- •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
2.3.4 Тампонажні матеріали на основі мономерів -акриламіду і стиролу
До таких мономерів відносяться акриламід і стирол, які утворюють водозакупорювальний матеріал за рахунок реакції полімеризації в пластових умовах.
Акриламід (МРТУ 90-70-64) - це безбарвний кристалічний порошок, добре розчинний у воді, спирті та інших розчинниках; токсичний; температури топлення 84°С, кипіння 215°С [408]. Водні розчини мономерів акриламіду є істинними розчинами, які за фізичними властивостями мало відрізняються від води.
Наявність подвійного зв'язку в молекулі акриламіду зумовлює його здатність до реакції полімеризації з утворенням полімерів, молекулярна маса яких сягає декількох мільйонів. Лінійні полімери акриламіду розчиняються у воді, утворюючи високов'язкі розчини.
У присутності зшиваючих агентів акриламід утворює нерозчинні полімери. Такими агентами можуть бути алкіліденовий бісакриламід, вінілові мономери та інші речовини. Додавання похідного акриламіду -NjN'-метиленбісакриламіду (CH2-CH-CONH2)2CH2 - до водного розчину акриламіду в присутності ініціаторів полімеризації призводить до утворення полімеру з тривимірною просторовою структурою. Як ініціатори полімеризації можна використати окислювально-відновлювальну систему (наприклад, водні розчини надсірчанокислого (персульфату) амонію (NH4)2S208 і сіркуватисто-кислого (тіосульфат) натрію Na^C^), діяння різних променів, ультразвук. Після додавання ініціатора до розчину мономеру протягом деякого часу - індукційного періоду - не спостерігаються зовнішні ознаки полімеризації системи, а відтак настає швидке наростання в'язкості системи з утворенням полімеру.
Зміною концентрації акриламіду в розчині (1-40%), зшиваючого агента - NjN'-метиленбісакриламіду (0,5-1% від маси акриламіду), ініціаторів полімеризації - персульфату амонію (NH4)2S208 (0,01-15,5% від маси акриламіду) і тіосульфату натрію Na2S203 (0,02-14,5% від маси акри-
409
ламіду) та речовини з властивостями лугу (наприклад, кальцинованої соди Na2C03 для підвищення рН середовища) тривалість індукційного періоду можна забезпечити в межах 1-3 год. за температур 20-40°С. При цьому утворюється високоеластичний полімер з тривимірною просторовою граткою.
Гель такого полімеризованого акриламіду на контакті з поверхнею, змоченою нафтою, залишається у в'язко-плинному стані, а на контакті з гідрофільною поверхнею характеризується деякою силою адгезії. У водонасичених кернах відбувається зниження коефіцієнта проникності на 98-100% а в нафтонасичених кернах при зворотній фільтрації нафти коефіцієнт проникності відновлюється на 70-90%.
Селективні властивості такого полімеру на основі акриламіду підтверджено роботами у свердловинах [408]. Так, на родовищах Татарстану після ізоляційних робіт із запомповуванням суміші в продуктивний пласт обводненість продукції свердловин зменшилась з 92 до 55%, середній дебіт нафти зріс з 1,9 до 12,8 т/добу, тривалість ефекту коливалась від декількох місяців до декількох років.
На дослідній ділянці родовища Джордан-Юніверсіті-Юніт (США) в три нагнітальні свердловини запомпували полімеризаційну суміш на основі мономерів акриламіду - АМ-9. Суміш, розроблена фірмою American Cianamid включає розчин мономерів акриламіду та метиленбісакри-ламіду (92%) і каталізатора (8%). Каталізатор - окислювально-від-новлювальна система. Для приготування суміші використовували спеціальне устатковання, котре дає змогу роздільно запомповувати розчини мономерів і каталізатора. Змішування відбувалося у стовбурі свердловини, а суміш потрапляла в пласт за 3-5 хв. до початку гелеутворення. Зону перфорації до рівня високопроникних інтервалів засипали піском, а верхню частину відтинали пакером.
Після ізоляційних робіт у свердловинах здійснювали кислотні оброблення. На основі досліджень сусідніх 16 видобувних свердловин встановлено, що в результаті припинення непродуктивного запомповування і збільшення охоплення заводненням за 18 міс. додатково видобуто 47 тис. м3 нафти [5].
Для ізоляції зон поглинання з метою вирівнювання профілю приймаль-ності нагнітальної свердловини запропоновано на 1 м товщини запом-пувати від 12,6 до 6400 л розчину кополімеру, який отримується шляхом іонізаційного випромінювання високої енергії 10-60% розчину акриламіду в суміші з натрієвим акрилатом [5].
Стирол (ГОСТ 10003-76) - рідина з динамічним коефіцієнтом в'язкості 0,781 мПа-с, токсична, замерзає за температури -30 °С.
Для мономерів характерні реакції гідролітичної поліконденсації і термополімеризації, при цьому утворюються нерозчинні полімери.
410