- •Передмова
- •Глава 1. Проблема обводнення свердловин
- •1.1. Характеристика вод. Джерела, причини, шляхи та наслідки обводнювання свердловин
- •1.1.1. Характеристика природних підземних вод
- •1.1.2 Закономірне, передчасне й аварійне обводнювання свердловин і пластів Джерела обводнення свердловин
- •Геологічні фактори
- •Технологічні фактори
- •Наслідки обводнення свердловин
- •1.2. Класифікація причин обводнення свердловин і методи їх встановлення_________________________
- •1.3. Методи регулювання розробки родовищ і боротьби з обводненням свердловин
- •1.4. Гідродинамічні особливості витіснення нафти водою із проникнісно-неоднорідних колекторів за умов передчасних неконтрольованих проривів води
- •1.4.1 Проникнісна неоднорідність продуктивних пластів
- •1.4.2 Витіснення нафти з тріщинуватих пластів
- •1.4.3. Вирівнювання проникнісної неоднорідності тріщинуватого колектора при режимах витіснення нафти і газу як метод підвищення нафтогазовилучення
- •1.5. Види ремонтно-ізоляційних робіт і вибір методів їх виконання та тампонажних матеріалів
- •1.5.1. Класифікація ремонтно-ізоляційних робіт
- •1.5.2 Засади вибору технології pip і тампонажних матеріалів
- •Глава 2. Тампонажні матеріали,
- •2.1 Класифікації тампонажних матеріалів
- •2.1.1 Загальна класифікація тампонажних матеріалів
- •2.1.2 Класифікація тампонажних матеріалів за ступенем їх дисперсності
- •2.1.3 Класифікація тампонажних матеріалів за механізмом закупорювання водопровідних каналів
- •2.1.4 Класифікація тампонажних матеріалів за їх взаємодією з пластовими флюїдами
- •2.1.5 Класифікація тампонажних розчинів за їх фізико-хімічним складом
- •2.2. Неорганічні твердіючі тампонажні цементи і розчини
- •2.2.1 Загальна характеристика тампонажних цементів
- •2.2.2 Тампонажний портландцемент
- •2.2.3 Глиноземистий і гіпсоглиноземистий цементи
- •2.2.4 Магнезіальний цемент
- •2.2.5 Тампонажні матеріали на основі силікатів лужних
- •2.2.6 Гіпсові в'яжучі речовини
- •2.2.7 Шлакові тампонажні матеріали і шлакоцементи
- •2.2.8 Легкі й полегшені тампонажні цементи і розчини
- •2.2.9 Обважнені тампонажні цементи і розчини
- •2.2.10 Термостійкі тампонажні цементи
- •2.2.11 Тампонажні цементи та розчини для низьких плюсових і
- •2.2.12 Розширні тампонажні цементи
- •2.2.13. Корозійностійкі тампонажні цементи
- •2.2.14 Тампонажні матеріали для ізоляції зон поглинання
- •2.2.15 Тампонажні суміші на мінеральній основі з додатками органоаеросилів, полімерів, латексу, азбесту
- •2.2.16 Наповнювачі до тампонажних розчинів
- •2.2.17 Технологічні властивості цементного порошку, розчину і каменю
- •2.3. Твердіючі в'яжучі тампонажні матеріали на основі органічних речовин
- •2.3.1 Тампонажні суміші на основі формальдегідних смол тсд-9 і тс-10
- •2.3.2 Гідрофобний тампонажний матеріал
- •2.3.3 Тампонажні суміші на основі інших смол
- •2.3.4 Тампонажні матеріали на основі мономерів -акриламіду і стиролу
- •2.3.5 Тампонажні матеріали на основі кремнійорганічних сполук
- •2.4 Гелеутворювальні тампонажні суміші
- •2.4.1 Загальна характеристика
- •2.5.2 Акрилові водорозчинні полімери
- •2.4.3 Гіпаноформалінова суміш (гфс)
- •2.4.4 В'язкопружні суміші на основі паа
- •2.4.5 Гелеутворювальні суміші на основі пал або кмц
- •2.4.7 Полімерний тампонажний матеріал акор
- •2.4.8 Нафтосірчанокислотна суміш
- •2.5 Суспензійні наповнювачі
- •2.5.1. Загальна характеристика полімерних матеріалів
- •2.5.2 Дослідження деяких технологічних характеристик суспензійних наповнювачів
- •2.5.3 Поліолефіни
- •2.5.4 Полістирол і кополімери стиролу
- •2.5.5 Полівінілхлорид
- •2.5.6 Полівініловий спирт
- •2.5.7 Фторопласты
- •2.5.8 Пом'якшувач, структуроутворювач ірубраке
- •Пом'якшувач
- •2.5.9 Гранульований магній, його продукти і шлам
- •Злежаний гранульований магній
- •2.5.10 Деякі інші органічні та неорганічні наповнювачі
- •Глава 3. Способи виконання водоізоляційних робіт у свердловинах
- •3.1 Відключення окремих пластів
- •3.2. Усунення негерметичності цементного кільця за експлуатаційною колоною та ізоляція підошовної води
- •3.2.1 Напрямки, наслідки, причини і типи каналів перетікання
- •3.2.2 Дослідження негерметичності цементного кільця
- •3.2.3 Способи усунення негерметичності цементного кільця
- •3.2.4 Тампонажні матеріали
- •3.3. Відключення окремих обводнених інтервалів пористого пласта
- •3.3.1 Виявлення обводнених інтервалів та оцінка залишкового
- •3.3.2 Вибір методів ізоляції припливу нагнітальних і контурних вод у перфорованому інтервалі продуктивного пласта
- •3.3.3 Методи селективної ізоляції пластової води у свердловинах
- •Органічні і полімерні матеріали
- •3.3.4 Визначення об'єму водоізоляційних реагентів
- •3.4 Нарощування цементного кільця за обсадною
- •3.5 Розрахунок цементування свердловин
- •Глава 4. Ремонтно-лагодильні роботи
- •4.1. Лагодження дефектів експлуатаційної колони
- •4.2.1 Причини утворення дефектів у кріпленні свердловин
- •4.2.2 Методи виявлення дефектів
- •4.2.3 Визначення затрубних перетікань флюїдів і негерметичності обсадної колони
- •4.3 Усунення негерметичності обсадної колони труб
- •4.3.1 Загальна стратегія робіт з усунення негерметичності
- •4.3.2 Спосіб доскручування обсадної колони
- •4.3.3 Способи тампонування ненаскрізних каналів
- •4.3.4 Способи ізоляції наскрізних каналів
- •4.4.1. Гідродинамічні дослідження негерметичності експлуатаційної колони
- •4.4.2 Промислово-геофізичні дослідження
- •4.4.3 Обстеження стовбура свердловини
- •Глава 1
- •Класифікація причин обводнення свердловин і методи їх встановлення 87
- •Методи регулювання розробки родовищ і боротьби
- •1.4. Гідродинамічні особливості витіснення нафти водою
- •Глава 2
- •2.3. Твердіючі в'яжучі тампонажні матеріали на основі органічних
- •3.2. Усунення негерметичності цементного кільця за
- •Глава 4
- •4.2 Визначення негерметичності в кріпленні свердловини і місця
- •Технологічні матеріали і способи ізоляції
1.5.2 Засади вибору технології pip і тампонажних матеріалів
Кожний метод ізоляції має свої області ефективного застосування для виконання одної або декількох PIP. Його вибирають у залежності від геолого-фізичних особливостей продуктивного пласта-обводнювача, конструкції свердловини, гідрогазодинамічних умов, існуючого досвіду виконання PIP на даному родовищі, оснащеності матеріалами, технікою тощо.
Водоізоляційні методи можуть бути ефективними і надійними, якщо забезпечено системний підхід до організації, тобто вибір методу ізоляції до об'єктів або свердловин повинен базуватися на детальному розгляді ретроспективної інформації з будування та експлуатації свердловини, ефективності виконання попередніх PIP, на даних промислових і геофізичних досліджень, які підтверджують інтервали обводнення та повноту їх вироблення, на знанні технічного стану свердловини.
Вибір технології і тампонажного матеріалу ставить собі замету [168]:
а) заповнення тампонажною сумішшю пустотного простору, каналів у свердловині або в присвердловинній зоні гірських порід та оптимальне структуроутворення в них протягом технологічно припустимих термінів здійснення операції тампонування;
б) формування ізоляційного екрану з достатнім опором очікуваному перепаду тиску при збереженні існуючих або покращенні умов фільтрації нафти у свердловину із продуктивних інтервалів та пластів;
в) максимальне зменшення кількості та спрощення технологічних операцій;
г) безпека робіт для персоналу та запобігання негативних екологічних наслідків.
Для вибору технології PIP:
1) здійснюються геолого-промислові і геофізичні дослідження свердловини і пластів з оцінки водонафтового фактора (обводненості продукції), густини і типу води, яка надходить у свердловину, пластового тиску, температури і т.д.;
2) аналізуються промислово-геологічні дані і встановлюються можливі джерела обводнювання свердловини;
3) досліджується стан цементного кільця за експлуатаційною колоною в інтервалах можливого припливу води у свердловину до і після виконання PIP;
4) у разі недостатньої інформації здійснюються дослідження для виявлення водоносних або заводнених пластів, можливих місць порушення герметичності експлуатаційної колони, а також шляхів водоприпливу та інтервалів поглинання води геофізичними методами (акустичний каротаж, гам-ма-дефектометрія, дебітометрія, НГК-ШНК, КНАМ, термометрія ).
177
Конкретний мінімальний обсяг різних видів досліджень встановлюється індивідуально для кожної свердловини.
При плануванні ремонтно-ізоляційних робіт значний вплив на вибір типу тампонажної суміші та її компонентів мають розміри каналів, у які здійснюється нагнітання. Тільки аналіз конкретних свердловинних умов, а також дисперсної фази суспензій дає змогу здійснити правильний вибір тампонажної суміші, її проникальної та кольматувальної здатностей. У зв'язку з цим у табл. 1.24 подано розміри частинок основних компонетів тампонажних сумішей, а дані про розміри флюїдопровідних каналів у породах показано в табл. 1.25 [168].
Таблиця 1.24 - Розміри дисперсної фази у водоізоляційних сумішах для PIP
Матеріали |
Розміри частинок, мм |
Електроліти, ПАР, іоно- і молекулярно-дисперсні розчини |
(0,3-1,0)-10-6 |
Олігомерні кремнійорганічні сполуки, полімери з низькою молекулярною масою в розбавлених розчинах, розчини силікату натрію |
(1-5)-10-6 |
Пірогенні кремнеземи (аеросили), в т. ч. у золях, міцелярні розчини ПАР |
(5-40)-10-6 |
Високомолекулярні полімери з великою молекулярною масою в концентрованих розчинах (поліакрилати) |
(0,1-1)-10-6 |
Латекси |
(1-5)-10-6 |
Гелеутворювальні полімери |
(0,01-10)-10-3 |
Смоли в початковому стані |
(0,1-10)10-3 |
Цементи |
(10-80)-10-3 |
Природні і техногенні наповнювачі |
(10-500)-10-3 |
Вибір методу необхідно здійснювати, враховуючи також відповідні можливості підприємства: наявність необхідної техніки, обладнання та матеріалів, певного досвіду обслуговуючого персоналу.
Найбільш перспективними водоізоляційними матеріалами в залежності від виду оброблень автори роботи [500] вважають наступні:
а) для обмеження припливу підошовних вод в однорідних пластах -розчини полімерів, у т. ч. аеровані, розчини осадоутворювальних неорганічних речовин, гелеутворювальні полімерні речовини;
б) для обмеження припливу води, котра проривається по найбільш проникних пропластках - гелеутворювальні полімерні речовини, пінні системи з високими структурно-механічними властивостями, латекси, піноцементні розчини, відходи нафтопереробляння, такі як лужні відходи, кислий гудрон, поліолефіни і бітуми зі структурувальними домішками, поліуретанові композиції;
в) для повного відключення окремих пластів у розрізі свердловини -полімерцементні і піноцементні розчини, суміші на основі смол, гелеутворювальні полімерні суміші, поліуретанові композиції;
178
Таблиця 1.25 - Середні значини медіанного діаметра фільтраційних порових каналів (Dм і структурного коефіцієнта ефективного порового простору (SК) теригенних і карбонатних порід-колекторів у залежності від коефіцієнта проникності к (за А. А. Ханіним)
Параметри пористого середовища |
|
Коефіцієнт проникності порід к, 10 м |
|
||
|
1-10 |
10-100 |
100-500 |
500-1000 |
Понад 1000 |
|
|
Теригенні породи |
|
|
|
DM SК |
<5 <0,4 |
5-11 0,4-1,6 |
11-20 1,6-4,1 |
20-26 4,1-6,0 |
≥26 ≥6 |
|
|
Карбонатні породи |
|
|
|
DM SК |
<6,5 <0,8 |
6,5-12,0 0,8-1,9 |
12-22 1,9-4,5 |
22-30 4,5-6,2 |
≥30 ≥6,2 |
Примітка. SK= DMme, де те - коефіцієнт ефективної пористості порід.
г) для регулювання запомповування води по товщині продуктивного розрізу в нагнітальних свердловинах - полімерцементи і суміші смол, водні розчини полімерів і осадоутворювальних неорганічних речовин, у т. ч. аеровані, гелеутворювальні полімерні суміші, пінні системи з високими структурно-механічними властивостями (наприклад, трифазні піни);
ґ) для усунення заколонних проривань води - полімерцементи, суміші смол, гелеутворювальні полімерні суміші, поліуретанові композиції.
Конкретний вибір матеріалу залежить від технологічних можливостей виробництва, наявності їх випуску в нафтогазовидобувному районі і мінімальних витрат на проведення оброблення. Останнє досягається завдяки виконанню наступних вимог:
1) для обмеження припливу підошовних вод - забезпечення радіуса діяння 5-20 м і максимуму відношення с/в, де с - ступінь зниження коефіцієнта водопроникності для колекторських умов у свердловині (с ≥2); в -вартість 1 м3 робочого розчину матеріалу;
2) для обмеження пропласткових вод - максимум відношення \I{RSG), де RH - необхідний радіус діяння на обводнений пропласток (R ≥ 1 м), R = ∆p/G; ∆р - робочі депресії тиску у свердловині; G - критичний градієнт тиску проривання водоізолювальної блокади, що забезпечує с > 5-10;
3) для відключення окремих пластів - те ж, що й в п. 2, але при с ≥ 20;
4) для регулювання профілів приймальності у нагнітальних свердловинах, з урахуванням двох альтернативних варіантів - глибина діяння повинна бути більшою або меншою радіуса розкриття тріщин у привибійній зоні.
У кожному випадку необхідними є також технологічна і техніко-еконо-мічна оцінки ефективності заходу. Ремонтно-ізоляційні роботи вважаються успішними, якщо в результаті їх здійснення зменшилась обводненість продукції при збереженні або підвищенні дебіту нафти. Ефективними вважаються ремонти, по яких витрати на їх здійснення окупились економічно.
179
Вибір технології PIP і тампонажних матеріалів здійснюється згідно з галузевим документом за таблицями в залежності від виду робіт і геологічних умов у свердловинах [168].
Таблиці складаються з трьох основних частин: а) геолого-технічні умови (ГТУ); б) технологія PIP; в) тампонажні матеріали. Відповідно, перша частина містить показники основних геолого-технічних умов, які є визначальними при вибиранні технології ремонту свердловин і тампонажного матеріалу, друга - набір технологічних методів для ремонту, третя - рекомендовані тампонажні матеріали. За сукупністю значин геолого-технічних умов визначається технологія PIP і необхідний тип тампонажного матеріалу, тобто кожна вертикальна колонка є можливим варіантом геолого-технічних умов та рекомендованих для нього технології PIP і тампонажних матеріалів.
Така сукупність по кожному варіанту відмічена знаками „плюс" у кожній колонці. Якщо в одній колонці „плюсом" відзначено декілька технологічних схем або тампонажних матеріалів, то кожний з них може бути застосований для заданих геолого-технічних умов. Послідовність надання переваги тому чи іншому матеріалу відмічається кількістю штрихів над знаком „плюс". Наприклад, тампонажний матеріал (+') має перевагу над матеріалом (+") і т. д.
Якщо послідовно здійснюється декілька операцій PIP або послідовно запомповується декілька тампонажних матеріалів, то замість знака "плюс" проставляється нумерація згідно з послідовністю робіт. Так, наприклад, тампонажна суміш (2) запомповується після тампонажної суміші (1). Перевага у виборі того чи іншого тампонажного матеріалу (технологічної схеми) також відмічається штрихами.
Практично вибирання технології та тампонажного матеріалу здійснюється за класифікаційними таблицями в такій послідовності [168]:
а) замовником видаються необхідні геолого-технічні дані по свердловині та дані про режим експлуатації покладу на ділянці її розташування;
б) умови свердловини ідентифікуються з виділеними в поданих стосовно до видів PIP класифікаційних таблицях (див. нижче стосовно конкретних видів робіт) підрозділами геолого-технічних умов, з таблиць встановлюється вертикальна колонка, відповідна наявним геолого-тех-нічним умовам, за цією ж колонкою визначаються технологія і тампонажний матеріал для PIP;
в) якщо для заданих геолого-технічних умов може бути рекомендовано декілька тампонажних матеріалів, то вибір конкретизується, виходячи з економічної доцільності, наявності на підприємстві реагентів і матеріалів, їх токсичності, а також більшої простоти технології робіт.
180