- •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
2.1.2 Класифікація тампонажних матеріалів за ступенем їх дисперсності
Шляхами припливу води у видобувні свердловини та її поглинання у нагнітальних свердловинах можуть бути пори, тріщини, каверни та інші канали різного розміру. Величина розміру цих каналів зумовлює технологію виконання ремонтно-ізоляційних робіт і вибір тампонажних матеріалів. Тому з технологічних позицій тампонажні (ізоляційні) матеріали доцільно розділити за ступенем їх дисперсності на такі чотири групи [104]: 1) тампонажні розчини, які фільтруються в пори пласта (фільтрівні
182
матеріали); 2) суспензії тонкодисперсних тампонажних матеріалів; 3) суспензії гранульованих (подрібнених) тампонажних матеріалів; 4) механічні пристосування і пристрої.
Проникання частинок тампонажного матеріалу в пори будь-якого тіла (наприклад, гірської породи) залежить, в основному, від співвідношення розмірів (діаметрів) nop dn і частинок d4. Якщо du > 10 d4, то дисперсні частинки вільно переміщаються поровими каналами; якщо dn < 3 d4 проникання відсутнє; якщо 3 < dn I d4 < 10 відбувається кольматація пор (намивання частинок у пори) під час фільтрації рідини, яка особливо сильно проявляється, якщо dп ≤ 5 d4. Вважається, що частинки вільно переміщаються вздовж тріщини, якщо розкриття (ширина) тріщини dч є не меншим подвоєного діаметра частинок d4, тобто dT > 2 d4 [104, 231].
Це означає, що до тонкодисперсних матеріалів відносяться матеріали, якщо 3 < dn I d4 < 10 для пор і 1 < d41 dr < 2 для тріщин, а до гранульованих - якщо dT>2d4 для тріщин. Група тампонажних розчинів, які фільтруються в пори пласта, характеризується таким співвідношенням розмірів: dn I d4 > 10 для пор і dT I d4 > 2 для тріщин [104]. Тут також слід урахувати статистичні розподіли розмірів частинок і каналів та концентрацію частинок у розчині (суспензії) (див. нижче).
На даний час запропоновано багато різних тампонажних матеріалів. Окрім механічних пристосувань і пристроїв, тампонажний матеріал являє собою, як правило, основу для отримання тампонувального (ізолювального) бар'єру (екрану), який закупорює пори пористого середовища, тріщини тощо. У ході виконання ремонтно-ізоляційних робіт такі матеріали використовують у вигляді робочих розчинів (точніше, дисперсій з різним ступенем подрібненості частинок аж до молекулярного рівня), які є сумішшю ізоляційних матеріалів з розчинниками, уповільнювачами, стабілізаторами, наповнювачами та іншими додатками, що за певних умов у результаті фізико-хімічних перетворень переходять в ізолювальний (тампонувальний) матеріал.
Механізми утворення тампонувальних бар'єрів базуються на відомих фізичних явищах і хімічних реакціях, а саме: на взаємодії реагентів між собою або з пластовими флюїдами; полімеризації; поліконденсації; диспергуванні; топленні (плавленні); кристалізації; кольматації; гідро-фобізації і т. д.
Тампонувальний бар'єр після таких перетворень матеріалів може бути гелем, емульсією, піною, дисперсним осадом або твердим тілом, при цьому він повинен витримувати створювані в пластових умовах градієнти тиску.
З технологічної точки зору всі рідинні (розчини, суспензії) ізоляційні матеріали поділяють на фільтрівні і нефільтрівні. Однак така класифікація вже ввійшла в класифікацію за ступенем дисперсності.
183
Традиційними в групі фільтрівних тампонажних матеріалів є суміші на основі різних смол з домішкою каталізаторів-отверджувачів, найпоширенішими із яких є суміші ТСД-9 і ТС-10. Слід зазначити, що гомогенність і невеликі коефіцієнти динамічної в'язкості (до 20-30 мПа-с) забезпечують добре їх надходження (фільтрацію) в пласт [500].
Обробляння як пористих, так і тріщинуватих середовищ характеризується зниженням коефіцієнта водопроникності на 95-100% за градієнтів тиску понад 10-20 МПа/м. До недоліків відносяться наступні чинники: смоли кислого затвердіння не схоплюються в зоні контактування з цементним каменем; суміші з каталізатором-отверджувачем мають терміни схоплювання, що трудно регулюються при високих температурах (понад 70-80°С); різко збільшується час затвердіння при їх розбавленні (за рахунок змішування з пластовою водою в процесі запомповування). Удосконалення сумішей на основі смол відбулося шляхом зменшення впливу цих недоліків чи їх усунення. Сюди відносяться дослідження придатності для водоізоляції фенолоспиртів, які конденсуються при підвищенні температури і тиску [198]; водонерозчинних смол типу СФЖ-305 кислого затвердіння [405] і гідрофобного тампонажного матеріалу ГТМ-3 [285]. Суміш ГТМ-3 складається із двох компонентів: синтетичного розчину гідрофобної алкілрезорцинової епоксифенольної смоли (з густиною 1050 кг/м3 і коефіцієнтом в'язкості 34-45с за віскозиметром ВЗ-4) і отверджувача - поліетиленполіаміну (ПЕПА). Гідрофобність матеріалу виключає його розбавлення водними розчинами і забезпечує незмінюваність параметрів суміші. Після перемішування із отверджувачем розчин набуває здатності тверднути на повітрі, у прісній і високомінералізованій водах, нафтах і органічних рідинах до температури 80°С. Водовіддача розчину рівна нулю (див. нижче).
Затверділі взірці із епоксифенольних сполук (АЕФС) володіють пруж-ноеластичними і безусадковими властивостями, підвищеною стійкістю до агресивних високомінералізованих вод і концентрованих кислот, і є антикорозійним матеріалом з діелектричними властивостями, газоводо-непроникні при перепадах тисків понад 25 МПа. Ці взірці характеризуються високими адгезійними властивостями і більшою (в 2-3 рази) міцністю в порівнянні з цементними взірцями, замішаними на воді. Затверділа смола забезпечує надійне зчеплення з поверхнями гірських порід, металу труб і старого цементного каменю, змоченими пластовою водою або нафтою. При змішуванні з водою АЕФС коагулює з утворенням швидкозатверділої пружноеластичної маси тонковолокнистої структури. Водонерозчинні смоли, без сумніву, можуть використовуватись для ізоляційних робіт при усуненні негерметичності різьових з'єднин обсадних труб, заколонних перетікань. Що стосується їх придатності для відклю-
184
чення пластів і пропластків, перевага надається такому матеріалу, який реагує з водою, інакше охоплення по об'єму всіх водопровідних каналів буде невеликим через відмінність у характері змочування.
За фізико-хімічними параметрами і тампонувальними властивостями смоли є добрим матеріалом для всіх видів оброблень. Однак, враховуючи високу вартість сумішей на основі смол, економічно невигідно використовувати їх для створення екранів-блокад проти підошовної води, а також як блокувальний матеріал або як основний матеріал при виконанні робіт у нагнітальних свердловинах за великих об'ємів запомповування.
Другою групою фільтрівних тампонажних матеріалів, здатних надходити в пористе середовище і створювати там через певний час нетекучий тампон у всьому об'ємі, є суміші на основі полімерів. Це гіпано-формалінові суміші (ГФС) [31, 179]; суміш на основі акриламіду [179, 448]; в'язкопружні суміші (ВПС) [465]; гіпано-амонійна суміш та інш. їх перевагою є невелика вартість. При високому ефекті водоізоляції (80-100%) критичні градієнти тисків проривань для них нижчі, ніж для смол. Наявні дані про ГФС [179] свідчать, що в пористих середовищах (коефіцієнт проникності 0,4-6 мкм2) цей показник є високим (15 МПа/м і вище), а в тріщинуватих - значно меншим. При розкритості тріщини 2 мм він становить приблизно 1,5 МПа/м; при 5 мм - 0,5 МПа/м. Для ВПС на основі ПАА [465] у пористих і тріщинуватих середовищах задається величина градієнта прориву 2-5 МПа/м. Отже, ці суміші в найбільшій мірі задовольняють вимоги відключення пластів і пропластків у пористих колекторах; для ізоляції заколонних перетікань вони використовуються лише за невеликих розмірів каналів фільтрації; у тріщинуватих колекторах радіус оброблення повинен ув'язуватись з величиною депресії тиску і радіусом розкриття тріщин. Характерним є також високий коефіцієнт динамічної в'язкості названих сумішей (30-100 мПа-с), окрім сумішей на основі мономеру акриламіду, і згасний характер фільтрації в пористе середовище, що утруднює їх використання для створення екранів-блокад великого радіусу в пористих колекторах.
До механічних пристосувань і пристроїв відносимо пакери-пробки, вибухові пакери, неопренові пакери-летючки, хвостовики або додаткові колони меншого діаметра та ін.