
- •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
2.1.4 Класифікація тампонажних матеріалів за їх взаємодією з пластовими флюїдами
За механізмом закупорювання пористого середовища методи обмеження (ізоляції) припливу води поділяються, як показано вище, на селективні та неселективні. Звідси і матеріали підрозділяються на матеріали селективної і неселективної дії.
Методи селективної ізоляції ще поділяються на дві підгрупи методів, які грунтуються на використанні: 1) селективних ізоляційних реагентів, що утворюють закупорювальний, стосовно до порового простору, матеріал (осад), розчинний у нафті та нерозчинний у воді; 2) ізоляційних реагентів селективної дії, котрі утворюють закупорювальний, стосовно до порового простору, матеріал тільки в разі змішування з пластовою водою і не утворюють - у разі змішування з пластовою нафтою.
Тампонажний матеріал методів селективної ізоляції має селективні властивості відносно пластових вод і нафти, а суть методу селективної ізоляції полягає в утворенні закупорювальної маси в порах та каналах пласта під час взаємодії ізоляційного матеріалу з пластовою водою за рахунок його високої фільтрівності у високопроникні обводнені інтервали (реагенти селективної дії) або розкладання його в нафтовому середовищі (селективні реагенти). Утворення закупорювальної маси базується або на утворенні із ізоляційного матеріалу нерозчинних осадів під час взаємодії його з водою (реагенти селективної дії), або на набуханні цього матеріалу в середовищі води (селективні реагенти і реагенти селективної дії). Перший напрям базується на використанні полімерів типу водних дисперсій латексу, милонафту, кополімерів акрилової і поліакрилової кислот або органічних сполук кремнію. У другому напрямі вода є реагентом для утворення закупорювальної маси. До таких матеріалів відносяться солі тривалентного заліза, водорозчинні натрієві солі карбок-силметилцелюлози (КМЦ), двоокиси, водорозчинні натрієві солі органічних кислот [499]. Відомі й інші матеріали цього типу для ізоляції водоприпливів (рис. 2.3).
193
Однак на неможливість ізоляції водоприпливів інляхом послідовного запомповування в пористе середовище речовин, які реагують з пластовими водами або між собою з утворенням закупорювальних осадів, вказує багато авторів (див. вище) на основі лабораторних експериментів щодо методів селективної ізоляції, що грунтуються на використанні ізоляційних реагентів, котрі втрачають здатність закупорювати нафто-насичені інтервали за рахунок їх змішування з пластовою водою. У той же час ефективними виявилися селективні матеріали - поліорганоси-локсани, латекси марок СКС-65 ГП, СКС-85 і СКС-ЗОАРК [5]. Можливо, що успішність промислових робіт із застосуванням цих матеріалів пояснюється наявністю тріщин в обводненому інтервалі стовбурів свердловин, а також деякими побічними явищами, наприклад, гідрофобізацією пористих середовищ. Зокрема, про успішне застосування гідрофобізаторів свідчить повідомлення, що оброблення трьох свердловин на родовищі Азербайджану розчином асидолмилонафту дало змогу у двох із них збільшити приплив нафти [5]. Для запобігання обводнення запропоновано обробляти свердловини діаміндіолеатом [5].
Запропоновано також „хімічний метод вибіркової ізоляції в неоднорідних пластах", який грунтується на одержанні кристалічного осаду під час змішування рівних об'ємів морської каспійської води і 2 % рідкого скла [5]. У свердловину НГВУ „Карадагнефть" запомпували 0,2 м3 прісної води, 1 м3 рідкого скла, 1,5 м3 прісної води. Свердловина до оброблення мала добовий дебіт 0,2 т нафти і 7-10 м3 води з загальною мінералізацією 205,6 мг/екв. Після оброблення свердловина працювала 153 дні з добовим дебітом 0,6 т нафти і 3-4 м3 води.
194
Відмітимо, що селективне обмеження припливу вод може бути досягнуто і в разі використання неселективних матеріалів, які добре фільтруються в пласт, оскільки рідини будуть проникати переважно у високо-проникні і, в першу чергу, обводнені ділянки пласта (гідродинамічний фактор селективності). Однак тоді в разі потреби необхідно забезпечити відновлення проникності нафтонасиченої ділянки пласта.
Неселективні методи грунтуються на застосуванні неселективних ізоляційних матеріалів і реагентів, які взаємодіють між собою з утворенням ізолювального матеріалу або змінюють свій стан під дією зовнішніх чинників (температура, тиск тощо).