Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Вследствие малой плотности формалина (1,07ч1,01 г/см³) и ТС-10 (1,16 г/см³) плотность отвержденного бурового раствора оказывается несколько меньше его исходной плотности.

В пресной воде наблюдается незначительное набухание образцов, а в высокоагрессивном по отношению к цементному камню растворе сернокислого натрия размеры образцов практически не изменялись при хранении в течение 30 мес. Размеры образцов резко уменьшались в растворе хлорида магния первые две недели хранения образцов, что можно объяснить дополнительной сшивкой макромолекул ионами магния по группам фенольных колец, что подтверждается сравнительно высокой прочностью образцов, хранившихся в этом растворе Прочность образцов, хранящихся в дистиллированной воде и растворе сернокислого натрия, практически не меняется.

Разработанные составы с успехом можно применять при изоляционных работах в интервалах, не содержащих отложений поливалентных солей. Если в отверждаемый буровой раствор внести 3--5% натриевых солей высших жирных кислот, то влияние поливалентных катионов подавляется. Образцы, содержащие такую добавку, сохранялись в кипящих насыщенных растворах хлоридов магния и кальция в течение 48 ч., не изменяя линейных размеров. Прочность образцов при этом увеличивалась на 30--50%.

В результате изучения процессов отверждения буровых растворов алкилрезорцинами и альдегидами установлены следующие основные закономерности:

плотность отверждаемого бурового (глинистого) раствора (ОГР) равна или несколько ниже плотности исходного бурового раствора, что обеспечивает подъем тампонажного раствора практически на любую высоту от башмака колонны:

фильтратоотдача ОГР близка к фильтратоотдаче исходного бурового раствора, при этом фильтрат способен поликонденсироваться с образованием твердого тела, что при его проникновении в фильтрационную корку и породу обеспечивает монолитную связь тампонирующего состава со стенками скважины;

время загустевания регулируется подбором соответствующих соотношений компонентов;

ОГР характеризуется высокой седиментационной устойчивостью и отсутствием контракционных процессов в период твердения;

прочность тампонажного камня зависит от плотности глинистого раствора и растет вместе с ней, достигая предела прочности при изгибе у_изг = 5ч7 МПа для раствора с плотностью 1,6-1,8 г/см³;

водогазопроницаемость камня близка к нулю;

шлам камня инертен к буровому раствору.

Промысловые испытания ОГР проведены при первичном тампонировании, ликвидации негерметичности обсадных колонн и изоляции зон поглощений в объединениях «Краснодарнефтегаз», «Кубаньгазпром», «Куйбышевнефть», «Запсиббурнефть», «Татнефть», «Башнефть», «Ставропольнефтегаз» и «Оренбургнефть».

Латекс-цементные растворы в зарубежной практике

1. Латекс-цементная смесь (Latex Cement), применяемая фирмой Halliburton, представляет собой тампонажный раствор из портландцемента (или позмикс-цемента), воды и латекса (синтетического жидкого латекса LА-2 или порошкообразного латекса LРА-1).

Латекс-цементный раствор, полученный добавлением в воду для затворения цемента жидкого латекса LА-2, имеет ряд преимуществ, к числу которых относятся: 1) низкая водоотдача по АНИ; 2) высокая начальная прочность цементного камня; 3) хорошая сцепляемость как со стенками скважины, так и с поверхностью труб; 4) хорошие перфорационные свойства (образование цементного камня, отличающегося повышенной пластичностью), а также сопротивляемость к действию кислот и агрессивных пластовых флюидов (в частности, к действию сульфатсодержащих пластовых вод); 5) незначительное вспенивание в процессе приготовления и возможность непрерывного приготовления раствора.

Однако основным положительным свойством данного раствора является низкая водоотдача --20--30 см³ за 30 мин. (табл. 10.1). Так, при прочих равных условиях полное обезвоживание (потеря свободной воды) раствора из чистого портландцемента класса А по АНИ происходит менее чем за 1 мин. (за 40 с), тогда как у латекс-цементного раствора этот процесс занимает гораздо больше времени. Это свойство латекс-цемента имеет огромное значение при цементировании хорошо проницаемых продуктивных коллекторов, когда требуется предотвратить глубокое проникновение в них фильтрата цементного раствора. Благодаря низкой водоотдаче латекс-цементная смесь нашла широкое применение при проведении цементирования под давлением (без создания высоких давлений в процессе цементирования). Добавление синтетического латекса (LА-2) к воде для затворения цемента уменьшает вспенивание тампонажного раствора и способствует сохранению его стабильности в процессе сильного перемешивания.

Прочность на сжатие камня из латекс-цементного раствора (с добавкой LА-2) несколько ниже, чем камня из чистого портландцемента, из-за относительно большего содержания жидкой фазы в растворе (табл. 10.2). Для повышения прочности камня из такого латекс-цементного раствора используют хлористый кальций в количестве 2% (от массы цемента).

В табл. 10.3 приведены некоторые сведения о латекс-цементном растворе с добавкой LАР-1, используемой при цементировании под давлением.

2. Латекс-цементный раствор, применяемый фирмой Dawe II (торговое наименование Сеаlment), содержит цемент класса А и Е (очень редко используют цемент класса С), латекс (D15) и воду. Проницаемость камня из этого тампонажного раствора -- менее 0,01 мД, пористость -- менее 7%. При схватывании раствора частицы латекса образуют тонкую, прочную, гибкую и липкую пленку, устойчивую по отношению к жидкостям, находящимся в скважинах. Эти свойства тампонажного раствора особенно ценны при изоляции продуктивных толщ. Другое отличительное важное свойство такого латекс-цементного раствора -- стойкость образующегося цементного камня к растрескиванию при перфорации.

Для приготовления латекс-цементного раствора Сеа1ment кроме чистых (стандартных) цементов при необходимости применения облегченных цементных растворов могут быть использованы и различные смеси, например, цемент + лайтпоз-1, цемент класса A+бентонит.

Плотность латекс-цементных растворов изменяется в зависимости от их состава: латекс 4-цемент класса Е-1,90 г/см³; латекс + цемент класса А -- 1,83 г/см³; латекс + цемент класса А + 4% бентонита -- 1,66 г/см³; латекс + цемент класса С -- 1,64 г/см³; латекс 4-цемент класса А + лайтпоз -- 1--1,54 г/см³;

При температуре в скважине до 100°С в случае отсутствия цемента класса Е его можно заменить цементом класса А с добавкой замедлителя схватывания D8. При низких температурах для сокращения времени начала схватывания латекс-цементного раствора, приготовленного из цемента класса А, используют добавку ускорителя схватывания СаС1₂ в количестве до 2%, что сокращает время начала схватывания в два раза.

При использовании латекса (D 15) время начала схватывания растворов, приготовленных из цементов классов А и С, остается таким же, как и при применении растворов из чистого цемента.

Данные о периоде ОЗЦ для латекс-цементных растворов типа Сеа1ment приведены в табл. 10.4.

Гельцементные растворы в зарубежной практике

Пресный гельцементный раствор Наmblе, применяемый фирмой Dowell, состоит из обычного портландцемента (класса А по АНИ), 0,1--1,0% лигносульфоната кальция



Таблица 10.1

Основные показатели латекс-цементной смеси (на основе цемента класса А по АНИ)

Латекс LА-2 (присадка), м3/т	Показатели тампонажного раствора	Выход раствора, М3/Т	Время сохранения прокачи-ваемости раствора, ч. -мин., при глубине скважин
	водоотдача за 30 мин.*, см3	плотность, г/см3		1220 м	1830 м	2440 м
0,00 0,08 0,08	Обезвожи вание за 40с 28 24	1,87 1,81 1,74	0,785 0,830 0,930	3--36 4-00 4-00	2--41 4-08 4-00	1--59 2-28 3-03

* Замеры с использованием бумажного фильтра при давлении.

Таблица 10.2

Прочность на сжатие камня на латекс-цементного раствора (на основе цемента класса А по АНИ)

Латекс LА-2 (присад ка), М3/Т	Вода, М3/Т	Хлористый кальции, %	Прочность на сжатие, МПа, при различных температуре и времени твердения образца
			27°С	38°С	49°С	60 оС
			24 ч. 72 ч.	24 ч.	72 ч.	24 ч.	72 ч.	24 ч.	72 ч.
0,00	0,462	0	5,2	17,6	14,0	33,5	30,3	47,5	44,8	46,9
0,08	0,444	0	3,6	15,1	9,7	22,0	13,0	27,9	19,4	30,3
0,08	0,533	0	3,6	9,4	9,3	14,7	11,9	17,2	13,5	20,1
0,08	0,444	2	8,6	19,1	15,8	24,0	19,7	29,5	21,4	33,7
0,08	0,533	2	5,3	11,4	10,5	16,6	13,1	20,8	15,2	24,2



Таблица 10.3

Свойства латекс-цементного раствора (на основе цемента класса Н по АНИ)

Глубина, м	Температура раствора на устье, °С	Латекс LАР-1, % (от массы цемента)	НК-4, %	Вода, М3/Т	Плотность раствора, г/см3	Выход раствора, М3/Т	Время сохранения прокачиваемости раствора, ч. -мин.
610	37	1,0	0,0	0,612	1,73	0,93	3--42
1220	47	1,0	0,0	0,612	1,73	0,93	2--52
1830	58	1,0	0,1	0,612	1,73	0,93	3--34
2440	71	1,0	0,2	0,612	1,73	0,93	3--47

(D13) и 5--35% бентонита в отличие от обычных гельцементов, приготовляемых с добавлением до 25% бентонита. При этом D13 в данном растворе действует как реагент, вызывающий диспергирование бентонита (D-20).

Пресный гельцементный раствор можно использовать при температуре на забое скважин до 121°С. Данный раствор обладает достаточным временем сохранения прокачиваемости, относительно низкой водоотдачей, незначительной плотностью и допустимым минимумом прочности цементного камня на сжатие.

Для цементирования под давлением при нормальных температурах применяют тампонажный раствор с 12% бентонита, а при высоких температурах -- с 25% бентонита.



Таблица 10.4

Период ОЗЦ латекс-цементных растворов

Класс по АНИ	Добавка	Время сохранения прокачиваемости, ч-мин., для разных условии
	вид	%
			305 м, 26°С	760 м, 39°С	1525 м, 52°С	2135 м, 63°С	3745 м, 78°С	3660 м, 97°С	4265 м, 117°С
А	--	--	4--0	2--45	1--30	1--00	-	-	-
А	О8	0,4	--	--	--	--	3--00	-	_
А	О8	0,5	--	--	--	--	-	2--45	_
А	О8	1,2	--	--	--	--	--	-	1--45
А	СаС12	2,0	2--00	--	--	--	-	-	_
С	--	--	6--00	3--10	1--50	1 -- 15	-	_	-
Е	--	--	--	--	--	--	4--00	4--00	1--00

Пресный гельцементный раствор и камень из него имеют одинаковые с раствором и камнем из чистого портландцемента время начала схватывания, водоотдачу и минимальную прочность на сжатие.

Сведения об изменении плотности пресных гельцементных растворов, содержании D13, в зависимости от состава, приведены в табл. 10.5; данные о периоде ОЗЦ при времени сохранения прокачиваемости, равном 2 ч. 15 мин.-- в табл. 10.6, сведения о прочности на сжатие гельцементного камня, при содержании в тампонажном растворе 12% D20 и плотности раствора 1,58 г/см³ -- в табл. 10.7.

Используя приведенные в табл. 10.5 и 10.7 данные, можно быстро подсчитать количество материалов, необходимых для приготовления пресного гельцементного раствора.

Пресный гельцементный раствор, содержащий 12% бентонита и размельченный пластик J-15, является хорошим материалом для изоляции зон поглощений бурового раствора (размельченный пластик J-15 рекомендуется добавлять в количестве до 5,32% от массы сухого цемента).

10.2.2 СЕЛЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД

Селективные методы по свойствам применяемых материалов и реагентов можно подразделять на шесть основных групп:

цементные растворы на углеводородной основе;

Таблица 10.5

Плотность гельцементного раствора

Показатели	Изменение плотности тампонажного раствора в зависимости от состава
12% бентонита
в/ц р, г/см3	0,80	0,83	0,84	0,85	0,90	0,92	0,94	0,97	1,00	1,03	1,06	1,10	1,13
	1,64	1,63	1,62	1,60	1,59	1,58	1,57	1,55	1,54	1,53	1,52	1,51	1,50
25% бентонита
в/ц р, г/см3	!,18	1,2?	1 26	1?30	1Д5	1:40	1.45	1,50	1.56	1.61	1,68	1,74	1,79
	1,52	1,51	1,50	1,48	1,47	1,46	1,45	1,44	1,42	1,41	1,40	1,39	1,38

Таблица 10.6

ОЗЦ гельцементного раствора

Содержание, %	Температура на забое, °С	Период ОЗЦ, ч.
бентонита (D 20)	D 13
12	0,5	<60	_
12	0,6	62--82	24
12	0,7	82--104	18
12	0,7--0,8	104--121	12
25	1,0	<52	__
25	1,2	52--79	48
25	1,4	79--107	36
25	1,6	107--121	24

Таблица 10.7

Прочность на сжатие гельцементного камня

Содержание D13, %	Прочность на сжатие, МПа, при температуре, °С
	60	71	82	104	121
0,5	3,52	4,46	4,92	--	--
0,5	5,97	7,90	7,03	--	--
0,6	3,28	4,08	5,42	8,44	8,78
0,6	6,04	7,73	6,86	10,54	9,84
0,7	--	--	--	11,59	14,13
0,7	--	--	--	14,76	11,95

гомогенные углеводородные системы (растворы парафина, нефть, мазут, их смеси, дизельное топливо и др.);

гидрофобизаторы (ПАВ, мылонафты и др.);

полимерные суспензии;

водные растворы полимеров (латекса, гидролизованного полиакриламида -- ГПАА, гидролизованного полиакрилонит-рина -- гипана) и различные тампонирующие составы на базе этих растворов;

газожидкостные системы (двухфазные и трехфазные пены).

Количество жидкости, проникающей в пласт за единицу времени при прочих равных условиях, будет зависеть от отношения вязкостен закачиваемой жидкости и жидкостей, насыщающих породу. В соответствии с этим раствор полимера будет проникать преимущественно в водонасыщенный участок пористой среды. Это является первой предпосылкой для оценки селективных фильтрационных свойств водных растворов полимеров. Серьезное внимание при этом уделяется поверхностному натяжению на границе «водный раствор полимеранефть», адсорбции полимера на стенках пор, кольматационному эффекту и др.

Относительно наиболее широкое применение получили нефтецементные растворы (особенно в 50-е годы), гипан и составы на его основе, водные растворы латекса, гидролизованного полиакриламида и др.

Нефтецементные растворы

Особое место среди тампонажных растворов занимают нефтецементные растворы, состоящие из цемента и нефти или дизельного топлива. Основные преимущества нефтецементных растворов -- несхватываемость при отсутствии воды и высокая прочность камня вследствие взаимодействия с незначительным количеством воды (20--25%). В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет и, выделяя нефть (или другую основу -- дизельное топливо, керосин и т. д.), вступает во взаимодействие с водой, создавая прочный камень.

При смешении нефтецементного раствора с водой масса очень быстро теряет подвижность, превращается в комки и камень с выделением почти всего количества нефтепродукта. Для увеличения подвижности раствора и лучшего отмыва нефтепродукта применяют поверхностно-активные вещества: кубовый остаток этилового эфира ортокремнёвой кислоты, крезол, димеру, асидол, нафтенат кальция. Менее дефицитен крезол (СН₃С₆Н₄ОН), используемый нефтяной промышленностью в качестве селективного растворителя.

Повышенное содержание нефтепродукта и ПАВ делает смесь более подвижной, длительное хранение нефтецементного раствора с дизельным топливом в присутствии кубового остатка (КОС) снижает растекаемость смеси. Обычно к массе цемента добавляют 40--50% нефтепродуктов.

Крезол по своему воздействию на нефтецементные растворы несколько отличается от кубового остатка. При добавлении крезола до 1% подвижность нефтецементного раствора возрастает, при больших количествах -- падает. В течение 1--8 ч. Хранения крезол способствует некоторому увеличению подвижности раствора. В процессе продолжительного его хранения (до 5 мес.) наблюдаются незначительное расслоение раствора и выделение топлива. В присутствии крезола нефтецементные растворы с увеличением температуры повышают свою подвижность. При смешении с горячей водой нефтецементные растворы быстро густеют до нетекучего состояния и по мере соединения с водой интенсивно выделяют нефтепродукт. При соединении с 30--35% воды смеси освобождаются от 90-- 95% нефтепродукта, превращаясь в густую массу и затем в камень.

Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 200°С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20% нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при температуре 120°С и давлении 30 МПа и схватываются за 20--30 мин.

На основе нефтецементных растворов введением в них ускорителя могут быть приготовлены быстросхватывающиеся смеси для ликвидации поглощения в скважинах. Эти растворы при отсутствии воды не схватываются. Вода способствует быстрому их загустеванию, а ускоритель -- схватыванию. Ускорителями сроков схватывания могут быть кальцинированная сода, гипс и др. В отдельных случаях в нефтецементные растворы вводят наполнители -- песок, глину, улучшающие тампонажные и механические свойства растворов.

Как обычные (водные), так и нефтецементные растворы проникают в пласты только по трещинам и каналам и практически не проникают в поры пластов.

Частично схватившаяся нефтецементная масса интенсивно разрушается при действии на нее серной кислоты. Последняя, реагируя с нефтепродуктом, вытесняет его и, получив доступ к цементным частицам, вступает с ними во взаимодействие. В результате происходит сильный саморазогрев массы с выделением газа, образуются двуводный гипс, сульфоалюми-нат кальция и другие сульфаты. Возникновение этих соединений сопровождается значительным увеличением объема цементной массы и способствует ее быстрому разрушению. Нефтецементные образцы быстро разрушаются от действия серной кислоты 10--25%-ной концентрации. Интенсивность разрушения нефтецементной массы зависит от количества воды, прореагировавшей с цементом, от концентрации кислоты и условий прохождения реакции. Солянокислотные обработки могут быть применены в скважинах, где водяные пропластки близко расположены к нефтяным. У нефтяных разрушение частично схватившегося камня из нефтецементного раствора произойдет интенсивно, у водяных, где повышено количество воды, должен образоваться качественный тампон.

Нефтецементные растворы за рубежом

1. Тампонажные растворы типа ДОС (Diesel-Oil-Cement), применяемые фирмой Halliburton, представляют собой нефтецементный раствор, включающий портландцемент, керосин (или дизельное топливо) и ПАВ.

Данный раствор применяют для проведения следующих операций: изоляции зон поглощения бурового раствора и зон водопроявлений в скважине; ликвидации негерметичности обсадных колонн, закупоривания каналов перетока, образовавшихся на отдельных участках между обсадными трубами и цементным камнем; изоляции водоносных поглощающих пластов, примыкающих к объекту эксплуатации, в случае осуществления гидравлического разрыва последнего. Нефтецементный раствор типа ДОС обладает избирательным действием. Он не твердеет в среде, содержащей нефть. Схватывание и твердение данного раствора возможно только в водной среде или в среде со значительным содержанием воды. В связи с этим нефтецементный раствор типа ДОС особенно применяют при цементировании перфорационных каналов, расположенных на уровне интервалов залегания водоносных пластов, в целях предупреждения проникновения подстилающей воды в нефтенасыщенную часть продуктивного пласта. При этом перфорационные каналы, находящиеся против объекта эксплуатации, этим раствором не изолируются.

Нефтецементный раствор после попадания в водосодержащую среду быстро (как губка) адсорбирует воду, превращаясь в густую пасту, а затем в высокопрочный и малопроницаемый цементный камень.

Фирма Halliburton применяет два вида нефтецементного раствора: ДОС-3 и ДОС-10. Различия между ними обусловлены использованием различных ПАВ.

Поверхностно-активное вещество, вводимое в раствор ДОС-3, является диспергентом, позволяющим уменьшить нефтецементное отношение, т. е. увеличить количество сухого портландцемента, которое можно затворить в данном объеме керосина или дизельного топлива. Таким образом получается раствор, обладающий, как правило, меньшим объемом, чем обычный раствор. Благодаря введению такого ПАВ можно приготовлять ДОС-3 плотностью 1,92 г/см³.

Поверхностно-активное вещество, добавляемое к нефтецементному раствору ДОС-10, является диспергентом анионного типа. Этот ПАВ, гидрофобизируя раствор, увеличивает время сохранения его прокачиваемости, что позволяет ввести дополнительное количество раствора в пласт. В результате ДОС-10 проникает в изолируемый водоносный пласт на большую глубину, образуя высокопрочный цементный камень, конечная прочность которого так же, как и цементного камня из ДОС-3, составляет около 28 МПа. При необходимости уменьшить водоотдачу ДОС-10, а также ускорить его схватывание в целях достижения более высокой ранней прочности цементного камня в нефтецементный раствор данного вида вводят хлористый кальций.

Последовательная закачка нефтецементных растворов типа ДОС (сначала ДОС-10, а затем ДОС-3) позволяет одновременно успешно бороться с рядом явлений: предупреждать проникновение воды в нефтенасыщенную часть продуктивного пласта, изолировать зоны поглощения бурового раствора, препятствовать перетоку флюидов в пространстве за обсадными трубами и в некоторых случаях уменьшать поглощение в процессе бурения.

Введение ПАВ в раствор типа ДОС помогает контролировать продвижение зеркала вод в пласте и перемещение тампонажного раствора.

2. Цементно-нефтяной раствор SOS (Slurri Oil Squeeze) фирмы Dowell Schlumberger предназначен для вторичного цементирования (цементирования под давлением) эксплуатируемых нефтяных и газовых скважин в целях изоляции зон прорыва пластовых соленасыщенных вод.

Раствор представляет собой тщательно перемешанную в неводной несущей среде (нефть или продукты ее перегонки) смесь портландцемента (цемент класса А, С или Е по АНИ) с реагентами, уменьшающими поверхностное натяжение раствора (М54 и ГЗЗ). Раствор отличается избирательным селективным действием: он начинает схватываться только при контакте с минерализованной пластовой водой. В остальной части ствола, где нет соленых вод, тампонажный раствор не схватывается. Особенно успешные результаты достигаются при использовании его для изоляции зоны прорыва пластовых вод в трещиноватых породах. Однако при высокой проницаемости пород эффективность применения раствора резко снижается.

К преимуществам цементно-нефтяного раствора SOS можно отнести его селективное действие, большее время сохранения прокачиваемости, меньшую потребность в цементе при заливке, использование цементов обычных марок, а также тот факт, что фильтратом раствора являются нефть или нефтепродукты.

К недостаткам раствора относят следующее: возможность уменьшения или полного прекращения добычи нефти при небрежном отношении к приготовлению раствора или неправильной оценке забойных условий: высокую стоимость раствора и необходимость тщательного его перемешивания при приготовлении.

Для получения нужных свойств раствора требуется строго поддерживать определенное соотношение между неводной несущей средой и содержанием твердых частиц.

Фирма Dowell Schlumberger не рекомендует использовать такие добавки к раствору, которые требуют дополнительного количества воды. Бентонит из-за сильной его способности адсорбировать воду вообще запрещается добавлять к раствору.

Использование ПАВ -- реагентов М54 и Г33 в качестве добавок к раствору SOS считается обязательным: реагент М54 -- для поддержания частиц цемента во взвешенном состоянии в нефти, т. е. для получения хорошей суспензии цемента в нефти, а реагент Г33 -- для облегчения проникновения соленой воды в раствор, т. е. для получения хорошего цементного камня в интервале изоляции зоны прорыва пластовых вод.

Фирма Воwell предлагает два варианта раствора SOS.

Раствор А. Для приготовления данного раствора в качестве несущей среды используют керосин (плотность -- 0,797 г/см³) или дизельное топливо (плотность -- 0,816 г/см³). При этом керосин или дизельное топливо берут в количестве соответственно 110 и 169% от объема сухого цемента (15--23 л на42,64 кг, т. е. на 1 мешок портландцемента), а М54 и Г33 -- 0,66% от объема жидкой фазы (керосин или дизельное топливо).

Раствор В. Для приготовления этого раствора в качестве несущей среды используют смесь нефтепродуктов, состоящую на 50% из керосина (7,5--12,5 л на 1 мешок цемента) и на 50% из очищенной нефти (7,5-12,5 л на 1 мешок.цемента).На этой смеси затворяют портландцемент с добавками ПАВ (М54 и Г33).

Соотношение цемента и смеси нефтепродуктов остается таким же, как и в растворе А (110 и 169%). Однако увеличивается содержание поверхностно-активных веществ: добавки М54 и Г33 составляют по 1% от объема жидкой фазы.

Данные о расходе материала на приготовление нефтецементных растворов А и В приведены в табл. 10.8.

Для получения должного эффекта от применения растворов при цементировании под давлением (рис. 10.1) необходимо полностью удалить воду из всей обвязки устье -- скважина. Для этого сначала в системе буровой раствор заменяют нефтью, а затем перед закачкой раствора SОS закачивают буферную

Рис. 10.1 Схема применения цементно-нефтяного раствора SOS:

I-обводнение продукции добывающей скважины;

II-закачка SOS под давлением;

III-изоляция водоносного пласта;

1-нефтеносный пласт; 2-водоносный пласт; 3-обводненная нефть; 4-SOS.

жидкость (порция сырой нефти с добавкой 1% поверхностно-активного вещества, предназначенного для предотвращения образования и разрушения различных водных блоков). Раствор SOS продавливают нефтью.

Применения высоких давлений в конце продавливания, к которым обычно прибегают при цементировании под давлением, в случае использования раствора SOS не требуется.

Для уменьшения водоотдачи и увеличения вязкости раствора А фирма Halliburton рекомендует добавлять к несущей жидкости J-97 в количестве 2% (от объема жидкости). Это позволяет получать водоотдачу менее 60 см³ при температуре 93°С. В случае приготовления раствора В количество добавки J-97 уменьшают до 1,5%.



Таблица 10.8.

Расход материалов при приготовлении нефтецементных растворов

Показатели	При 169% нефтепродуктов	При 110% нефтепродуктов
	раствор А	раствор В	раствор А	раствор В
Количество сухого цемента, мешки*	100,0	100,0	100,0	100,0
Объем сухого цемента, л Количество керосина (дизельного топлива), л	1353,0 2280,0	1353,0 1140,0	1353,0 1520,0	1353,0 760,0
Количество очищенной нефти, л	-	1140,0	-	760,0
Добавка М54, л	15,0	23,0	10,0	15,2
Добавка Г33, л	15,0	23,0	10,0	15,2
Выход тампонажного раствора, л/кг	0,86	0,86	0,69	0,69
Общий объем тампонажного раствора, л	3675,0	3690,0	2907,0	2915,0
Плотность тампонажного раствора, г/см3:
на основе дизельного топлива	1,68	-	1,93	-
на основе керосина	1,66	-	1,91	-
на основе смеси керосина и нефти (1:1)	-	1,69	-	1,95

* Масса мешка (1) сухого цемента (плотность --3,15 г/см³) равна 42,6384 кг. Отсюда объем, занимаемый 100 мешками цемента, будет равен .Умножая полученную цифру соответственно на 1,69 и 1,10, получим количество нефтепродуктов, добавляемых к растворам А и В.

В целях улучшения качества вторичного цементирования при изоляции зон прорыва посторонних пластовых вод практикуется глубокая закачка тампонажного раствора SOS в водоносный пласт. Это сводит к минимуму возможность обводнения продукции скважины посторонними водами и опасность разрыва водоносного пласта в процессе гидроразрыва продуктивного пласта.

По мере вступления тампонажного раствора в реакцию с минерализованной пластовой водой происходит вытеснение нефтепродуктов из раствора и образование в порах и трещинах, имеющихся в породе, прочного цементного камня. (При применении высоких давлений существует опасность преждевременного выделения нефтепродуктов из тампонажного раствора). По истечении определенного срока, необходимого для того, чтобы тампонажный раствор приобрел требуемые свойства, скважину открывают, а незатвердевший тампонажный раствор, находящийся выше водоносных пластов, вымывают на поверхность.

Следовательно, время сохранения раствором SOS прокачиваемости позволяет не только поднять его на заданную высоту, но и избежать оставления в стволе скважины излишков тампонажного раствора, т. е. исключить нахождение тампонажного раствора в интервале залегания нефтеносного пласта. Одновременно вследствие селективного действия SOS перед цементированием под давлением нет необходимости специально разобщать водоносные и продуктивные пласты с целью защиты нефтяной зоны от загрязнения тампонажным раствором.

ВНИИ был предложен метод использования твердых углеводородов (парафина, церезина, озокерита), растворенных в керосине, бензине или бензоле; при снижении температуры этот раствор образует осадок. Подогретый (на 5--10° С выше пластовой температуры) раствор закачивается в ПЗП: после восстановления естественной температуры происходит выпадение осадка, закупоривающего поры пласта. В нефтенасыщенной части пласта осадок не образуется. Было установлено, что степень закупорки этими растворами находится в зависимости от концентрации твердых углеводородов: эффект закупорки 22%-ным раствором тяжелых углеводородов равен 50%; при 50%-ном растворе эффект составлял 100%. Однако проведение операции очень сложное.

В 60-х годах в Башкирии впервые для этих целей был применен латекс с добавками ПАВ. Положительный эффект не превышал 15%. С.С.Демичев для ликвидации водогазовых перетоков предлагает использовать способ, включающий закачку в пласт изоляционной композиции на основе кремнийорганического соединения (КОС) с добавкой порошкообразной органической кислоты и раствор соли двухвалетного металла. Кислота и КОС в химическое взаимодействие не вступают. КОС является носителем кислоты в зону поступления газа, воды и песка. При контакте в этих зонах водного раствора соли и органической кислоты происходит реакция с образованием кислоты. Кислота катализирует реакцию гидролитической поликонденсации КОС, а выпадающий осадок гидроокиси металла является наполнителем. Образующийся полимер закупоривает поры, через которые поступают вода и (или) газ и закрепляет слабосцементированный коллектор. Предложенный способ был успешно применен на нескольких скважинах Варь-еганской площади (Западная Сибирь).

Для ограничения притока подошвенной воды С.К.Сохошко и С.И.Грачев предлагают метод, суть которого заключается в образовании обратного конуса нефти при определенной схеме перфорации нефте- и водонасыщенной частей пласта, при которой водонасыщенная часть перфорируется каналами увеличенной длины в одной горизонтальной плоскости. Для определения положения каналов в водонасыщенной части пласта относительно водонефтяного контакта вначале рассчитывают положение интервала перфорации водонасыщенной части обычным способом, при котором водонефтяной контакт остается неподвижным. Положение каналов в водонасыщенной части при предлагаемом способе будет совпадать с верхними отверстиями обычной перфорации. Так как в предлагаемом способе каналы увеличенной длины, то к ним будет, как полагают авторы, более интенсивным приток со стороны водонефтяного контакта, то есть будет образовываться обратный конус нефти, препятствующий прорыву воды к каналам в нефтенасыщенной части пласта.

Уменьшение отбора воды произойдет за счет более интенсивного притока нефти к увеличенным каналам со стороны водонефтяного контакта и интенсификации каналов в горизонтальной плоскости. Уменьшение отбора воды может достигать 30%, в зависимости от длины каналов и анизотропии пласта.

При наличии переходной зоны каналами увеличенной длины перфорируют верхнюю ее часть, тем самым обеспечивая отбор нефти из переходной зоны и предотвращая интенсивное обводнение скважин. Положение каналов в переходной зоне будет определяться распределением в ней нефтенасыщенности, В первом приближении можно считать, что нефтенасыщенность в переходной зоне изменяется линейно.

Сложностью при реализации способа является образование каналов увеличенной длины существующими в настоящее время перфораторами. Лучшие кумулятивные перфораторы позволяют делать отверстия глубиной до 30 см. Более длинные каналы можно, на взгляд авторов, получить, если стрелять дважды в одно отверстие. Гидропескоструйная перфорация здесь неприемлема, так как в результате ее образуется каверна большого диаметра.

В качестве материалов селективной изоляции ПЗП предложено значительное количество растворов смесей, составов. Одни из них широко известны, другие -- нет.

ПГЭКО

Тампонажный состав для селективной изоляции пластовых вод (авторы Е.М.Покровская-Духненко, П.П.Макаренко и др.) является продуктом гидролитической этерификации кубовых остатков производства метил- и этилхлорсиланов (ПГЭКО), представляющий собой темно-коричневую жидкость с вязкостью 4,0--9,0 мПс·с, массовым содержанием хлора 4,0--8,0%, этоксигрупп -- 30--50% и массовым содержанием механических примесей не более 5%.ПГЭКО используют в качестве тампонажного состава (ТС) при селективной изоляции притока пластовых вод; при этом недлительная и ненадежная изолирующая эффективность резко повышается введением серы, которая выполняет роль активного пластифицирующего наполнителя.

Вязко-упругие составы

Материалы, отличающиеся большим разнообразием фильтрационных и структурно-механических свойств, поддающиеся их регулированию, производные нефтегазового сырья получили широкое распространение в промышленности (полиакриламиды -- ПАА и смеси их другими материалами).

«БашНИПИнефтью» разработан селективный метод ограничения водопритоков гелеобразующими полимерными жидкостями ГФС (это подкисленная гипано-формалиновая смесь). Сущность метода заключается в закачке тампонажной жидкости ГФС, состоящей из смеси водного раствора гипана, формалина и соляной кислоты. Соотношение их подбирается в зависимости от необходимого времени начала гелеобразования. При загустевании в обводненной части пласта образуется каучукоподобный однородный упругий материал -- гель, закупоривающий водонасыщенную пористую среду.

Гидролизованный полиакриламид (ГПАА) -- продукт гидролиза синтетического высокополимерного вещества в кислой и особенно хорошо в щелочной среде.

Гипан значительно изменяет вязкость при разбавлении водой: разбавление водой в два раза приводит к уменьшению вязкости в пять раз. Важные преимущества гипана по сравнению с ПАА состоят в его способности давать осадки в большем объеме при одинаковой концентрации солей в растворе. Гипан легко растворяется в воде с образованием менее вязкого раствора, а высокая щелочность гипана (рН = 12,6-12,8) без дополнительного введения NаОН обеспечивает образование осадка. В количественном выражении больше всего осадка образуется при взаимодействии 10%-ного раствора гипана и 10%-ного раствора солей СаС1₂ и FеС1₃.

Закачки раствора негидролизованного ПАА не могут считаться эффективными, так как проницаемость обработанного пласта восстанавливается. При закачке гидролизованного ПАА проницаемость пласта снижается, примерно в 2 раза, однако и эту операцию считают нецелесообразной ввиду хорошей растворимости ГПАА в пресной воде.

Более эффективным методом снижения проницаемости высокопроницаемых участков коллектора является применение осадкообразующих растворов солей и кислот совместно с растворами полимеров. Степень закупорки возрастает за счет прочности и больших размеров частиц осажденного полимера. Лучшие результаты получены при использовании раствора гипана и FеС1₃. Лучшее смешение реагентов в пористой среде получается при вытеснении раствора гипана коагулянтами (растворами солей и кислот), а не наоборот. На практике стремятся к увеличению объема закачиваемых реагентов и степени их смешения, чтобы обеспечить не только снижение проницаемости коллектора, но и образование экрана.

Фильтруемость раствора в нефтенасыщенную пористую среду в 10--100 раз ниже, чем в водонасыщенную, что свидетельствует о значительном влиянии поверхностных сил (фазовой проницаемости и эффекта Жамена) при фильтрации водных растворов полимера в нефтенасыщенную пористую среду. Селективная фильтруемость растворов полимеров в пористую среду зависит также от скоростей фильтрации и перепадов давления. Поэтому по фильтрационным характеристикам конкретного раствора полимера должны быть найдены оптимальные скорости закачки растворов полимеров и других жидкостей в пласт.

Водоизолирующие составы на основе модификаторов, этилсиликатов и гидрофобной кремнийорганической жидкости

И. И. Клещенко и др. разработаны водоизолирующие составы на основе олигомерных органоалкоксисилок-санов (полифенилэтоксисилоксан -- техническое наименование модификатор 113--63 или 113--65) и этиловых эфиров ор-токремниевой кислоты (техническое наименование этилсили-кат (ЭТС-40, ЭТС-16 и др.). Общим для алкоксипроизводных КОС является способность в присутствии воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации и отсутствие взаимодействия с нефтью. Для осуществления и ускорения реакции гидролитической поликонденсации с алкоксипроизводными КОС необходимо добавить кислые или щелочные катализаторы. Для этих целей использовали ГКЖ-10 (11) в количестве 1--25% от объема модификаторов и 5--15% от объема этилсиликатов. Такие композиции нетоксичны, взрыво- и пожаробезопасны, обладают низкой коррозионной активностью, высокими селективными и водоизолирующими свойствами. Образующийся тампонажный материал имеет удовлетворительные прочностные характеристики, высокую адгезию к горным породам и металлу обсадных колонн, имеет хорошую гидрофобную активность.

Водоизолирующий состав на основе модификаторов и ГКЖ, ЭТС и ГКЖ может использоваться в широком интервале пластовых температур (0--200° С) независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания ниже --40° С. Отличается незначительной вязкостью (от 2 до 20 мПа·с) и высокой фильтруемостью в пористые среды. Механизм образования непроницаемого экрана из кремнийорганических соединений в прискважинной зоне пласта состоит в следующем. При введении в прискважинную зону КОС они растворяются в нефти нефтенасыщенных интервалов и гидролизуются водой, содержащейся в обводнившихся интервалах. Проникновение КОС в водонасыщенные пласты вызывает образование зоны, состоящей из пористой среды, насыщенной полимерной массой, вязкость которой по мере роста концентрации возрастает вплоть до полной потери текучести. С этого момента проникновение тампонирующей полимерной массы в глубь поровых каналов прекращается. Химическая реакция закачиваемых веществ с пластовой водой осуществляется по схеме масопередачи. Образованный в пористой среде полимер с очень прочной адгезией по отношению к песчаникам породы закупоривает водонасыщенные интервалы и цементирует песок в обвод-нившейся зоне пласта.

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

Ремонтно-водогазоизолирующая композиция на основе этилсиликатов, синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция

И. И. Клещенко и др. разработан способ проведения водоизоляционных и ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах с разработанным составом, основанный на закачке в скважину (пласт) кремний-органической жидкости с добавкой порошкообразной синтетической виноградной кислоты (СВК) и хлорида кальция.

Синтетическая виноградная кислота и этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16) в химическое взаимодействие не вступают. Этил-силикат является как бы носителем синтетической виноградной кислоты в зону изоляции негерметичности эксплуатационной колонны, заколонных перетоков. При встрече в этих зонах водного раствора хлорида кальция и синтетической виноградной кислоты последняя вступает в реакцию с раствором хлорида кальция, в результате которой образуется соляная кислота.

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

Синтетическая виноградная кислота (ТУ 6-09-1584-82) представляет собой твердое вещество, образующее кристаллы белого цвета. Ока не ядовита, взрыво- и пожаробезопасна.

Хлорид кальция (ГОСТ 450-77) -- твердое вещество, образующее сероватые чешуйчатые кристаллы, выпускаемое в двух видах: СаС1₂ · Н₂О и СаС1₂ * 6Н₂О. Хорошо растворяется в воде. Не ядовит.

Этилсиликат (ЭТС-40, ЭТС-16) -- маслянистая жидкость, плотность до 1220 кг/м³, не замерзает при температуре - 45 °С. Хорошо гидролизуется с кислотами. Не ядовита, взрыво- и пожаробезопасна.

Зависимость времени поликонденсации водоизолирующей композиции от соотношения СВК и СаС1₂ представлена в табл. 10.9.

Таблица 10.9.

Зависимость времени поликонденсации водоизолирующей композиции от соотношения СВК и СаС1₂

Концентрация, %	Содержание СВК в 100 мл ЭТС, г	Время реакции поликонденсации, ч
НС1,%	СаС12
5,0	4,5	6,0	48
10,0	9,0	12,0	30
12,4	11,0	15,0	12
15,0	13,0	18,0	5
20,0	16,10	24,0	3

Технология проведения ремонтных работ на скважинах заключается в следующем.

Скважину, в которую поступает пластовая вода, останавливают. Через насосно-компрессорные трубы (НКТ), опущенные до зоны притока, производят промывку пресной водой до полного удаления пластовой воды из ствола скважины. Затем проводят закачку изоляционной композиции в следующей последовательности и объемах:

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

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

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

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

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

Композиция доводится до интервала притока воды или ПЗП.

Закрывают затрубное пространство и продавливают изоляционный материал, выдерживают на реакции в течение 12--24 ч.

Пример задавливания смеси в пласт. На скважине в интервале 1062--1066 м после перфорации получен приток газа из вышележащего пласта с большим количеством выносимого шлама, песка, а также пластовой воды из нижележащего пласта. Закачка 1,5 м³ цементного раствора результата не дала. Затем была произведена закачка водоизоляционной композиции в следующей последовательности в объемах:

11%-ный водный раствор хлорида кальция -- 1 м³;

дизельное топливо -- 0,1 м³;

смесь ЭТС-40 с СВК (150 кг СВК в 1 м³ ЭТС-40) -- 1 м³;

дизельное топливо -- 0,1 м³;

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

Скважину оставили под давлением на 15 ч. В результате проведенных работ было полностью ликвидировано поступление в скважину газа, шлама, песка и пластовой воды. Из пласта был получен приток безводной нефти дебитом 30 м³/сут. при депрессии 2,4 МПа.

Как видно из предыдущего примера, водоизоляционная композиция на основе ЭТС, СВК и хлорида кальция может быть использована не только при ремонте колонны, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков пластовой воды, но и при ликвидации прорыва газа. Суть способа ликвидации прорыва газа в ствол скважины заключается в закачке в газонасыщенную часть залежи вышеуказанной композиции. Композицию доводят до интервала перфорации или негерметичности эксплуатационной колонны, через которые поступает газ в ствол скважины, закрывают затрубное пространство и продавливают композицию в пласт. Скважину выдерживают под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации компонентов в пласте в течение 12 ч.

Водоизолирующий состав на основе биополимера

Применение биополимеров для целей водоизо-ляции известно (США, Башкирия). На Южно-Арланском месторождении была выполнена разовая закачка биополимера с минеральной и синтетической кислотой (Н₂5О₄, СЖК). И. И. Клещенко и др. в лабораторных условиях применительно к пластовым водам некоторых месторождений Западной Сибири произведена экспериментальная проверка работоспособности состава на основе симусана.

Симусан -- продукт жизнедеятельности культуры бактерий Acineto bacter sр. -- вязкая или гелеобразная дисперсная система светлокремового цвета со слабым специфическим запахом. Динамическая вязкость не менее 0,90 Па·с, общая концентрация углеводов не менее 3,50 г/дм³, концентрация полисахаридов не менее 5,00 г/дм³, рН водного раствора препарата в диапазоне 8,0-8,5.

Для увеличения срока хранения в суспензию симусана вводят формалин в количестве 0,1% (объемная доля). В качестве стабилизатора используют фенол -- 0,005% (массовая доля); толуол 0,15% (объемная доля); карбацид 0,3% (объемная доля). Препарат малотоксичен для теплокровных животных и человека, относится к 4-му классу опасности, ПДК по формалину 0,5 мг/м³ в воздухе. Препарат взрывопожаробезопасен. Во внешней среде и в сточных водах токсичных вредных веществ не образует.

Биополимеры имеют ряд преимуществ перед применяемыми с целью изоляции пластовых вод водорастворимыми синтетическими полимерами -- полиакриламидами. Они в значительно меньшей степени, чем ПАА, подвержены различным видам деструкции (окислительной, температурной, механической, биологической), они менее чувствительны к изменению рН. Биополимеры применяются в концентрациях значительно меньших, чем ПАА.

В водных растворах при определенных условиях (рН, взаимодействие с другими веществами) биополимер способен образовывать прочные надмолекулярные структуры либо закупоривающий «сшитый» полимерный материал.

Для проведения эксперимента были использованы образцы керна с месторождений Западной Сибири. Керны обработаны по стандартной методике для изучения изолирующего эффекта различных реагентов. Отличие заключалось лишь в том, что образцы насыщались не моделью пластовой воды (20 г/л NаС1), а пробами пластовых вод, отобранных непосредственно из пласта. Проведенные лабораторные исследования показали хорошие результаты: проницаемость кернов снижалась в 16--66 раз.

Технология ограничения водопритока в добывающие скважины с применением нефтесернокислотной смеси (НСКС)

При разработке технологии ограничения водопритоков в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты в смеси с нефтью учитывались следующие основные требования:

сохранение проницаемости нефтенасыщенной части пласта для нефти, т. е. обеспечение селективности изоляции путей водопритоков;

получение кислого гудрона в призабойной зоне пласта или на устье скважины;

соблюдение оптимального соотношения между серной кислотой и нефтью для получения необходимого количества кислого гудрона;

исключение возможности обратного вытеснения кислого гудрона из пласта;

освоение скважин после водоизоляционных работ без дополнительного или повторного вскрытия пласта.

Экспериментальные работы по применению НСКС в промысловых условиях были проведены «ТатНИПИнефтью» совместно с «Татнефтью».

Для реализации описанных выше механизмов образования водоизолирующей массы в пластовых условиях разработаны технологические схемы получения и закачки нефтесернокислотной смеси в обводненный коллектор (рис. 10.2). Схема I применяется для получения кислого гудрона непосредственно в обводненной скважине путем одновременно-раздельной закачки серной кислоты по насосно-компрессорным трубам и ...