
- •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
2.3.2 Гідрофобний тампонажний матеріал
Фенолоформальдегідні і резорциноформальдегідні смоли, незалежно від того, що вони позбавлені багатьох недоліків, які притаманні суспензіям мінеральних в'яжучих (цементним розчинам), також є гідрофільними матеріалами, що в певній мірі відбивається на ефективності PIP після їх використання. У зв'язку з цим для відновлення герметичності кріплення обсадних колон і усунення заколонних перетікань, особливо в найскладніших випадках, коли використання смол ТС-10, ТСД-9 або інших тампонажних матеріалів виявляється безрезультатним, застосовують гідрофобний тампонажний матеріал - ГТМ.
В інституті ВНИИБТ разом із інститутом сланців (Естонія) розроблено гідрофобний тампонажний матеріал (ТУ 38-309-75) на основі алкіл-
401
резорцинової епоксифенольної смоли (ГОСТ 1561-63). Багатоцільовий синтетичний матеріал ГТМ-3 (3-я модифікація) є двокомпонентним розчином алкілрезорцинової епоксифенольної смоли (АЕФС) в кількості 95-99% і отверджувача поліетиленполіаміну (ПЕПА) - 5-1%. ГТМ-3 - це однорідна темно-коричнева, корозійно-стійка і малов'язка рідина без осаду і механічних домішок.
До основних фізико-хімічних властивостей ГТМ-3 відносяться: а) гідрофобність як у вхідному, так і в твердому станах (запобігається водорозчинення і водорозбавлення); б) нульова водовіддача; в) малі вхідні в'язкість і густина (в момент отримання за 20°С коефіцієнт в'язкості АЕФС знаходиться в межах 25-45с за ВЗ-4, а густина розчину - в межах 1050-1100 кг/м3); г) хороша здатність проникати в найбільш проникні і тріщинуваті ділянки ізольованого пласта, які є шляхами надходження пластової води у свердловину; ґ) здатність тверднути в прісній і пластовій водах, нафтах і органічних рідинах за температур у діапазоні від -5°С до +80°С; д) коагуляція в процесі змішування з прісною або пластовою водою з утворенням твердіючої високов'язкої, малотекучої, пружно-еластичної маси; є) легко регульована в межах 1050-1650 кг/м3 густина розчину за рахунок доброго поєднання як з активними, так і з інертними наповнювачами (цемент, пісок та ін.); є) можливість регулювання термінів схоплювання в межах 1,6-2,5 год. за рахунок зміни концентрації отверджувача; ж) підвищена стійкість каменю (сформованого з ГТМ-3 і цементу) до впливу агресивних середовищ у часі; з) пружно-пластичні і безусадкові його властивості, вища міцність і кращі адге-зійні властивості (за міцністю і адгезійною здатністю в 3-5 разів перевищує камінь з чистого цементного розчину); і) газоводонафтонепроник-ність за перепаду тиску до 25 МПа; ї) добре зчеплення твердої смоли з поверхнею породи, металу труб і старого каменю, змочених пластовою водою і нафтою; й) антикорозійні і діелектричні властивості матеріалу.
Приготування робочого тампонажного розчину на основі смоли АЕФС і запомповування його здійснюють з допомогою стандартної цементувальної техніки, яка застосовується при ізоляційних роботах.
Отверджувач вводять до АЕФС безпосередньо перед запомповуван-ням розчину у свердловину. У результаті взаємодії ПЕПА з АЕФС має місце екзотермічне виділення тепла і відповідно нагрівання робочого розчину. Тривалість екзотермічної реакції становить 25-45 хв, після чого ГТМ-3 набуває початкової температури.
Після змішування з водою ГТМ-3 коагулює з утворенням твердіючої пружно-еластичної маси. Фільтрат розчину ГТМ-3 і цементу, замішаного на ньому, твердне в порах і тріщинах. Затверділий ГТМ-3 забезпечує хороше зчеплення з поверхнею породи (в т.ч. за рахунок проникання
402
розчину смоли в пори і тріщини гірських порід), металу труб і старого цементного каменю, змочених пластовою водою, нафтою. Пружно-еластичні взірці не проникні за перепаду тиску до 25 МПа.
Рекомендовані склади сумішей подано в табл. 2.115. Суміші без цементу рекомендуються для ізоляції малих пор і тріщин порід, у канали яких не надходить звичайна водоцементна суспензія. У випадку великої проникності чи тріщинуватості рекомендується використовувати тампонажний портландцемент, замішаний на ГТМ-3.
Таблиця 2.115 - Властивості тампонажного матеріалу ГТМ-3 (за нормальних умов)
Масові частки компонентів робочого розчину, ГТМ-3, % |
Густина Рр, кг/м |
Розтіч-ність Dр, см |
Температура екзотермічної реакції, °С |
Терміни схоплювання τсхопл., год/хв |
Міцність σ, МПа через 48 год. |
||||
АЕФС |
ПЕПА |
цемент |
τи. схопл. |
τЬк. схопл. |
σзгин. |
σстиск. |
|||
|
Для колекторів з малою проникністю |
|
|||||||
100 |
3,0 |
- |
1050 |
25 |
34 |
12-35 |
14-30 |
7 |
18 |
100 |
2,5 |
- |
1050 |
25 |
32 |
14-50 |
16-40 |
7 |
15 |
100 |
2,0 |
- |
1050 |
25 |
27 |
16-55 |
18-50 |
7 |
14 |
|
Для колекторів з великою проникністю |
|
|||||||
100 |
2,5 |
25 |
1190 |
25 |
32 |
13-45 |
15-50 |
8 |
17 |
100 |
2,5 |
50 |
1350 |
23 |
30 |
12-30 |
14-25 |
9 |
19 |
100 |
2,5 |
75 |
1510 |
21 |
29 |
11-45 |
13-25 |
11 |
22 |
100 |
2,5 |
100 |
1670 |
19 |
28 |
9-30 |
12-05 |
9 |
28-32 |
ГТМ-3 рекомендується використовувати для відключення верхніх і проміжних обводнених пластів, відновлення герметичності експлуатаційної колони, а також для ізоляції зон водоприпливів і поглинань у свердловині, що буриться, для розмежування пластів і кріплення стовбурів, для встановлення високоміцних мостів. ГТМ-3 використовується також для ізоляції інтервалів поглинань бурового розчину у свердловинах. Для ізоляції малих пор і тріщин порід, у канали яких не надходить звичайна водоцементна суспензія, рекомендується до смоли АЕФС додавати 2-3% ПЕПА, а за великої проникності і тріщинуватості - 2,5% ПЕПА та 25-100%> цементу. Тоді час схоплювання суміші становить відповідно 12-18 год. та 9-15 год.