- •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
2.4.3 Гіпаноформалінова суміш (гфс)
Гіпаноформалінову суміш (ГФС) розроблено в інституті БашНИПИ-нефть (Башкортостан). Вона відноситься до гелеутворювальних полімерних рідин; складається із суміші водного розчину гіпану, формаліну і соляної кислоти, співвідношення яких у робочих рідинах залежить від заданого індукційного періоду гелеутворення. Після проходження індукційного періоду ГФС в обводненій частині пласта утворює каучукопо-дібний однорідний пружний матеріал - гель, який є достатньо міцним і повністю закупорює водонасичене пористе середовище.
Основні позитивні властивості ГФС як водоізоляційного матеріалу визначаються специфічними фізико-хімічними властивостями вхідних робочих рідин і їх гелів. Розрахунок показує, що за перепаду тиску на вибої З МПа і міцності гелю на зсув 800 Н/м2 для утримання його в тріщинах з розкриттям 2 мм глибина проникання повинна бути 2 м, а з розкриттям 5 мм - вже 6 м. Тому в разі використання ГФС у тріщинуватих пластах виникає необхідність у підвищенні міцності гелю на зсув. Міцнісні, деформаційні і тампонувальні властивості гелів ГФС можна підвищити введенням меленого піску, пламілону і ряду інших наповнювачів, а також деяких активних додатків (наприклад, рідкого/скла).
Гіпаноформалінова суміш (ГФС) дала змргу в Башкортостані зменшити приплив води на 20-50% при додатково видобутих біля 2 тис. т нафти на кожну операцію. Успішність операцій біля 90%, тривалість ефекту 1-3 роки [5].
Стосовно до умов родовищ України з високими пластовими температурами до 100°С виконано дослідження індукційного періоду і в'язкості ГФС [246,248]. Вивчення індукційного періоду і початкової в'язкості ГФС в області температур до 70°С проведено з плануванням експерименту за методом комбінаційних квадратів, що дало змогу отримати залежності індукційного періоду (до 48 год.) і початкового динамічного коефіцієнта в'язкості суміші (до 1 Пас) за рівня значимості 0,05 від основних чинників - концентрації соляної кислоти в суміші, концентрації формаліну, ступеня розбавлення товарного полімеру водою і температури. Дослідами з вимірювання індукційного періоду суміші на консистометрі КЦ-3 показано, що ГФС можна використовувати і за температур до 100°С. Індукційний період суміші, приготовленої на базі гіпану-1 із вмістом у суміші 20% формаліну і 8% соляної кислоти 10% концентрації
432
при температурі 100°С і тиску 20 МПа, становить 3,0 години. На конічному пластомірі і на системі із коаксіально зміщуваними циліндрами в області температур до 70°С встановлено, що межа міцності на зсув закупорювальної структури мало залежить від температури і при розбавленні товарного полімеру водою у співвідношенні 1:1 на другу добу після утворення становить 400-700 Н/м2. У значній мірі від температури залежить модуль пружності на зсув. З ростом температури він зменшується, тобто структури, котрі утворені ГФС, стають більш еластичними без істотної втрати міцності. Кінцеве зміцнення структури настає протягом 10-15 діб, тобто дещо швидше, ніж при низьких температурах.
У разі запомповування в тріщинуваті пласти або для обмеження припливу „чужих" вод ГФС з наповнювачами має дві істотні переваги перед тампонажними розчинами типу цементно-водних суспензій. У них активною і добре фільтрівною частиною є рідинне середовище; суспен-говані в ній дисперсні додатки заповнюють тріщини і шляхи припливу води, а фільтрат, просуваючись далі, утворює в порах пласта гель.
Гелі ГФС добре зчеплюються зі старим цементим каменем, проникаючи в нього на глибину 5-6 мм і утворюючи з ним єдине ціле. Легко підрахувати, що екран з гелю ГФС, що створений у пласті з коефіцієнтом проникності до 0,5-1,0 мкм2 на глибину 20 см, здатний теоретично витримати перепад тиску понад 10 МПа. У реальних умовах ця цифра є трохи нижчою, оскільки в пласті завжди існують мікротріщини тектонічного походження, а також ті тріщини, що виникли в процесі буріння та експлуатації свердловини.
Гіпаноформалінова суміш володіє широко регульованим індукційним періодом, утворює в повному об'ємі закупорювальну структуру, характеризується достатньою міцністю і доброю адгезією як із пісковиками, так із карбонатами.