обследуемое место печать ставят только один раз. Величина посадки печати зависит от глубины скважины, ее кривизны, а также от диаметра эксплуатационной колонны и колонны бурильных труб.

На промыслах с целью экономии свинца применяют печати типа АС и печати типа ПУ2-6⁵/8^/7 конструкции Азинмаша. В печати типа АС свинец заменен более дешевым и менее дефицитным сплавом, состоящим из 98% алюминия и 2% сурьмы. С помощью печати ПУ2-6⁵/8" оттиски получаются на поверхности алюминиевой оболочки, надетой на резиновый стакан.

Для обследования неглубоких скважин используют печати с деревянным или металлическим корпусом, заливаемые киром (асфальтом). Применяют также печати, корпус которых заливают мастикой из мыла и канифоли. Кировые и мастичные печати спускают в скважину на тартальном канате с грузовой штангой или на насосных штангах.

3.3 Подготовительно-заключительные работы

Подготовительные работы перед цементированием проводят с целью определения источника обводнения, путей поступления воды в скважину и получения данных для выбора способа цементирования.

После появления воды в скважине ее останавливают на время Т, которое должно быть не меньше времени То, по истечении которого в пласте наступает установившееся состояние.

Через Т ч после остановки в скважине определяют пластовое давление и отбирают пробу воды на уровне интервала перфорации обсадной колонны для химического анализа и определения содержания взвешенных частиц (ВЧ).

Анализ воды выполняют согласно руководству по гидрохимическому опробованию подземных вод. При анализе определяют следующие свойства воды: удельный вес при 20°С, сухой остаток в г/л, содержание ионов С1 SO₄" НСО₃, СО" Са", Mg" Na + К в мг/экв на 100 см³ воды, содержание J, Br, B₂O₃, NH₄, SiO₂, Ре₂Оз + А1₂О₃ в мг/л, общая минерализация в мг/экв на 100 см³.

Затем возобновляют отбор жидкости (воды или воды с нефтью) из скважины. После отбора жидкости в объеме, равном объему обсаженной скважины, отбирают пробу воды для химического анализа и определения содержания ВЧ. Отбор жидкости из пласта прекращают после того, как три последовательно взятые пробы воды будут иметь одинаковый химический состав и одинаковое количество ВЧ. Постоянство состава воды будет показывать, что скважина обводнилась посторонней пластовой водой.

Физико-химические свойства воды, отбираемой из скважины, сопоставляют с анализами вод, приведенными в нормальном типовом гидрохимическом разрезе нефтяного месторождения. В результате этого устанавливают источник обводнения скважины. Для уточнения источника поступления воды и выбора способа цементирования исследуют скважину на приток посторонней воды. С этой целью отбирают нефть и воду на трех установившихся режимах.

Длительность отбора воды на каждом режиме Т должна быть не меньше времени То. Для каждого из трех режимов определяют забойное давление и соответствующий им отбор воды. Составляют три уравнения типа:

Р_пл-Р_заб=Аq+Bq² (1)

где Р_пл - пластовое давление, атм.;

Р_3аб забойное давление, атм.

q - величина отбора посторонней воды, м³/сут,

А - постоянная величина, атм.*сутки/м³;

В - постоянная величина, ат*сутки²/м⁶.

Решают систему уравнений и получают величину Р_пл, А и В, которые используют для определения интенсивности дренирования пласта перед цементированием и режима продавки цементного раствора.

При обводнении скважины посторонней водой В>0. При В?О источник обводнения скважины не выясняется.

В зависимости от условий притока посторонней воды в скважину, очищают каналы заколонной циркуляции путем интенсивного дренирования пласта или промывки водой с использованием пакера.

Режим промывки должен быть таким, чтобы соблюдалось условие:

р_аQ?42,1Dh атм. • л\сек, (2)

где р_а - давление на устье скважины при промывке, атм. (это давление не должно быть больше 50 атм. на 1 м высоты цементного кольца);

Q -- производительность насоса при промывке, л/сек.

На промыслах Татарии для промывки каналов заколонной циркуляции иногда применяют 10%-ный раствор ингибированной соляной кислоты и воду. При этом степень очистки каналов увеличивается, но требуется тщательное удаление продуктов реакции кислоты с породой. После очистки каналов заколонной циркуляции скважину заполняют пластовой водой с добавкой поверхностно-активного вещества. Поднимают лифтовые трубы и обследуют ствол скважины печатью. При необходимости очищают эксплуатационную колонну в интервале перфорации. Состояние цементного кольца скважины до вскрытия продуктивного пласта определяют методом рассеянного гамма-излучения с помощью цементомера Волго-Уральского филиала ВНИИгеофизики и при помощи акустического (звукового) метода. Состояние цементного кольца между интервалами перфорации колонны устанавливают опрессовкой с использованием пакера и резистивиметра.

Каналы заколонной циркуляции выявляют методами: радиоактивных изотопов, термическим, нейтронными и наведенной активности натрия. Метод радиоактивных изотопов может выполняться по трем технологическим схемам.

По первой схеме после закачки изотопов определяют их положение по кривой интенсивности гамма-излучения.

По второй схеме после закачки изотопов наблюдают за их движением в канале заколонной циркуляции по интенсивности гамма-излучения во времени.

По третьей схеме используют глубинный прибор радиометрии, имеющий аппаратуру для регистрации интенсивности гамма-излучения и стреляющее устройство для ввода изотопов в ствол скважины.

3.4 Применяемые материалы для изоляции

Характеристика растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах

При водоизоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются следующие тампонажные материалы: цемент, жидкое стекло, биополимеры.

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

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

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

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

5. Сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Силаны представляют собой прозрачные бесцветные жидкости (в чистом виде), легко подвижные, дымящиеся на воздухе с резким специфическим запахом, который обусловлен выделением хлористого водорода при контакте с влагой атмосферы. Силаны хорошо растворимы в органических растворителях. Физико-химические свойства силанов приведены в таблице 7.

Таблица 7. Физико-химические свойства силанов

Название соедине-ния	Химическая формула	Температура, 0С	Плотность, кг/м3	Кол-во вступившего в реакцию гидролиза со 100 г проб	Кол-во образовавшейся НСL, г.
		кипения	Застыва-ния
Метилтрихлорсилан	CH3SiCL	65,7	-77,8	1273	36,1	72,2
Диметилдихлор-силан	(CH3)2SiCl2	70,1	-76	1066	27,9	52,5
Триметилхлорсилан	(CH3)2SiCl	57,5	-57,7	846	16,6	33,6
Этилтрихлорсилан	C2H5SiCL3	97-100	-105	1238,8	33,0	66,9
Диэтилдихлорсилан	(C2H5)2SiCL2	129-130	-96	1050	22,9	46,5
Триэтил-хлорсилан	(C2H5)3SiCL	143,5	-	898,6	11,9	24,2
Фенилтрихлорсилан	(C2H5)SiCL3	201	-	1325,6	25,5	49,1

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

Фенилтрихлорсилан (ФТХС) - легкогидролизующийся кремнийорганический продукт.

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

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

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

Материалы, применяемые при цементировании

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

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

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

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

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

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

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

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

Состав цементного раствора с малой водоотдачей следующий:

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

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

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

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

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

Полимерцементный раствор состоит из:

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

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

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

Изоляция пластовых вод цементными растворами

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

При выборе скважин для анализа проведения изоляционных работ исключались скважины:

- эксплуатирующие угленосные горизонты и обводненные водой этих горизонтов;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

При изоляции подошвенной воды:

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

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

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

При изоляции нижних вод:

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

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

Данный случай в отличие от первого будем называть селективной изоляцией вод. Неселективный и селективный методы изоляции нижних и подошвенных вод схематически показаны на рисунке 2.

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



Рисунок 2. Закрытие путей водопритоков с использованием цементного раствора:

А - в скважине, обводненной нижней водой;

Б - в скважине, обводненной подошвенной водой;

а - перекрытие обводненного пласта цементным мостом;

б - наращивание искусственного забоя;

в - перекрытие цементным мостом обводненной части пласта;

г - создание цементной оторочки в зоне ВНК или заполнение затрубного пространства цементным раствором.

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

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

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

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

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

Жидкое стекло

Ограничение притока воды в скважины основано на закачке композиций на базе силиката натрия (стекло натриевое жидкое) и формирования в зоне изоляции стойкой относительно пластовых и опресненных вод тампонирующей массы.

Интерес, к жидкому стеклу значительно возросший в последние годы в нашей стране и за рубежом определяется, наряду с его высокими водоизолирующими свойствами, экологической чистотой применения, негорючестью и нетоксичностью.

В качестве отвердителя в силикат натрия вводится натрий кремнефтористый.

Технология направлена на изоляцию вод, поступающих в добывающие скважины за счёт герметизации крепи скважин, или блокирования наиболее промытых высокопроницаемых зон пласта и вовлечение в разработку участков трудноизвлекаемых запасов нефти.

Областью применения технологии является ликвидация нарушений эксплуатационной колонны в зонах с высокой и низкой проницаемостью, изоляция притока подошвенных, нижних и верхних вод, как в терригенных, так и в карбонатных пластах.

Технология может быть использована как в добывающих, так и нагнетательных скважинах независимо от вида и степени минерализации изолируемых или закачиваемых вод.

Технология обработки скважин предназначена для ограничения добычи попутной воды добывающих скважин и оптимизации режимов работ нагнетательных скважин.

Применяется для ограничения притока подошвенных, пропластковых и закачиваемых вод, изоляции заколонных перетоков добывающих скважин, ликвидации нарушений цементного кольца, а также для выравнивания профилей приемистости и изоляции заколонных перетоков нагнетательных скважин.

Технология основана на закачке композиций на базе силиката натрия (стекло натриевое жидкое) и формирования в зоне изоляции стойкой относительно пластовых и опресненных вод тампонирующей массы. В качестве структурообразователя в силикат натрия вводится натрий кремнефтористый.

Технология обработки скважин композициями на основе силиката натрия применима в условиях терригенных и карбонатных коллекторов, пластовых температур до 150°С и удельной приемистости скважин 0,6-5,0 м³/ч·МПа.

Условия применения жидкого стекла в нефтедобывающих скважинах

- тип коллектора - терригенный, карбонатный;

- коэффициент нефтенасыщенности продуктивного пласта более 50%;

- первоначальная нефтенасыщенная часть пласта не менее 3-4 м;

- накопленный отбор нефти не более 15 тыс.т/м;

- проницаемость коллектора более 0,1 мкм²;

- интервал перфорации не менее 2-3 м;

- температура пласта 20-150°С;

- обводненность добываемой продукции не лимитируется;

- плотность добываемой воды не регламентируется;

- приемистость скважины по воде 0,6-5,0 м³/ч·МПа;

- отношение коэффициентов проницаемостей водного и продуктивного пластов (пропластков) более 2;

- удаленность от нагнетательной скважины более 600 м;

- закачка тампонирующей композиции в зону изоляции осуществляется через существующий эксплуатационный фильтр;

- башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) должен быть установлен в интервале поступления воды в ствол скважины;

- давление закачки тампонирующей композиции в зону изоляции не должно превышать 10-12 МПа для девонских горизонтов и 6-8 МПа для верхних горизонтов;

- необходимый объем тампонирующей композиции 3-5 м³ на I м толщины изолируемой зоны пласта;

- допустимая депрессия на пласт при освоении и эксплуатации скважины после обработки не более 6-8 МПа;

Условия применения жидкого стекла в водонагнетательных скважинах

- тип коллектора - терригенный, карбонатный;

- мощность продуктивного пласта не менее 4-5 м;

- проницаемость коллектора не менее 0,4-0,5 мкм²;

- интервал перфорации не менее 3-4 м;

- эксплуатационная колонна выше интервала перфорации - герметична;

- приемистость скважины по воде 1,2-5,0 м³/ч·МПа;

- исследован профиль приемистости;

- величина приемистости высокопроницаемых пропластков в три и более раз превышает величину приемистости низкопроницаемых пропластков - в случае выравнивания профиля приемистости продуктивного пласта;

- величина приемистости водоносного пласта (не участвующего в вытеснении нефти) в 2 и более раз превышает величину приемистости продуктивного пласта - в случае заколонной циркуляции;

- закачка тампонажной композиции в зону изоляции осуществляется через существующий фильтр;

- башмак НКТ установлен в интервале перфорации, напротив "пики" максимальной приемистости;

- давление закачки тампонирующей композиции в зону изоляции не должно превышать допустимое давление на эксплуатационную колонну;

- общий объем тампонирующей композиции, закачиваемой в зону изоляции, составляет 12-24 м³.

Материалы необходимые для изоляции с помощью жидкого стекла

Силикат натрия (стекло натриевое жидкое), силикатный модуль 2,9-4,0, плотность 1,36-1,45 г/см³, вязкость при 20°С составляет 250-400 мПа·с, температура замерзания минус 10°С.

Натрий кремнефтористый технический, ТУ 113-08-587-86.

Триацетин технический, ТУ 7511903-571-99.

Биополимер

Технология направлена на увеличение коэффициента нефтеотдачи, текущей добычи нефти и снижения обводненности добываемой продукции на поздней стадии разработки за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, регулирования охвата пласта воздействием, перераспределением потоков по пласту за счет свойств композиционного состава на основе ксантана. Технологический процесс (ТП) проводят с применением стандартного нефтепромыслового оборудования.

Назначение технологии:

Неоднородность продуктивного пласта приводит к неравномерному продвижению вытесняющего агента и образованию промытых зон с низким фильтрационным сопротивлением, что, в свою очередь, способствует обводнению добывающих скважин при невыработанных запасах нефти в менее проницаемых пропластках.

Одним из способов повышения охвата нефтенасыщенных пластов заводнением является полное или частичное блокирование промытых водой высокопроницаемых зон коллектора растворами ксантановых биополимеров с индукторами гелеобразования. Благодаря регулируемой вязкости гелеобразующий состав проникает в высокопроницаемые, промытые зоны и выводит их из разработки, перераспределяя потоки пластовых флюидов в менее проницаемые зоны, обеспечивая более полное извлечение нефти из неохваченных воздействием пропластков.

Основы применения:

В качестве официального наименования технологии использовать "Ксантан" - по названию основного действующего вещества, содержащегося в закачиваемой композиции - ксантанового экзополисахарида - биополимера микробного происхождения.

Применение технологии основывается на способности растворов ксантановых биополимеров переходить в состояние высокопрочного геля под воздействием солей поливалентных металлов (хром, алюминий, железо и др.), что приводит к селективной изоляции высокопроницаемых пропластков. Для реализации технологического процесса используются разбавленные водные растворы ксантана, образующие сшитые структуры при добавлении индукторов гелеобразования в течение 8 - 10 суток.

Важнейшими технологическими свойствами ксантана, обуславливающими его применимость для повышения нефтеотдачи пластов, являются:

- регулируемая вязкость рабочих растворов и высокая проникающая способность позволяют закачивать ксантан на требуемую глубину;

- сохранение реологических свойств в широком диапазоне температур (до 100⁰ С), рН, давлении, минерализации (до 200 г/л);

- для растворов характерна высокая вязкость при малых скоростях сдвига и низкая вязкость при высоких скоростях сдвига;

- низкие адсорбционные качества в пластовых условиях;

- высокая стойкость к механической деструкции, солестойкость;

- длительная стабильность геля в условиях постоянного контакта с пресной и минерализованной водой (до 24 месяцев);

- устойчивость раствора ксантана и геля к биодеградации;

- отсутствие коррозионной активности.

Перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением путем воздействия растворами ксантановых биополимеров со сшивающими агентами доказано лабораторными исследованиями на моделях неоднородного пласта..

Материалы, применяемые для изоляции с помощью биополимера

Для реализации технологии "Ксантан" используются следующие реагенты, имеющие сертификат соответствия системы "ТЭКСЕРТ" - ГЦСС "Нефтепромхим" и отвечающие следующим основным требованиям - для раствора ксантанового полисахарида:

- внешний вид - высоковязкая жидкость от белого до желтовато-коричневого цвета;

- динамическая вязкость товарной формы, измеренной на ротационном вискозиметре при скорости сдвига 5,4 с^-1 не менее 2700 мПа·с;

- допустимое содержание осаждаемых этанолом полисахаридов в товарной форме - 1 - 1,5 масс%;

- допустимый диапазон рН раствора, приготовленного разбавлением товарной формы пресной водой в соотношении 1:5 составляет 6 - 9 ед.;

- динамическая вязкость раствора, приготовленного разбавлением товарной формы пресной водой в соотношении 1:5 не менее 5 мПа·с;

- максимальное время образования неподвижного геля (студня) в растворах, приготовленных разбавлением товарной формы пресной водой в соотношении 1:4 и 1 : 5, при добавлении ацетата хрома в концентрации 0,05 - 0,1% (по основному веществу) - 8 суток.

Все марки ксантановых биополимеров подвергаются обязательному исследованию реологических, фильтрационных и нефтевытесняющих свойств в ТатНИПИнефть.

В ТП используются высоковязкие базовые растворы (концентраты) ксантана, например, биополимер жидкий ксантановый (БЖК-3), биополимер торговой марки "Сараксан" или аналоги, прошедшие сертификацию. Изготовляются БЖК-3 в соответствии с ТУ 2458-002-50635131-2003 с изм. 1-4, сертификат ГЦСС "Нефтепромхим" ТЭК RU. ХП06.Н01193, санитарно - эпидемиологическое заключение № 16.11.03.245.П.000663.07.03 от 01.07.2003 г., "Сараксан" в соответствии с ТУ 2458-006-00480709-03, сертификат ГЦСС "Нефтепромхим" ТЭК RU. ХП06.Н01146, санитарно - эпидемиологическое заключение № 16.11.10.245.П.001701.08.05 от 29.08.2005 г..

В композиции, в качестве сшивающего агента используется ацетат хрома или его аналоги, имеющие сертификат соответствия системы "ТЭКСЕРТ" - ГЦСС "Нефтепромхим". Ацетат хрома (уксуснокислый хром (III)) представляет собой жидкость темно-зеленого цвета с запахом уксусной кислоты, хорошо растворим в воде. Водный раствор ацетата хрома выпускается по ТУ 2499-001-50635131-00 с изм. №№1,2. По физико-химическим показателям ацетат хрома должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 8. Ацетат хрома допущен к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти сертификат ГЦСС "Нефтепромхим" ТЭК RU. ХП06.Н01178, гигиеническое заключение №16.9.3.249.Т.1167.8.00 от 22.08.2000г.

Таблица 8 - Физико-химические показатели ацетата хрома

№ п/п	Наименование показателя	Значение
1.	Массовая доля хрома (III), %, не менее	10,2
2.	Массовая доля ацетата хрома (III), %, не менее	45
3.	Показатель активности водородных ионов, рН, в пределах	3-4

При приготовлении композиции ксантана используется процесс разбавления раствора ацетата хрома пресной водой. Концентрация ацетата хрома при разбавлении исходного раствора с содержанием ацетата хрома 50% масс. определяется по плотности разбавленного раствора.

Рисунок 3. Зависимость плотности ацетата хрома от концентрации при разбавлении пресной водой.

В качестве жидкости для приготовления рабочего раствора используется вода пресная (техническая) по ГОСТ 24902-81.

3.5 Оборудование, применяемое при ВИР

Цементировочная арматура

Для цементирования с заливочными трубами применяют цементировочную арматуру типа АЦ1-150, АЦ2-160 конструкции Азинмаша, цементировочную головку грозненского типа или нижнюю часть фонтанной арматуры. Это же оборудование используют при химическом тампонаже скважин, гидравлическом разрыве пласта, кислотной обработке призабойных зон, при определении места дефекта в эксплуатационной колонне пакером и других работах. Цементировочная арматура герметизирует кольцевое пространство между колонной заливочных труб и эксплуатационной колонной. Это позволяет выполнять прямую и обратную промывку, а также продавку жидкости в фильтр скважины через заливочные трубы или кольцевое пространство. На промыслах объединения Грознефть широкое распространение получила цементировочная головка грозненского типа. Она может быть установлена на 168-лш и 219-лш эксплуатационных колоннах. В средней части корпуса головки имеется патрубок, к которому присоединяют манометр для замера давления в затрубном пространстве. Герметизация затрубного пространства в головке грозненского типа осуществляется с помощью двух шарнирных колец, уплотняющего резинового элемента и резиновой зажимной гайки. Резиновый элемент головки (цилиндрической формы) разрезан так, что его можно надеть на колонну труб, спущенных в скважину. Каждая цементировочная головка имеет набор шарнирных колец и резиновых элементов для труб диаметром от 48 мм до 114 мм.

Цементировочная головка грозненского типа рассчитана на работу при давлении в колонне до 200 атм., она позволяет в процессе работ (при наличии давления в затрубном пространстве) расхаживать заливочные трубы в интервале, равном длине верхней трубы.

Заливочные трубы

При цементировании в качестве заливочных труб применяют насосно-компрессорные трубы диаметром от 60 мм и выше, бурильные трубы с высаженными наружу концами диаметром от 60 мм и выше и бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 89 мм и выше. В 114-мм эксплуатационной колонне в виде исключения применяют 48-мм заливочные трубы. Применение в качестве заливочных труб 73-мм бурильных труб с высаженными внутрь концами связано с риском забить трубы цементным раствором.

На промыслах обычно используют двухступенчатую колонну заливочных труб. Нижняя ее часть состоит из десяти-пятнадцати 60-мм насосно-компрессорных труб, соединенных между собой муфтами со снятой фаской; эту часть колонны называют хвостовиком. Верхнюю часть колонны составляют из 89-мм бурильных труб. Многолетняя практика изоляционных работ подтвердила безопасность применения 89-мм бурильных труб в верхней части колонны при цементировании в скважинах глубиной 1000-2500 м.

Пакеры

При изоляционных работах применяют цементировочные пакеры, которые устанавливают на нижнем конце колонны заливочных труб. Назначение пакера - изолировать участок эксплуатационной колонны ниже башмака заливочных труб от кольцевого пространства между этими трубами и колонной.

По характеру изоляции кольцевого (затрубного) пространства цементировочные пакеры делятся на две группы. К первой группе относятся извлекаемые пакеры (поднимаемые из скважины вместе с колонной заливочных труб). Вторую группу составляют неизвлекаемые пакеры. По окончании цементирования они отделяются от колонны заливочных труб и остаются в скважине. При необходимости пакеры второй группы могут быть удалены из скважины путем фрезерования.

Оборудование, необходимое для изоляции с помощью жидкого стекла

При осуществлении технологического процесса используется стандартное оборудование, применяемое при капитальном ремонте скважин, в том числе цементировочные агрегаты типа ЦА-320М и 2-3 автоцистерны.

Оборудование, применяемое для изоляции с помощью биополимера

Технические средства и оборудование. Технологический процесс осуществляется с применением существующего нефтепромыслового оборудования. Насосные агрегаты по ТУ 26-02-030-75 ЦА-320 или его аналоги. Автоцистерны по ТУ 26-16-32-77 АЦ-10 (или их аналоги), в количестве остаточном для подвоза заданного объема закачиваемых составов и соблюдения режима технологического процесса.

3.6 Технология водоизоляционных работ по скважинам

Технологический процесс ВИР с использованием жидкого стекла

Перед осуществлением технологического процесса с целью оценки параметров работы пласта, определения профиля притока или приемистости, установления источника обводнения на скважине необходимо произвести комплекс промыслово-геофизических исследований в соответствии с РД 39-1-1190-84 "Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин".

Для оценки характера и источника обводнения следует также использовать имеющиеся по скважине материалы: первичный стандартный каротаж, историю эксплуатации, динамику обводнения, результаты анализа химического состава воды из отобранных проб, расположение скважины относительно фронта нагнетания и т.д.

Промыть ствол скважины допуском НКТ до забоя и установить башмак НКТ в интервале водопритока.

Осуществить обвязку НКТ с агрегатом ЦА-320М и опрессовать нагнетательную линию на давление, в 1,5 раза превышающее предполагаемое рабочее давление.

Определить приемистость скважины по воде с помощью агрегата ЦА-320М при установившемся устьевом давлении не выше допустимого для опрессовки эксплуатационной колонны.

Выбрать тип тампонажной композиции в соответствии с технологической схемой обработки и с учетом условий применимости самой композиции.

Определить необходимое для осуществления технологического процесса количество тампонажной композиции.

Обработка нефтедобывающих скважин, обводненных подошвенной, закачиваемой и поступающей из нижней части пласта водой

Схема обработки включает нагнетание водоизолирующей композиции из расчета 3 м³ на I м толщины изолируемой зоны пласта и ее продавливание в пласт продавочной жидкостью. Продавка осуществляется задавливанием в пласт продавочной жидкости из расчета 1 м³ на 1 м изолируемой зоны пласта.

В нефтедобывающих скважинах с терригенными коллекторами в качестве продавочной жидкости может служить высокоминерализованная вода (пластовая девонская вода с плотностью 1,18 г/см³).

В скважинах с карбонатными коллекторами в качестве продавочной жидкости может служить пресная вода или растворы на углеводородной основе.

Закачка композиции производится через существующий эксплуатационный фильтр, башмак НКТ устанавливается напротив нижних перфорационных отверстий изолируемого объекта.

Режим продавки водоизолирующих композиций в пласт через существующий эксплуатационный фильтр является важным фактором, определяющим характер (селективность) проникновения композиции в водо- и нефтенасыщенные интервалы. При обработках по ограничению притока подошвенных вод скорость продавки (расход) не должна превышать приемистость пласта по жидкости.

Технологическим критерием успешности проведенной изоляции может служить повышение давления нагнетания тампонажной композиции в зону изоляции в конце продавки в 1,2 и более раза в сравнении с начальным.

Если в процессе нагнетания композиции в зону изоляции роста давления не произошло или оно повысилось ниже чем в 1,2 раза, то необходимо в технологическую схему обработки скважины включить забойную цементную заливку под давлением.

В случае удаленности интервала перфорации от водонефтяного контакта (ВНК) менее 1,5 м необходимо после закачки силикатосодержащей композиции провести цементирование прежнего интервала перфорации с последующим прострелом нового (сверлящим перфоратором) из расчета его удаленности от ВНК более 1,5м.

Достаточное время ожидания формирования водоизолирующего экрана перед пуском скважины в работу составляет 24 часа.

Обработка нефтедобывающих скважин, обводненных нижней водой (заколонный переток)

Схема обработки включает закачку тампонирующей композиции в объеме 8-16 м³ в зону изоляции.

Дополнительное цементирование осуществляется в тех случаях, когда рабочие депрессии в скважине при последующей эксплуатации превышают допустимые для используемых составов композиций (6-8 МПа).

В скважинах с терригенными коллекторами в качестве продавочной жидкости может служить высокоминерализованная вода. В скважинах с карбонатными коллекторами в качестве продавочной жидкости могут служить растворы на углеводородной основе или пресная вода.

Закачка композиции производится через существующий фильтр, башмак НКТ устанавливается против нижних перфорационных отверстий.

Достаточное время ожидания отверждения и формирования водоизолирующего экрана (ОЗЦ) перед пуском скважины в работу составляет 24 часа.

Таблица 9. Зависимость объёма закачиваемой композиции от удельной приемистости скважины

Удельная приемистость скважины, м3/ч·МПа	Общий объём композиции, м3
1,2-2,0	8-12
2-3	12-16
3-4	16-20
4-5	20-24

Последовательность продавливания жидкостекольных составов в зависимости от приемистости нарушения вести по схемам, приведенным на рисунках а, б и в.



Рисунок 4. Последовательность закачивания по насосно-компрессорным трубам рабочих жидкостей в зону нарушения в зависимости от приемистости

Закачивание составов на основе жидкого стекла по схемам а, б, в:

- сроки схватывания составов должны находиться в пределах 1-2 часов;

- контроль за процессом ведут по манометру цементосмесительного агрегата, при повышении давления выше допустимого на эксплуатационную колонну процесс закачивания приостанавливают, излишки материалов вымывают обратной промывкой;

- После прокачивания состава в нарушение по схеме в скважину оставляют под конечным давлением и поддерживают его в течение планируемого срока отверждения жидкостекольной композиции.

Обратной промывкой произвести срезку цементного раствора.

Приподнять 100 м НКТ на безопасную зону для исключения прихвата труб.

Скважину закрыть и оставить на ОЗЦ в течение 24 часов.

Качество проведённых работ оценить либо опрессовкой до и после разбуривания цементного или силикатного моста, либо понижением уровня.

При безуспешности проведённых работ тампонирование повторить, при этом объём тампонирующей смеси установить с учетом снижения приемистости в результате предшествующих операций.

Технология закачки биополимера

Объем композиции определяется расчетным путем исходя из конкретных геолого-физических условий обрабатываемой скважины: пористости, вскрытой толщины пласта.

Расчет необходимого объема закачки для терригенных коллекторов осуществляется исходя из следующих зависимостей:

- принимаем, что оторочка раствора биополимера имеет форму цилиндра с радиусом, равным расстоянию в радиальном направлении, где происходит половина потерь подводимого перепада давления на преодоление фильтрационных сопротивлений движению закачиваемой воды (преобразованная формула Лейбензона).

(3)

где R - условный радиус контура питания равный половине расстояния между

нагнетательной и добывающими скважинами участка;

r = 0,11 м (радиус скважины по долоту);

- относительная величина полного перепада давления.

R_о- радиус оторочки, м

Таким образом,

(4)

Площадь поперечного сечения оторочки

(5)

Расчетный (теоретический) объем оторочки

(6)

V_о - расчетный (теоретический) объем оторочки необходимый для реализации технологии (м³);

m - коэффициент пористости, д.ед.;

h - перфорированная толщина пласта, м.

Согласно А.Х. Мирзаджанзаде работающие интервалы составляют от 30% до 50 % геометрической толщины продуктивного пласта, следовательно, объем раствора должен составлять от 30 до 50 процентов расчетного (теоретического).

Таким образом, объем раствора (V) необходимый для реализации технологии составляет V=0,3-0,5V₀. Рекомендуемый объем V=0,4V₀.

Расчет необходимого объема закачки для карбонатных коллекторов.

Основным объектом регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин, работающих на карбонатных коллекторах порово-трещинного типа, являются открытые трещины. Поэтому, при проектировании работ на таких объектах расчет объема закачки сводится именно к блокированию открытых трещин и изменению проницаемостной неоднородности коллектора. Согласно исследованиям, проведенными специалистами ТатНИПИнефть и ВНИИ трещинная пористости для объектов ОАО "Татнефть" достигает 1,5%, поэтому формула для определения объема закачки (трещин) принимает следующий вид:

V=?xR²xhx0,015, где

V - объем закачки (трещин), м³;

R - радиус воздействия (R=5-10), м;

h - интервал перфорации, м.

Таблица 10. Зависимость радиуса воздействия (оторочки) от приемистости нагнетательных скважин

Приемистость, м3/сут	Радиус воздействия, м
150-250	5-6
250-400	7-8
свыше 400	9-10

Для успешной реализации технологии для карбонатных коллекторов объем закачки не должен быть меньше 2 м³ на один метр интервала перфорации.

Примечание: объем раствора биополимера может быть несколько изменен в зависимости от транспортных возможностей (при получении по результатам расчетов объема биополимера, например, 10,1м³, 10,2м³, используем для подвоза реагентов автоцистерны АЦ -10, по этому объем реагента корректируем до 10 м³)