Размещено на http://www.allbest.ru/

Специальности: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений;

25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин

Кадыров Рамзис Рахимович

Бугульма - 2009

Работа выполнена

В Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина

Научный консультант: доктор технических наук, академик АН Республики Татарстан Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты:

Поляков Владимир Николаевич - доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович - доктор технических наук, профессор

Романов Геннадий Васильевич - доктор химических наук, профессор, член - корреспондет АН РТ

Ведущее предприятие: Общество с ограниченной ответственностью "РОСНЕФТЬ - УФАНИПИНЕФТЬ"

Защита состоится на заседании диссертационного совета Д 222. 018. 01 при Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО "Татнефть" по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института "ТатНИПИнефть".

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук И.В. Львова

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

В настоящее время большинство нефтяных месторождений России и, в частности, Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки. Эта стадия разработки характеризуется снижением уровня добычи нефти, ростом обводненности добываемой продукции. Рост обводненности добываемой продукции является одной из причин, способствующих выходу скважин из действующего фонда.

В России насчитывается около 122 тысяч нефтяных и газовых скважин, и в 30 % из них продукция содержит более 70% воды. Эксплуатация таких скважин, особенно на поздней стадии разработки, в рамках действующей законодательной (прежде всего, налоговой) системы часто становится убыточной для нефтедобывающих компаний. В результате количество неработающих скважин доходит до 30 тысяч и ежегодно увеличивается.

В зависимости от влияния на показатели разработки извлекаемую попутно с нефтью воду можно разделить на два вида: являющеюся рабочей жидкостью предназначенную для вытеснения нефти и не являющеюся рабочей жидкостью при заводнении коллекторов. К первому виду относится закачиваемая вода, отбор которой оказывает двоякое влияние: с одной стороны, результатом этого является увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов, а с другой стороны при этом растет себестоимость добываемой нефти. Ко второму виду относится посторонняя и подошвенная вода на участке добывающей скважины, отбор которой удорожает себестоимость нефти и осложняет выработку пластов.

Мероприятия по ограничению притока вод первого вида предусматривают изоляцию промытых пропластков, отключение обводненных пластов из разработки, ограничение притока закачиваемых вод из разработки выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин и нахождение оптимальных величин отбора ее из пласта. Мероприятия по ограничению притока вод второго вида сводятся к улучшению качества цементирования эксплуатационных колонн при строительстве скважин (первичное крепление) и водоизоляционных работ при эксплуатации (вторичное крепление).

Несмотря на широкие масштабы проведения водоизоляционных работ (ВИР) их успешность при креплении и эксплуатации скважин в ряде геолого-физических условий недостаточно высокая. Задача повышения успешности этих работ требует создания материалов, не только восстанавливающих герметичность заколонного пространства, но и максимально снижающих проницаемость наиболее интенсивно обводнившегося пропластка для исключения поступления воды из него.

Подобным требованиям могут отвечать легко фильтрующиеся материалы с избирательным селективным тампонированием. Селективный тампонирующий материал закупоривает лишь пласты и каналы, насыщенные водой, и извлекается при эксплуатации вместе с пластовой жидкостью из нефтенасыщенных интервалов. Результатом селективной изоляции может быть как полное отключение обводненного пласта (пропластка), так и ликвидация заколонной циркуляции. обводненный пласт скважина

Наличие ряда проблем, связанных с высокой обводненностью добываемой продукции и недостаточной эффективностью технологий ограничения водопритока, указывает на актуальность задачи совершенствования технологий и тампонажных составов для водоизоляционных работ. Эффективность ВИР может быть существенно увеличена при определении оптимальных геолого-технических условий для применения известных технологий, а также за счет разработки новых тампонажных составов, обладающих более высокими технологическими характеристиками и повышенной изолирующей способностью.

Цель диссертационной работы

Создание технологического комплекса на основе новых методов и тампонирующих составов, повышающих надежность и эффективность водоизоляционных работ при строительстве и эксплуатации скважин в различных геолого-физических условиях.

Задачи исследований

1. Анализ и обобщение современного состояния технологий водоизоляционных работ, анализ процессов и явлений в продуктивных пластах и крепи скважин, приводящих к снижению обводненности, и обоснование области применения разрабатываемых технологий.

2. Разработка общих технологических методов тампонирования скважин полимерными материалами с целью формирования качественного гидроизолирующего экрана при ограничении водопритока.

3. Исследования процессов фильтрации, структурирования, деструкции тампонирующих материалов в поровом объеме и глинистой корке в присутствии пластовых флюидов применительно к методам ограничения водопритока и доподъема цемента за эксплуатационной колонной.

4. Разработка комплекса технологий по ограничению водопритока, устранению негерметичности эксплуатационных колонн и заколонной циркуляции.

5. Модифицирование тампонажных материалов, предназначенных для ликвидации осложнений и повышения качества крепления при бурении и эксплуатации скважин.

6. Разработка технологий по производству тампонирующих материалов и технологических жидкостей на базе местного сырья, полуфабрикатов и промышленных отходов.

Методы решения поставленных задач

В диссертации обобщены результаты промысловых работ на скважинах, данные теоретических и экспериментальных исследований, проведенных с применением современных методов, таких как дифференциально-термический, электронно-микроскопический, ядерномагнитная и инфракрасная спектроскопия, рентгенографический и рентгенофлюоресцентный анализы, моделирование технологических процессов на физических моделях пласта и ряда стандартных методик по определению физико-механических характеристик тампонажного камня. Для обработки результатов экспериментов и опытно-промышленных работ применялись методы математической статистики.

Научная новизна

1. Впервые созданы полимерметаллические комплексы на основе сополимеров акриловых кислот с катионами железа, меди, алюминия, стойкие в пластовых жидкостях, избирательно тампонирующие водонасыщенные каналы продуктивного пласта.

2. Подтверждено, что средние размеры глобулярных ассоциатов гидролизованного полиакрилонитрила в водных растворах сопоставимы со средними размерами поровых каналов и зависят от плотности электрического заряда на полимерной цепи, а также от концентрации и вида добавленной соли, вследствие чего происходит осаждение полимера в порах и каналах пласта. Доля закупоривающего эффекта, обусловленная осаждением полимера, находится в пределах 40-70 % от общего эффекта изоляции, а остальные

60-30% связаны с адсорбционными и реологическими свойствами полимера.

3. Научно обоснованы и разработаны технологии водоизоляционных работ на основе олигомеров алкиловых эфиров ортокремниевых кислот в условиях терригенных и карбонатных коллекторов. Установлена прямая зависимость скорости экзотермической реакции структурирования этих олигомеров от концентрации структурообразователя и обратная от величины минерализации пластовой воды и содержания тонкодисперсного диоксида кремния.

4. Рентгенографическими, электронно-микроскопическими и стендовыми исследованиями установлены два типа структурирования, происходящие в коллоидно-коагуляционной микроструктуре, глинистой корке:

- микроструктура монтмориллонита глинистой корки под воздействием катионов поливалентных металлов, содержащихся в пластовой воде или фильтрате цементного раствора, перестраивается в рыхлосвязанную макроструктуру с повышенной проницаемостью и пониженной прочностью, что существенно снижает герметичность контактной зоны "порода-глинистая корка-цементный камень".

- структура глинистой корки при контактировании с составами на основе олигомеров синтетических смол и их отвердителей упрочняется, что приводит к повышению герметичности контактной зоны.

5. С помощью методов инфракрасной и ядерномагнитнорезонансной спектроскопии доказано, что в щелочной и кислой среде в композиции на основе ацетоноформальдегидной и карбамидоформальдегидной смол образуются интерполимерные комплексы за счет водородных связей с последующей их пространственной сшивкой при поликонденсации.

6. Научно обоснованы новые технологические методы приготовления тампонажных материалов на забое скважины или в самом пласте, улучшающие водоизолирующие свойства гидроизоляционного экрана за счет ускоренного структурирования тампонажного материала.

7. Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований, подтверждена 27 изобретениями. Рекомендованы к промышленному внедрению 20 технологий. Разработаны и утверждены 24 РД. Рекомендуемые технологии внедрены более чем на 4000 скважинах. Экономический эффект составил 414 млн. рублей (в ценах 2008 г.).

Основные защищаемые положения

1. Методические подходы по оптимизации целенаправленного синтеза и модификации тампонирующих материалов при разработке составов с заданными физико-химическими свойствами. Разработка и совершенствование методов структурирования тампонирующих материалов непосредственно в пласте и контактной зоне "порода-глинистая корка-цементный камень-обсадная колонна".

2. Комплекс усовершенствованных технологий, новых способов, устройств и составов, обеспечивающих селективное ограничение водопритока в терригенных и карбонатных коллекторах, увеличение дополнительной добычи нефти и уменьшение ее потерь, эффективное проведение природоохранных мероприятий в процессе строительства и эксплуатации скважин.

3. Методические основы по подбору тампонирующих материалов на полимерной основе, их комплексному применению для ограничения водопритока при первичном креплении и эксплуатации скважин.

4. Создание и совершенствование технологических процессов получения тампонирующих материалов из местного сырья, полуфабрикатов и промышленных отходов. Разработка методических основ совместной добычи нефти и пластовой воды, технологий переработки пластовой воды для получения ценных химических материалов, модификаторов тампонажных растворов и технологической жидкости для глушения скважин.

Практическая ценность и реализация работы

Выполненные исследования легли в основу разработки комплекса технологий по ограничению водопритока при строительстве и эксплуатации скважин, который широко реализован в промышленном масштабе:

- технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с использованием сополимеров акриловых кислот и алюмохлорида (РД 39-0147585-88);

- технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с применением реагента МАК-ДЭА (РД 39-3-1169-84). Суммарный экономический эффект от этих технологий по 83 скважинам, которые проводились под надзором автора, составил 11,828 млн. рублей. Общий объем внедрения составил 350 скважин с экономическим эффектом 33,53 млн рублей;

- технология по применению водоизоляционных композиций на основе гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) для ремонтно-изоляционных работ в скважинах (РД 153-39.2-517-07) внедряется с 1974 года. Общий объем внедрения по ОАО "Татнефть" составил 3000 скважин, экономический эффект 240 млн. рублей;

- технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с использованием кремнийорганического продукта 119-296Т (РД 39-0147585-93) применяется в ОАО "Татнефть с 1993 года. Суммарный экономический эффект от технологии на 69 скважинах, проведенных под надзором автора, составил 16,2 млн. рублей. Общий объем внедрения по ОАО "Татнефть" и ГУП "Ингушнефтегазпром" составил 170 скважин с экономическим эффектом 93,9 млн. рублей;

- технология по проведению ремонтно-изоляционных работ с использованием кремнийорганической жидкости "Силор" (РД 153-39.1-316-03) применяется с 2004 года. Общий объем внедрения - 18 скважин с экономическим эффектом 1,4 млн. рублей;

- технология ликвидации нарушений эксплуатационной колонны и негерметичности цементного кольца (с использованием ацетоноформальдегидной смолы РД 153-39.0-275-02) применяется с 2004 года. Общий объем внедрения - 41 скважина с экономическим эффектом 5,9 млн. рублей;

- технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с использованием нефтепираносернокислотной смеси (РД 39-0147-585-059-91) применялась в 1991-1996гг. Общий объем внедрения составил: 192 скважины, экономический эффект 14,8 млн. рублей;

- технология ограничения водопритоков в скважины композициями на основе жидкого стекла (РД 153-39.0-274-02) применяется с 2003 года. Общий объем внедрения в ОАО "Татнефть" составил 72 скважины, экономический эффект 7,2 млн. рублей и с суммарной дополнительной добычей по нефти на 52 скважинах ПФ "Эмбамунайгаз" Республика Казахстан 10347 тонн;

- технология с использованием составов на основе цемента с добавками аэросилов (дополнение к РД 39-0147009 "Технология ремонтно-изоляционных работ", включающая выбор тампонажного материала) применялась в 1986-87 гг. ОАО "Татнефть" и НГДУ "Урайнефть". Общий объем внедрения - 152 скважины, экономический эффект 16,4 млн. рублей;

- технология наращивания цементного кольца с использованием облегченных органоминеральных тампонажных материалов (РД 39-153-39.0-325-04) в настоящее время находится на стадии внедрения. Реализована на 5 скважинах с экономическим эффектом 870,6 тыс. рублей;

Разработан проект установки по получению технологической жидкости из пластовой девонской воды, пригодной для глушения скважин и модификации цементных растворов. По предложенному проекту предусмотрено получение ряда попутных продуктов: поваренной соли (ТУ 9192-076-00209527-96 "Соль поваренная пищевая "Девонская"", гигиенический сертификат № 006319 "Соль поваренная пищевая "Девонская"", выданный Городским центром Госсанэпиднадзора г. Санкт-Петербург от 18.08.1996 г.) йода, брома и их производных.

Обоснованы перспективные направления по альтернативному использованию промышленной, энергетической инфраструктуры и трудовых ресурсов для создания сервисных производств по получению тампонирующих материалов и переработке пластовой воды с извлечением химических реагентов, пригодных для применения в нефтедобыче и химической промышленности.

Предложены новые способы совместной разработки залежей нефти и пластовой воды на месторождении, позволяющих уменьшить обводненность продукции в добывающих скважинах и не влияющих отрицательно на извлечение нефти на месторождении с последующим использованием извлекаемой и облагороженной пластовой воды для модификации тампонажных растворов, приготовления технологических жидкостей и получения из нее ценных химических продуктов на основе запатентованных методов переработки пластовой воды.

На базе предпроектных исследований обоснована и составлена "Целевая программа комплексного использования пластовых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан", одобренная постановлением Кабинета Министров Республики Татарстан за № 564 от 17.08.2001 года.

В целом разработанные под руководством и с участием автора технические и технологические решения реализованы более чем на 4000 скважинах с суммарным экономическим эффектом 414 млн. рублей (в ценах 2008 г.).

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на международных, региональных научно-технических конференциях, симпозиумах и совещаниях.:

- на Всесоюзном семинаре "Пути совершенствования ремонтно-изоляционных работ в нефтедобыче и бурении", г. Гомель, 1981 г.

- на Всесоюзном семинаре "Водорастворимые полимеры", г. Иркутск, 1982 г.

- на 3-х научно - технических конференциях Казанского химико-технологического института имени С.М. Кирова, 1979-1982гг.

- на Всесоюзных координационных совещаниях в области техники и технологии ремонта скважин, г. Туапсе, 1985-1988 гг.

- на Всесоюзном совещании "Процессы студнеобразования в растворах полимеров", г. Саратов, 1985 г.

- на ХII Менделеевском съезде по общей и прикладной химии, г. Баку, 1981г.

-на II Всероссийской научно-технической конференции "Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий", Тюмень, ТюмГИГУ, 2000 г.

- на VII Московском международном Салоне промышленной собственности "Архимед", Москва, 2004 г.

- на научно-практической конференции VIII международной выставки "Нефть, газ и нефтехимия", Казань, 2001 г.

- на научно-практической конференции "Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения", Казань, 2001 г.

- на юбилейной научно-методической конференции "III Кирпичниковские чтения", Казань, КГТУ 2003 г.

- на XVII Менделеевском съезде по общей и прикладной химии "Материалы и нанотехнологии", Казань, 2003 г.

- на II Всероссийской научно-технической конференции "Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности", Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004 г.

- на III Всероссийской научно-технической конференции "Нефтепромысловая химия", Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007 г.

- на Международной научно-практической конференции "Состояние и перспективные развития производств йода, брома и антипиренов", г. Саки, Украина, Республика Крым, 2006 г.

- на V ежегодной международной научно-практической конференции, посвященной 45-летию СевКавНИПИгаза "Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти", г. Кисловодск, 2007 г.

- на II Международной научно-практической конференции "Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития", Геленджик, Краснодарский край, 2007 г.

- на секциях Ученых советов и научно-технических совещаниях ТатНИПИнефть, ВНИИнефть, СвердНИИхиммаш, АО НК "Мунайнефтегаз" Казахстан, ГУП "Ингушнефтегазпром", ОАО "Калмнефть" Республика Калмыкия, ВНИИгалургии, НПО "Бурение" Краснодар, фирмы "Chema Balke-Durr" Германия.

Публикации

По результатам представленных в работе исследований опубликовано 76 научных работ, в т.ч 2 монографии, региональное справочное руководство, 40 статей и тезисов докладов, получено 12 авторских свидетельств и 21 патент на изобретения, из них в источниках, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ, 12 печатных работ. Выпущено 24 руководящих документа отраслевого и регионального значений.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы и приложений. Работа содержит 354 страниц машинописного текста, 84 рисунка, 105 таблиц, 287 библиографических ссылок и приложения на 27 страницах.

Содержание работы

Во введении определены основная цель и направление исследований, обоснованы актуальность и важность проблемы по снижению обводненности добываемой продукции и интенсификации добычи нефти путем проведения ремонтно-изоляционных работ с использованием полимерных материалов.

Отмечено, что данная проблема в нефтяной отрасли является одной из приоритетных в поддержании стабильности действующего фонда скважины, что в конечном итоге предопределяет плановую добычу нефти.

Большой вклад в решение теоретических и практических вопросов ограничения водопритока в скважинах, фильтрации и структурирования полимерных систем в пористой среде при формировании гидроизоляционного экрана внесли ученые и исследователи Ахмедов К.С., Алмаев Р.Х., Алтунина Л.К., Блажевич В.А., Барабанов В.П., Газизов А.Ш., Гарифов К.М., Габдуллин Р.Г., Гончарова Л.В., Горбунов А.Т., Земцов Ю.В., Ибатуллин Р.Р., Курочкин Б.М., Кравченко А.В., Каргин В.С., Крупин С.В., Кузнецов Е.В., Кувшинов В.А., Клещенко И.И., Липатов Ю.С., Муслимов Р.Х., Маляренко И.И., Нерпин С.В., Орлов Г.А., Поддубный Ю.А., Поляков В.Н., Перунов В.П., Рябоконь С.А., Романов Г.В., Сидоров И.А., Ситников Н.Н., Старшов М.И., Стрижнев В.А., Скородиевская Л.А., Телков А.П., Усачев П.М., Уметбаев В.Г., Умрихина Е.В., Френкель С.Я., Хисамутдинов Н.И., Шумилов В.А., Юсупов И.Г., Ягофаров А.К. и другие. Из зарубежных ученых вопросами водоизоляции активно занимались E.J. Burcik, J.R. WiIIiams, B.J. Knigh, E.J. Junch, M. Masket, Y.A. Pope, F.W. Smith, Y.J. Hirasakia, E. Doark, C.A. Einarsei, R.J. Engight, W.Y. Martin, N.N. Nimerk, Presli, C.N. Rankin, E.A. Richardson, D.D. Sparline, H.D. Woodard.

В первой главе показано, что современный этап разработки Ромашкинского месторождения характеризуется снижением эффективности отбора нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности скважин до критических значений. Доля трудноизвлекаемых запасов, составлявшая от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) 38,7%, по текущим извлекаемым запасам (ТИЗ) достигла 78,6%. Из высокопродуктивных коллекторов отобрано более 93% НИЗ. В то же время темпы отбора НИЗ по слабопроницаемым коллекторам составляют 1-1,5%.

Вся терригенная часть горизонта Д 1 представляет собой единый гидрогеологический резервуар, в результате чего большинство площадей Ромашкинского месторождения характеризуется наличием обширных водонефтяных зон (ВНЗ).

Кроме того, динамичные и труднопрогнозируемые процессы гидродинамического воздействия ведут к существенным изменениям пластового давления по разрезу и площади месторождения, что осложняет гидродинамические условия при проектировании технологических процессов заканчивания скважин, ухудшению показателей освоения объектов эксплуатации, снижению производительности скважин (дебита и приемистости) и коэффициента продуктивности.

Поэтому, как показывает многолетний промысловый опыт заканчивания и последующей эксплуатации нефтяных и газовых скважин, достижение высоких показателей технического состояния крепи в изменяющихся на различных стадиях разработки месторождений геолого-физических и гидродинамических условиях до настоящего времени представляется одной из наиболее сложных промысловых задач. Именно поэтому в процессе эксплуатации выполняются большие объемы ВИР, доля которых в общем балансе КРС составляет 7-9%, а по мере роста обводненности продукции более 50% повышается до 12-14%.

Сложные гидродинамические и технические условия проведения водоизоляционных работ обусловили разработку и развитие физико-химических методов ограничения водопритоков в нефтяные скважины. Наиболее широкое промысловое применение при этом находят водоизолирующие композиции на основе акриловых полимеров, жидкого стекла, а также тампонажные смеси на базе тампонажных цементов, этилсиликатов, гидрофобной кремнийорганической жидкости, гипса, шлака и их модификаций, полимерцементов и т.д.

Обводнение добываемой продукции может произойти вследствие нарушения целостности цементного кольца и негерметичности обсадных колонн в интервале залегания водоносных коллекторов. Поступление пластовых флюидов в скважину происходит через интервалы перфорации за счет заколонной циркуляции из выше- или нижележащих водоносных пластов. Разрушение цементного кольца в удалении от эксплуатационного фильтра не приводит к поступлению пластовых флюидов в скважину. Но при этом появляются перетоки между коллекторами, вскрытыми при строительстве скважины, приводящие к усилению коррозии обсадных колонн, и являющиеся недопустимыми с экологической точки зрения.

Для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, характерно обводнение добываемой продукции за счет прорыва или подтягивания воды к продуктивной части коллектора. Прорыв воды возможен по пропласткам неоднородного пласта. Причиной этого типа обводнения является наличие в разрезе нефтяного коллектора высокопроницаемых интервалов, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых с целью поддержания пластового давления вод. Часто обводнение добываемой продукции происходит вследствие образования конуса подошвенной воды. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, приводящего к постепенному, но непрерывно увеличивающемуся росту содержания воды в продукции скважины.

На эксплуатационных объектах, имеющих зоны слияния пластов и представляющих собой гидродинамически единую систему, причиной обводнения добываемой продукции может стать наличие межпластовых перетоков между продуктивным коллектором, вскрытым эксплуатационным фильтром и смежными обводненными пластами.

Если разрез скажины в зонах, прилегающих и формирующих продуктивный интервал, представлен трещиноватыми породами, то смежные обводненные и нефтеносные пласты могут сообщаться через трещины, проходящие через них. В нетрещиноватых породах развитие подобных разломов может быть вызвано использованием кумулятивной перфорации при вскрытии продуктивных коллекторов.

Снизить обводненность добываемой продукции и интенсифицировать добычу нефти позволяют, в частности, технологии физико-химического воздействия на пласты. Воздействие может осуществляться как со стороны нагнетательных, так и со стороны добывающих скважин. Методы снижения обводненности и интенсификации добычи нефти, основанные на процессах со стороны нагнетательных скважин, как правило, требуют долговременного крупномасштабного применения и больших затрат. Поэтому во многих случаях целесообразно проведение ВИР на добывающих скважинах.

Основной объем ВИР составляют работы по герметизации эксплуатационных колонн, ликвидации заколонных перетоков и ограничению водопритока из обводненных нефтяных коллекторов, осуществляемые посредством тампонирования. Различные технические средства, такие, как дополнительные колонны, профильные перекрыватели, съемные летучки, не могут быть использованы для селективного ограничения притока вод из обводненных нефтеносных коллекторов. При проведении других видов ВИР технические средства применяются, как правило, когда технологический эффект не удается получить проведением работ по тампонированию. При тампонировании результативность ВИР определяется свойствами используемой водоизоляционной композиции. Таким образом, для успешного применения водоизоляционных композиций необходимо учитывать их преимущества и недостатки.

Критический обзор процессов структурирования полимеров в поровом объеме горных пород в присутствии пластовых флюидов позволил выдвинуть следующие основные требования к полимерным материалам, рекомендуемым для проведения ВИР в зависимости от геолого-технических условий:

1. Осадкообразующие и гелеобразующие полимерные материалы должны взаимодействовать с пластовыми водами; размеры образующихся в растворах ассоциатов должны быть достаточными для перекрытия поровых каналов и трещин и адсорбироваться на породе для формирования в поровом пространстве пристенных слоев, уменьшающих фазовую проницаемость по воде.

2. Олигомеры полимерных материалов должны отверждаться на основе реакций поликонденсации, поскольку степень конверсии их в поровом объеме пласта выше, чем при других видах полимеризации.

3. Общими требованиями для полимерных материалов, независимо от вида структурирования, является достаточная адгезия к породе в присутствии пластовых флюидов, способность к селективной адсорбции по отношению к гидрофильным минералам с образованием хемосорбционных связей, способность противостоять агрессивным воздействиям пластовых жидкостей и факторам, связанным с интенсификацией разработки.

Вторая глава посвящена теоретическому и экспериментальному обоснованию, конкретизации общего методического подхода к разработке тампонирующих материалов на основе акриловых полимеров. Полимеры на основе кислот акрилового ряда обладают комплексом свойств, отвечающих требованиям к перспективным водоизолирующим материалам. Наличие карбоксильных ионогенных групп обуславливает растворение полимеров в наиболее доступном растворителе - воде, взаимодействие с электролитами, содержащимися в пластовых водах, и образование при этом прочной тампонирующей полимерной массы. Сополимеры на основе акриловых кислот обладают преимуществом по сравнению с другими водоизолирующими реагентами, так как могут сочетать в себе как гидрофильные, так и гидрофобные свойства. Причём, оптимальная совместимость этих свойств, соответствующая максимальной фазовой проницаемости по нефти и минимальной по воде, поддаётся регулированию. В работе показано, что сополимеры обладают селективными водоизолирующими свойствами относительно водоносного пласта вследствие избирательной фильтрации в водонасыщенную часть пласта, отсутствия взаимодействия в углеводородной среде с электролитами, заполняющими поровый объем, и минералами, составлявшими пласт. Приведенные в диссертации результаты промысловых работ, с использованием гидролизованного полиакрилонитрила, показывают значительный прирост по дебиту нефти и ограничение добычи попутной воды по сравнению с другими водоизолирующими реагентами.

В настоящей работе изучено взаимодействие гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) и сополимера метакриловой кислоты с её диэтиламмониевой солью (сополимер МАК-ДЭА) с ионами многовалентных металлов. Установлено, что при взаимодействии гипана с солями трёх- и двухзарядного железа в водных растворах происходит образование полимерметаллических комплексов, стойких относительно пресных и минерализованных вод.

В ходе исследований с привлечением термографии, химического и рентгенофлюоресцентного анализа было установлено, что гидролизованный полиакрилонитрил образует с катионами железа /III/ и /II/ и меди комплексные соединения. Состав этих комплексов приведен в таблице 1.

Из таблицы 1 видно, что мольное отношение карбоксильных групп и металлов находится в пределах 1,25-1,53.

Большее число карбоксильных групп, входящих в состав полимерного лиганда, не может координироваться вокруг иона металла ввиду стерических трудностей. Ненасыщенные координационные связи заполняются более подвижными молекулами воды. Комплексообразование наблюдается при взаимодействии гидролизованного полиакрилонитрила с катионами алюминия, что подтверждается повышенной стойкостью тампонирующей массы, полученной таким способом, к пластовым жидкостям.

Таблица 1 - Состав металлополимерных комплексов

Вид катиона	Содержание азота, %	Содержание металла, %	Содержание карбоксильных групп, мольн, %	Мольное отношение карбоксильных групп и металлов
	масс.	мольн.	масс.	мольн.
Cu2+	2,9	21,0	22,2	35	44	1,25
Fe2+	2,9	21,0	17,9	32	47	1,47
Fe3+	2,9	21,0	15,9	28	43	1,53

Исследования взаимодействия ионов кальция с исследуемыми сополимерами показали, что они носят электростатический характер. Получаемая при этом полимерная масса неустойчива к опресненным пластовым жидкостям.

Необходимо отметить, что стойкость полученных полимерметаллических комплексов по отношению к пластовой воде с любой степенью минерализации и нефти девонского и бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения высокая. Эти данные явились предпосылкой для разграничения области практического применения комплексов гипана и сополимера МАК-ДЭА при ограничении водопритоков в нефтяных скважинах.

На процесс фильтрации и взаимодействия исследуемых сополимеров в пористой среде оказывают влияние размеры ассоциатов макромолекул полимера в растворе, которые зависят от многих факторов, в том числе рН раствора, присутствия солей и других добавок.

Электронно-микроскопические данные показывают, что среднечисловой диаметр глобулярных образований гипана зависит от плотности заряда по полимерной цепи, а также природы и концентрации добавленных катионов. Сопоставление полученных размеров глобул гипана с осредненными размерами поровых каналов свидетельствует о существовании части порового пространства, недоступного фильтрующимся полимерным макромолекулам, что естественно сказывается на водоизолирующих свойствах гипана.

Были проведены исследования по оценке степени заполнения порового объема исследуемыми сополимерами. В качестве сравнительных объектов использовались отверждающаяся фенолформальдегидная смола ТСД-9 и уретановый форполимер УФП-50А. Заполнение порового объема гипаном или сополимером МАК-ДЭА происходит на 8-16%. Смола ТСД -9 и уретановый форполимер заполняют поровый объем на 42-55%. Таким образом, при фильтрации раствора гидролизованного полиакрилонитрила и сополимера МАК-ДЭА в кварцевом песчанике, насыщенном хлоридами кальция или железа, происходит частичное перемешивание раствора полимера и электролита, сопровождающиеся осаждением полимера. Доля закупоривающего эффекта, обусловленная этим фактором, находится в пределах 40-70% от общего эффекта. При поликонденсации смолы ТСД-9 или гидролизе уретанового форполимера УФП-50А в поровом объеме кварцевого песчаника водоизолирующие свойства проявляются, в основном вследствие заполнения порового объема.

Водоизолирующие свойства, получаемые при использовании систем "гипан-хлорное железо" и "сополимер МАК-ДЭА-хлористый кальций", выше, чем у системы "гипан - хлористый кальций". Электронно-микроскопические снимки, полученные на японском растровом электронном микроскопе MINI-SEM, приведенные на рис.1, показывают, что осаждение исследуемых сополимеров в свободном объеме приводит к образованию монолитного твердого осадка. Осадкообразование сополимеров на поверхности кварцевого песчаника при воздействии хлористого кальция происходит в виде рыхлого пористого слоя, имеющего большую удельную поверхность, что обусловлено уменьшением подвижности макромолекул вследствие взаимодействия сополимеров с кварцевым песчаником, приводящего к затруднению протекания релаксационных процессов. Формирование осадков из водного раствора гипана в присутствии хлорного железа в поровом объеме протекает с образованием частиц коллоидной степени дисперсности, поскольку повышается энергия взаимодействия кварца с полимерами.

Выполненные экспериментальные исследования позволили разработать технологию ограничения водопритока с использованием сополимера МАК-ДЭА и усовершенствовать технологию изоляции вод гипаном с целью расширения области применимости. Испытания разработанных водоизолирующих систем на основе гипана и сополимера МАК-ДЭА были проведены на нефтяных месторождениях объединения "Татнефть". Объект эксплуатации был представлен терригенными отложениями девона и карбона. Количество эксплуатируемых пластов одного объекта составляло не более двух. Обводненность добываемой продукции была не менее 70%.

Испытания гипана при искусственной минерализации пласта-обводнителя солями железа и алюминия проводились для подошвенных и "нижних" вод с минерализацией 1000-1100 кг/м 3. Сополимер МАК-ДЭА использовался для изоляции подошвенных вод с минерализацией 1140-1180 кг/м 3.

Анализируя результаты работ, проведенных на скважинах, следует отметить, что наилучшие результаты достигаются при предварительном закачивании полимера и в последующем закачивании электролита; порционном закачивании полимера и электролита.

Технология ограничения водопритока с использованием гипана при искусственной минерализации пласта-обводнителя алюмохлоридом проведена на скважинах с успешностью 75% и длительностью эффективного периода работ скважин более 18 месяцев.

Технология изоляции вод с использованием реагента МАК-ДЭА проведена на скважинах с успешностью 80% и длительностью эффективного периода 14 месяцев.

В третьей главе приводятся результаты исследований по разработке технологических процессов ремонтно-изоляционных работ с использованием кремнийорганических соединений и синтетических смол.

Тампонирующие материалы на основе кремнийорганических соединений (КОС) нашли широкое применение на нефтяных месторождениях Краснодарского края и Сибири. Это составы, включающие алкоксисилоксаны (АКОР, ВТС-1 и ВТС-2), олигоорганоэтоксихлорсилоксаны (продукт 119-204). Однако эти составы имеют ряд недостатков: АКОРы предпочтительно использовать при повышенных температурах коллектора, так как в температурном диапазоне 20-300С время отверждения сильно замедляется. Благодаря присутствию в составе АКОРа хлоридов титана или железа, он коррозионно активен и может преждевременно отверждаться при хранении. Продукт 119-204 нестабилен в процессе доставки его в пласт.



а) гипан +хлористый кальций; б) гипан + хлорное железо; в) смола ТСД- +формалин; г) уретановый полимер УФП-50А, гидролизованный водой

Рисунок 1. - Электронно-микроскопические фотографии порового пространства кварцевого песчаника, закупоренного полимерами (увеличение 100х).

В связи с рядом преимуществ, присущих кремнийорганическим жидкостям: хорошей фильтруемостью в пласт; низкой температурой замерзания; стойкостью получаемой тампонирующей массы к температуре и пластовым жидкостям, нами была предпринята попытка по разработке составов на основе кубовых остатков тетраэтоксисилана, являющимся сравнительно дешевым продуктом. Кубовые остатки содержат эфиры ортокремниевых кислот (продукт 119-296). Кроме того, эфир ортокремниевой кислоты легко гомогенизируется, при этом образуются однородные нерасслаивающие смеси с водой. Было установлено, что в качестве гомогенизирующих добавок можно использовать: поверхностно-активные вещества, нейтральные сорастворители (метилкарбинол, кетоны), активные сорастворители (полигликоли, органические кислоты и др.).

В процессе работ с продуктом 119-296Т была отмечена высокая чувствительность сроков отверждения композиций на основе этих продуктов к температуре и концентрации соляной кислоты, поэтому были отработаны рецептуры для зимнего, весенне-зимнего и летнего периода времени. Для зимнего периода в качестве одной из составляющих использовалась пластовая вода горизонта Д 1 плотностью 1180 кг/м 3, а для летнего периода - пресная техническая вода.

Исследования динамики структурирования на основании изменения динамической вязкости от времени показали, что составы с содержанием продукта, разбавляемые пресной водой, набирают динамическую вязкость быстрее, что объясняет более высокую эффективность тампонажных составов при ограничении водопритока вод с низкой минерализацией.

С целью снижения риска возникновения аварийной ситуации в процессе водоизоляционных работ, с одновременным повышением эффективности изоляции зон водопритока был разработан способ приготовления быстросхватывающегося тампонажного состава в зоне изоляции. При использовании этого способа инициатор структурирования вводится в структурирующийся реагент непосредственно в интервале изоляции, при подъеме колонны насосно-компрессорных труб. В скважину спускаются насосно-компрессорные трубы, глубина спуска которых определяется с таким расчетом, чтобы исключить оставление тампонажного состава в эксплуатационной колонне после его продавки в изолируемый интервал (рис. 2).

Эффективность способа приготовления и закачивания быстросхватывающегося тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119-296Т в интервале изоляции была испытана при проведении водоизоляционных работ на добывающей скважине № 16338 НГДУ "Альметьевнефть", эксплуатирующей пласты бобриковского горизонта. Результаты проведенных работ положительные. Дополнительная добыча нефти по скважинам, на которых были проведены водоизоляционные работы с использованием тампонажных составов на основе кремнийорганического продукта 119-296Т, в среднем составляет 350 т/скв. На скважине № 16338 суммарная дополнительная добыча нефти составила 831 т/скв.

В процессе изыскания новых тампонирующих составов разработан и апробирован в промышленных условиях кремнийорганический продукт "Силор". На него составлены и утверждены технические условия ТУ 2229-052-0576761-2003.

Силор получают химической переработкой отходов производства кремнийорганических резиновых смесей, герметиков, компаундов, образующихся при изготовлении резинотехнических изделий на основе силиконовых каучуков. В процессе переработки образуется суспензия дисперсного кремнезема (аэросила и белой сажи) в олигомерах алкиловых эфиров ортокремниевых кислот. Тампонажный состав может быть приготовлен смешиванием расчетных объемов кремнийорганического продукта "Силор" и товарной нефти с последующим добавлением водного раствора соляной кислоты. Из приготовленного состава формируется твердая водонерастворимая полимерная масса.

Исследования процесса структурирования рецептур состава на основе продукта "Силор" с различным содержанием аэросила и белой сажи показали, что с увеличением содержания дисперсного кремнезема максимальная температура разогрева состава в процессе структурирования снижается. Содержащийся в кремнийорганическом продукте "Силор" дисперсный кремнезем выполняет роль стабилизатора реакции гидролитической поликонденсации.

Было исследовано влияние количества и концентрации компонентов на физико-механические свойства разработанного тампонажного состава и подобраны оптимальные рецептуры. Соляная кислота является инициатором структурирования, от ее содержания и концентрации в наибольшей степени зависит время отверждения тампонажного состава.

Физико-химические исследования синтетических смол применительно к ВИР были проведены на примере ацетоноформальдегидной (АЦФ) и карбамидоформальдегидной (КФЖ) смол.

Проведенные исследования полимерного состава на основе АЦФ показали возможность ее использования для ремонтно-изоляционных работ на скважинах. Однако применительно к процессам отверждения АЦФ принципиальную трудность представляет влияние объема приготавливаемой композиции на стабильность ее характеристик (табл.2).

Как видно из таблицы 2, в малых объемах приготовленной композиции сроки отверждения более длительны. При больших объемах скорость отверждения сильно возрастает, что связано с экзотермическим характером процесса отверждения, приводящего к сильному разогреву системы. Различия в скоростях потерь тепла за счет рассеивания в окружающую среду и тепла, выделяемого при отверждении, приводит к нестабильности и неуправляемости процесса отверждения. Введение карбамидоформальдегидной смолы (КФЖ) замедляет процесс отверждения ацетоноформальдегидной смолы и позволяет достичь стабильности процесса отверждения независимо от объема приготавливаемой композиции. Отверждение композиции из смол АЦФ и КФЖ замедляется в сравнении со смолой АЦФ в два и более раза, приводя к небольшому подъему температуры и нарастанию вязкости. Как показали методы инфракрасной и ядерной магнитной спектроскопии, в смеси смол наблюдается образование интерполимерных комплексов с участием межмолекулярных водородных связей, что, в конечном итоге, ввиду стерических трудностей, приводит к замедлению роста линейных цепей и пространственной сшивки образующегося полимера.

Таблица 2 - Технологические характеристики полимерной композиции на основе ацетоноформальдегидной смолы (температура окружающей среды 20 0С).

№ п/п	Объем полимерного раствора, см 3	Состав раствора, см 3	Температура раствора при смешивании ингредиентов, 0С	Время отверждения, мин.
		АЦФ	10% вод. р-р NaOH		начало	конец
1	100	91	9	23,0	285	410
3	400	364	36	25,0	195	285
4	500	455	45	26,0	175	275
5	900	819	81	27,5	120	185
6	1000	910	90	27,5	105	155
7	1200	1092	108	28,0	95	140
8	1500	1365	135	30,0	60	120

Невысокая вязкость модифицированных в начальной стадии отверждения смол позволяет осуществлять закачку композиции в скважину при проведении ремонтно-изоляционных работ с меньшими энергозатратами и обеспечить лучшую проницаемость композиции в места нарушений герметичности скважины. Кроме того, смеси КФЖ и АЦФ стабильны в процессе отверждения: гелеобразование и отверждение не зависят от объема композиции (табл. 3), что связано с невысоким тепловыделением по сравнению с отверждением индивидуальных смол.

Необходимо также отметить, что срок хранения смеси смол составляет более года, что в шесть раз превышает срок хранения исходной карбамидоформальдегидной смолы.

Исследования прочностных характеристик полимерного камня, полученного из смеси смол и исходных смол, показали их высокую коррозионную стойкость по отношению к пластовым флюидам.

Технология ликвидации нарушений эксплуатационной колонны и негерметичности цементного кольца (с использованием разработанного состава из ацетоноформальдегидной смолы, пластовой воды и гидроксида натрия) принята к промышленному применению в ОАО "Татнефть". Проведены промысловые работы на 41 скважине с успешностью 70 %.

В ходе выполнения опытно-промысловых работ разработан новый способ ремонтно-изоляционных работ. Применение предложенного способа снижает риск возникновения аварийной ситуации в процессе ремонтно-изоляционных работ с одновременным повышением эффективности изоляции зон водопритока. Суть предложенного способа заключается в следующем. В скважину последовательно закачивают в зону водопритока полимерный состав и цементную суспензию. Закачку цементной суспензии осуществляют после закачки разделительной жидкости, проявляющей одновременно свойства отвердителя полимерного состава и ускорителя отверждения цементной суспензии. До и после разделительной жидкости дополнительно закачивают подушку пресной воды. При использовании этого способа происходит внутрипластовое смешивание полимерного состава, содержащего отвердитель, с дополнительным количеством отвердителя для ускорения отверждения полимерного состава и предотвращения размыва его пластовой водой. Практически одновременно происходит смешивание переднего фронта закачиваемой цементной суспензии с разделительной жидкостью (ускоритель отверждения для цемента), что предотвращает размыв цементной суспензии и быстрое его отверждение.

Таблица 3 - Технологические параметры полимерной тампонажной композиции на основе смеси смол (АЦФ:КФЖ:NaOH 10%) соответственно 1:1:0,5 (температура окружающей среды 20 0С).

Объем полимерного раствора, см 3	Температура раствора после смешения компонентов, 0С	Время отверждения, мин.
		начало	конец
100	20	121	190
400	20	115	186
500	20	120	185
900	20	120	185
1000	20	119	180
1500	20	118	182

По результатам промысловых испытаний с использованием данного способа с композицией на основе ацетоноформальдегидной смолы на 6 скважинах ОАО "Татнефть" успешность применения технологии составила 90 %.

Несмотря на большой ассортимент тампонирующих составов и многообразие технологий их применения, успешность работ по креплению скважин и ремонтно-изоляционным мероприятиям во многих случаях остается невысокой. Это обусловлено рядом факторов: сложностью приготовления и доставки тампонирующих составов в зону тампонирования, перемешиванием и разбавлением водоизолирующих составов с химически активными пластовыми жидкостями; нестабильностью химических реагентов; короткими сроками хранения вследствие изменения химического состава; взаимодействием с материалами емкостей хранения, окружающей атмосферой, сезонными изменениями температуры; зависимостью сроков структурирования тампонирующих составов от перепада температуры окружающей среды на дневной поверхности и в недрах Земли и многим другим. Все это, в конечном итоге, приводит к понижению качества ремонтно-изоляционных работ, а в отдельных случаях чревато осложнениями РИР и возникновением аварийных ситуаций.

Исходя из результатов исследований и богатого промыслового опыта, обобщенного в диссертации, предлагается широкая гамма методов, позволяющих преодолеть вышеупомянутые трудности. Классификация этих методов представлена на рис. 3. Рассмотрим некоторые методы подробнее.

Технические приемы ввода структурообразователя и регулирование сроков структурирования тампонирующего материала в процессе его доставки в зону изоляции

Для доставки и приготовления однородного тампонажного состава непосредственно в стволе скважины в зоне ремонтно-изоляционных работ нами разработано устройство, приведенное на рис. 4. Сроки схватывания тампонажного состава регулируются изменением концентрации инициатора структурообразования, залитого в изолированную камеру устройства. Конструкция устройства позволяет готовить и использовать тампонажные составы с коротким сроком отверждения.

Введение химических регуляторов структурирования в тампонажный состав

Сроки структурирования многих тампонажных материалов зависят от разности температур окружающей среды на земной поверхности и в недрах. Снижение влияния данного фактора на процесс структурирования позволит упростить регулирование сроков отверждения тампонажного состава.

Целесообразно применять тампонажные составы с отвердителем, начинающим работать только после закачивания состава в пласт. Например, применение кремнийорганического продукта 119-204 в качестве отвердителя карбамидоформальдегидных смол позволит избежать влияния температурного фактора на сроки структурирования. Кремнийорганический продукт 119-204 представляет собой смесь олигоорганоэтоксихлорсилоксанов. Смесь гидролизуется в присутствии воды, которая попадает в состав только после поступления состава в пласт, с выделением соляной кислоты, являющейся катализатором отверждения.

Коллоидно-химические приемы регулирования сроков структурирования тампонирующих материалов

Классический пример использования этого приема можно проиллюстрировать на примере нефтецементного раствора. Готовится нефтецементый раствор, который без всяких осложнений закачивается в зону ремонтно-изоляционных работ, где он контактирует с пластовой водой, и вследствие того, что частицы цемента имеют гидрофильную природу, вода оттесняет нефть от цемента, и начинается активный процесс гидратации цемента, сопровождающийся его отверждением. Это позволяет произвести безопасную доставку цемента в пласт и произвести селективное отверждение его в водоносной части пласта.

Метод ликвидации нарушения эксплуатационной колонны и разобщения пластов с использованием увеличивающегося в объеме тампонирующего материала

Глава 4 посвящена разработке технологии по ограничению водопритока в карбонатных и терригенных коллекторах с удельной приемистостью более 2 м 3/час·МПа с использованием составов на основе нефти.

Нефтесернокислотная смесь (НСКС) нашла широкое применение на промыслах объединения "Татнефть" при изоляции притока вод в нефтяные скважины, однако количество и качество полученного кислого гудрона по данному способу зависит от содержания в нефти асфальто-смолистых веществ. При уменьшении содержания в нефти этих веществ реакция сульфирования замедляется, продукты коагуляции асфальтенов и конденсации смол характеризуются низкой динамической вязкостью, из смеси выделяется жидкая фаза. Все эти факторы способствуют обратному выходу в скважину образовавшейся в пласте тампонирующей массы. Отсюда и возникает необходимость закачки в пласт большого количества изолирующего материала или повторных изоляционных работ, что в свою очередь приводит к увеличению материальных затрат. С целью устранения указанных недостатков и повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ нами разработана технология применения нефтесернокислотной смеси с модифицирующими добавками на основе отхода производства изопрена (именуемого в дальнейшем пирановой фракцией или пираном), получаемого в ОАО "Нижнекамскнефтехим". Добавление отходов производства изопрена, содержащих соединения с сопряженными двойными связями, в нефть способствует полимеризации продуктов взаимодействия нефти с алкилированной серной кислотой (АСК). При этом вязкость полученной тампонирующей массы увеличивается в 6-10 раз по сравнению с НСКС. Как видно из рисунка 7, улучшается термостабильность и работоспособность полимерной массы в диапазоне температур 20-800С. В таком температурном диапазоне тампонирующая масса, полученная из обычной НСКС, плавится и вытесняется из пласта.

...