
- •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
2.4.5 Гелеутворювальні суміші на основі пал або кмц
До переваги гелеутворювальних сумішей (ГУС) на основі ПАА або КМЦ відноситься використання гелеутворювача складного типу на основі окисно-відновної системи біхромат-лігносульфонат. У процесі окисно-відновної реакції між ними у водному середовищі утворюються йони тривалентного хрому, які і є гелеутворювальними агентами для макромолекул карбоксилметилцелюлози (КМЦ) або поліакриламіду (ПАА), і „зшивають" макромолекули КМЦ або ПАА, переводячи розчин у гель, тобто відповідно в гелеутворювальних сумішах ГУС-1 і ГУС-2 [331].
Крім того, наявність відносно великої кількості лігносульфонату (конденсованої сульфід-спиртової барди - КССБ) в рецептурі ГУС надає утворюваному гелю високої термодинамічної стійкості внаслідок „зв'язування" надлишку йонів тривалентного хрому (запобігання синерезису гелю), а також надлишку біохромату та розчиненого у воді кисню (запобігання термоокисної деструкції полімеру). У результаті цього ГУС-1 стабільна за температури до 100°С, а ГУС-2 - до 90°С.
Відсутність іонів тривалентного хрому в момент змішування компонентів суміші ГУС у воді дає змогу одержати гомогенний розчин для одночасного розчинення порошків полімеру, лігносульфонату та біхромату.
Рекомендовано гелеутворювальні суміші двох складів [331]:
а) ГУС-1
КМЦ 1,5-4%-мас. 15-40 кг на 1 м3 води
Лігносульфонати 0,1-1 -//- 1-10 -//-
Біхромат 0,6-1 -//- 6-10 -//-
б) ГУС-2
ПАА порошкоподібний
імпортний 0,3-0,6 -//- 3-6 -//-
Лігносульфонати 0,2-0,8 -//- 2-8 -//-
Біхромат 0,2-0,35 -//- 2-3,5 -//-
439
Оптимальні склади сумішей такі, % мас. [331]:
Складники ГУС-1 ГУС-2
КМЦ 37
ПАА - 28
КССБ 48 53
Біхромат 15 19
Реологічні характеристики ГУС дуже залежать від молекулярної маси поліамеру та його концентрації. Тому краще використовувати високо-молекулярні поліакриламіди з молекулярною масою понад 107 (PDA-1020, PDA-1041, CS-35) і КМЦ марок 700 і 600 (ОСТ 6-05-386-80). Придатними є лігносульфонати, що не містять іонів тривалентного заліза і хрому. Найкраще використовувати порошкоподібні лігносульфонати марок КССБ-1, КССБ-2, КБП, ССБ, КДБ (за ТУ 81-04-225-79; ТУ 29-9-33-72).
Біхромати (солі двохромової кислоти Н2Сг207, хромпіки) придатні будь-які - калію (К2Сг207), натрію (Na2Сг207 чи амонію ((NH4)2Cr207) (за ГОСТ 2651-78). У разі приготування порошкоподібної суміші полімеру, лігносульфонату та біхромату краще не використовувати біхромат калію у зв'язку з його малою гігроскопічністю.
Використовувані порошкоподібні суміші ГУС-1 та ГУС-2 для замішування на воді і запомповування суспензії у свердловину дають змогу проводити великооб'ємні оброблення свердловин в умовах низьких температур повітря. Крім того, зміною концентрації порошкоподібної суміші у воді можна легко регулювати реологічні властивості тампонажної суміші в процесі оброблення, що важливо, наприклад, для усунення поглинань, заколонних перетікань чи докріпленння легкофільтрівної низько-концентрованої ГУС висококонцентрованою.
Ці суміші характеризуються вибірковим (селективним) прониканням у водонасичену частину продуктивного пласта, що пояснюється наступним:
а) різким підвищенням фактору опору розчину макромолекул полі меру (ПАА чи КМЦ) при зменшенні проникності середовища;
б) макромолекули ПАА і КМЦ адсорбуються на гідрофільних по верхнях обводнених пропластків, а гідрофобна поверхня нафтонасиченої частини пласта перешкоджає цьому, що призводить до видалення гелю із пласта потоком нафти.
ГУС є водним розчином реагентів. Початковий динамічний коефіцієнт в'язкості вхідного складу 20-250 мПа-с; час початку гелеутворення при температурі 20-60°С становить 1 -48 годин, в інтервалі температур 60-70 °С -1-15 годин, в інтервалі температур 80-90°С - до 3-4 годин. Початковий градієнт тиску зсуву в пористому середовищі до 10 МПа/м. Стабільність гелів залежить від рецептури, наявності солей у воді розчинення (краще
440
прісна вода) та пластової температури, і становить період від 9 місяців до 3 років. Відносна стабільність і міцність гелів на основі КМЦ (ГУС-1) вища, ніж на основі ПАА (ГУС-2), але селективність ГУС-2 виражена чіткіше.
Гелеутворювальна суміш на основі КМЦ, яка містить такі інгредієнти, мас. %: карбоксиметилцелюлоза - 1,0-6,0; лігносульфонати (ЛСТ)-0,10-25,0; хромати - 0,25-5,0; вода - решта, має наступні недоліки: наявність КМЦ в її складі збільшує динамічний коефіцієнт в'язкості, тобто погіршується її рухомість, і, як наслідок, обмежується сфера використання, особливо для свердловин, які розкрили низькопроникні колектори, і зменшуються об'єми запомповування суміші, що суттєво впливає на якість ремонтно-ізоляційних робіт.
Для підвищення ефективності дії гелеутворювальної суміші за рахунок підвищення її фільтрівної здатності та збільшення міцності гелю до нового складу суміші (назвемо її ГУС-3) додатково вводять хлористий кальцій і використовують КМЦ, модифіковану препаратом ОС-20 на основі поліоксиетиленгліколієвих ефірів вищих жирних спиртів при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас. % [181]:
Лігносульфонати 3,0-6,0 Карбоксиметилцелюлоза, модифікована препаратом ОС-20 на основі поліетиленгліколієвих
ефірів вищих жирних спиртів 2,0-8,0
Біхромат натрію або калію 1,5-3,0
Кальцій хлористий 1,2-5,0
Вода Решта
Основою складу є лігносульфонати (ЛСТ) - відходи целюлозно-паперової промисловості. Постачають їх в сухому або рідинному станах. Для отримання суміші використовувались сухі порошкоподібні ЛСТ марки „Е" целюлозно-паперового заводу (ТУ 13-0281036-05-89).
Карбоксиметилцелюлоза, модифікована препаратом ОС-20, утворюється у вигляді натрієвої солі при взаємодії лужної целюлози з моно-хлороцтовою кислотою або її натрієвою сіллю в присутності препарату ОС-20, що являє собою суміш поліоксиетиленгліколієвих ефірів вищих жирних спиртів (КМЦ ОС-20).
Препарат ОС-20 випускається за ГОСТ 10730-82 двох марок А і Б та являє собою при 20°С воскоподібну лускату або тверду масу від світло-жовтого до коричневого кольору.
Перевагою КМЦ ОС-20 над звичайними КМЦ є те, що вона володіє властивостями, які притаманні поверхнево-активним речовинам (ПАР), тобто знижує в'язкість суміші і поверхневий натяг, внаслідок адсорбційного ефекту, і властивостями звичайної КМЦ, тобто підвищує міцність
441
гелю. Наявність КМЦ ОС-20 у гєлєутворювальній суміші робить її рухомішою і міцнішою. Це дає змогу дану суміш запомповувати у великих об'ємах, і створювати ізолювальні екрани на великому радіусі від стовбура свердловини, що суттєво покращить якість ремонтно-ізоляційних робіт.
Як зшивальні агенти, з метою прискорення процесів гелеутворення при температурах 82-105°С, використовуються солі біхромової кислоти (Na2Cr207 і К2Сг207). У результаті взаємодії ЛСТ з біхроматами відбувається зниження валентності йону Сг+6 до Сг+3 при малій зміні в'язкості розчину і відсутності структурної в'язкості, потім відбувається утворення поперечних молекулярних зв'язків (зшивання), в результаті реакції Сг+3 і Са+2 з молекулами КМЦ ОС-20. Це призводить до значного росту в'язкості, і в кінцевій стадії цієї реакції отримується гель. Збільшення міц-нісних характеристик гелю досягається в результаті утворення структур між макромолекулами КМЦ ОС-20 і ланцюгів КМЦ ОС-20 - ЛСТ - КМЦ ОС-20, ЛСТ - КМЦ ОС-20 - ЛСТ.
Гелеутворювальну суміш готують шляхом змішування водних розчинів інгредієнтів, що входять до неї, в цементувальному агрегаті (ЦА). Для приготування сумішей можна використовувати будь-яку воду, навіть високомінералізовану. Час гелеутворення можна регулювати зміною кількості біхромату калію (БХК) і хлористого кальцію СаС12. Він чутливий до температури і повинен визначатись стосовно до певних пластових умов.
Залежність величини структурно-механічних властивостей сумішей від вмісту інгредієнтів, що їх складають, та температур подано в табл. 2.123. Для порівняння сумішей проведено експериментальні дослідження з визначення граничного градієнта тиску, за якого ізоляційна структура руйнується при різних значинах інгредієнтів. Найбільш оптимальні співвідношення компонентів, як видно з табл. 2.123, відповідають сумішам із вмістом ЛСТ 3,0; 4,0 і 5,0%. У разі зміни вмісту компонентів у сторону зменшення від оптимальних значин гелі не утворюються, а в сторону збільшення - зростає динамічний коефіцієнт в'язкості, погіршуються реологічні характеристики. Із даних табл. 2.123 видно, що за такого складу (з КМЦ ОС-20 і СаС12) приблизно на порядок покращуються міцнісні властивості структури в порівнянні із відомим складом (на основі КМЦ без СаС12).
Лабораторні дослідження по витісненню з двошарової моделі пласта нафти водою для моделювання процесу обмеження водоприпливу з використанням цієї гелеутворювальної ізоляційної суміші і суміші відомого складу проводили при гідродинамічних параметрах, співвимірних з параметрами реальних пластових систем. Результати подано в табл. 2.124. Із даних таблиці слідує, що ефективність при використанні суміші такого складу збільшилась на 30%.
442
Таблиця 2.123 - Характеристика структурно-механічних властивостей сумішей
Таблиця 2.124- Результати витіснення нафти водою із двошарової моделі пласта за умови обмеження водоприпливу
Показники |
Склад |
|
на основі КМЦ |
на основі КМЦ-ОС-20 і СаС12 |
|
Коефіцієнт відкритої пористості, % |
26,9 |
26,9 |
Коефіцієнт проникності, м2 |
2,33 х 10-10 |
2,33 х 10-10 |
Нафтонасичений об'єм, см3 |
52 |
52 |
Градієнт тиску, МПа/м |
10-40 |
10-40 |
Витрата, м3/с |
0,5-5,010"9 |
0,5-5,0 • 10"9 |
Час фільтрації одного порового об'єму, хв. |
3-28 |
3-28 |
Мінералізація води, г/л |
150 |
150 |
Об'єм видобутої із моделі нафти після фільтрації одного порового об'єму, см3 |
20 |
20 |
Коефіцієнт нафтовилучення після фільтрації одного порового об'єму, % |
28,5 |
28,5 |
Об'єм запомпованої ізолювальної суміші, см3 |
0,3 |
0,9 |
Об'єм профільтрованої в моделі нафти після запомпування високов'язкої рідини |
21 |
36,5 |
Коефіцієнт нафтовилучення після запомпування ізолювальної суміші, % |
40 |
70 |
Для перекриття водоносного пласта пропонується також використовувати розчин натрій-карбоксиметилцелюлози, сульфату хромкалію і ортокрезол. У пластових умовах динамічний коефіцієнт в'язкості розчину замітно збільшується, що сприяє обмеженню водоприпливів [5].
443
Рекомендується у свердловину послідовно запомповувати розчин полімеру зі „зшивальними" агентами, розчин „зшивальних" агентів і другий розчин полімеру [5]. Полімер вибирається із групи поліакрил-амідів, поліакрилонітрилів (негідролізованих і частково гідролізованих), КМЦ та інших при концентрації від 0,0005 до 1%. „Зшивальний" агент являє собою розчин багатовалентних катіонів металів і аніонів - уповільнювачів реакції. Ступінь зв'язаності ланцюгів полімеру регулюється кількістю катіонів - від 0,001 до 5,02 частини на 1 частину полімеру. Концентрація катіонів у „зшивальному" розчині від 0,0025 до 1%. Аніони уповільнювача беруться в такій же концентрації із групи ацетатів, глю-конатів, цитратів, метафосфатів, тартратів, нітрилтриацетатів, глюконатів, ортофосфатів. Як наповнювач можуть додаватись інертні матеріали, наприклад азбест. За дещо іншою технологією на 1 м товщини колектора рекомендується запомповувати від 2,65 до 106 м3 водного розчину або дисперсії полімеру зі „зшивальними" і уповільнювальними агентами, 0,53-5,3 м3 водного розчину силікату лужного металу і розчин кислоти [5].
2.4.6 Гелеутворювальні суміші на основі ПАА з дрібнодисперсним наповнювачем
Гелеутворювальна суміш на Основі поліакриламіду і керогену Гелеутворювальну суміш (ГУС) готуть змішуванням водного розчину ПАА з коефіцієнтом в'язкості 150-200 с за лійкою ВБР-1 (приблизно 1,5-2,0 % водний розчин), керогену та однакових кількостей 10 % водних розчинів біхромату та гідросульфіту натрію за наступного співвідношення компонентів, мас. частин (%) [571]:
ПАА 1-2
Біхромат натрію 1-6
Гіпосульфіт натрію 1 - 6
Кероген 10-30
Прісна вода решта
Базові рецептури ГУС та їх властивості подано в табл. 2.125. Введення наповнювача керогену призводить до істотного уповільнення термінів початку гелеутворення за температури до 40°С. За вищих температур терміни початку гелеутворення такі ж, як і в ГУС без наповнювача.
Підбирання наповнювача проводять у відповідності з необхідними термінами початку гелеутворення за температурних умов свердловини. Час початку гелеутворення композиції ГУС, технологічно припустимий за температур у свердловині від 40 до 100°С, можна регулювати шляхом одночасної зміни вмісту кристалічних порошкоподібних біхромату (ГОСТ
444
Таблиця 2.125 - Гелеутворювальна суміш (ГУС) з дрібнодисперсним наповнювачем
|
Масовий вміст реагентів, % |
|
Час гелеутворення.хв., за температури, °С |
||||
Вода |
ПАА |
Біхромат натрію |
Кероген |
Гіпосульфіт натрію |
20 |
60 |
100 |
67,5 |
1,5 |
0,50 |
20 |
0,50 |
1440 |
50 |
15 |
82,6 |
2,0 |
0,20 |
15 |
0,20 |
1800 |
600 |
30 |
77,5 |
1,5 |
0,50 |
20 |
0,50 |
1440 |
60 |
10 |
78,0 |
1,5 |
0,25 |
20 |
0,25 |
900 |
40 |
10 |
Примітка. Зліва подано реагенти в порядку їх змішування під час приготування ГУС.
2651-78) та гіпосульфіту (ГОСТ 233-76-244-76) натрію, а також шляхом зміни рН розчину ПАА у межах від 4 до 8 введенням кислоти (соляної чи сірчаної) або лугу (їдкого натру чи калію). За збільшення вмісту зшиваючих реагентів (біхромату чи гіпосульфіту натрію) та зниження значний рН (до 4) терміни гелеутворення скорочуються і навпаки.
Рідинний 8 % розчин ПАА (ТУ 6-1-1049-76) постачають, як правило, у поліетиленових мішках по 50 кг (див. вище). Для приготування 1 м3 2 % розчину ПАА необхідно у 0,75 м3 води розчинити 250 кг 8% ПАА. Порошкоподібний 50 % ПАА постачається у поліетиленових мішках по 20 кг. Для приготування 1 м3 2% розчину неодхідно 40 кг сухого 50 % ПАА розчинити в 0,96 м3 води (див. вище).
Кероген (ТУ 38-10940-75) являє собою дрібнодисперсний порошок коричневого кольору з насипною густиною 1350 кг/м3. Густина самого керогену становить 2650 кг/м3, питома поверхня близько 500 м2/кг, фракційний склад, %: більше 0,2 мм - 6,4; 0,16 мм - 5; 0,125 мм - 4; 0,1 мм -9,2; 0,08 мм - 9,35; 0,063 мм - 10,2; менше 0,063 мм - 55,85. Кероген є продуктом сланцепереробної промисловості і виробляється двох марок: „Кероген-70" та „Кероген-90" (ТУ 38-10940-75). „Кероген-70" містить 70 % органічних речовин і 30% неорганічних, а „Кероген-90", відповідно, 90 % органічних і 10 % неорганічних. Елементний склад органічної частини містить близько 77% - С, 8% - Н, решта 02, а елементний склад мінеральної частини містить 28-35% - СаО, 30-35% - 02,10-12% - А1203, 4-5% - Fe203, 2-3% - MgO, 4-5% - К20 і близько 0,2% - Na20. Для приготування ГУС можна використовувати, як „Кероген-70", так і „Кероген-90".
Ефект ізоляції при застосуванні ГУС досягається внаслідок насичення порід гелеутворювальною сумішшю. Фільтраційна кірка, яка формується з наповнювача, підвищує тампонувальний ефект, оскільки поступово знижує проникність поглинаючих зон аж до повного закупорювання вже в процесі нагнітання суміші в привибійну зону пласта.
445
Наявність наповнювача дає змогу ізолювати розкритий проникний пласт незалежно від ступеня його проникнісної неоднорідності по товщині. Після перетворення суміші в гідрогель зона ізоляції виявляється герметичною як під час опресовування (за репресії тиску), так і під час викликання припливу (за депресії тиску).
Гелеутворювальна суміш призначена для герметизації інтервалів пласта переважно з „низькою" приймальністю (менше 5 л/с). За відсутності відомостей про приймальність рекомендується вибирати об'єм ГУС з розрахунку 0,5-1,0 м3 на 1 пог. м ізольованої товщини пласта. Концентрація керогену в ГУС для конкретних геолого-технічних умов знаходиться в прямій залежності від приймальності свердловини.
ГУС можна використовувати для вирівнювання профілю приймальності в нагнітальних свердловинах, герметизації перфорованого пласта, усунення заколонних перетікань та зменшення приймальності перед ремонтом. Об'єм суміші в цих випадках визначається в залежності від результатів геофізичних досліджень індивідуально для кожної свердловини.
Гелеутворювальна суміш на основі поліакриламіду і високодисперсного поверхнево-активного наповнювача
Водоізоляційну суміш, до складу якої входить поліакриламід (ПАА) і хлоркалієвий галун KCr(S04)2, що виконує функцію зшивача молекул полімеру [509], використовують для виконання водоізоляційних робіт у продуктивних колекторах з коефіцієнтом пористості меншим 0,18-0,20. Але використання таких систем для створення надійного ізоляційного бар'єра у високопроникних колекторах вимагає істотного зміцнення структури гелю. Підвищення структурно-механічних властивостей водоізоляційних систем за рахунок звичайного збільшення концентрації поліакриламіду призводить до швидкого утворення гелю, що ускладнює його протискування в пласт. Збільшення концентрації галуну також прискорює швидкість зшивання молекул полімеру, зменшуючи час втрати текучості вихідного розчину, і тим самим обмежує його технологічні можливості.
Введення до гелеутворювальної суміші ПАА+ KCr(S04)2 додаткового зшиваючого компонента - високодисперсного поверхнево-активного наповнювача (ВПАН) дало змогу, істотно знижуючи початкову в'язкість композиції та швидкість гелеутворення, підвищити міцність сформованого гелю [301].
Високодисперсний поверхнево-активний наповнювач - це порошок білого кольору, питома поверхня якого становить 340-420 м2/г. Діаметр його частинок на два порядки є меншим від розмірів порових каналів, що
446
дає можливість їм легко проникати в привибійну зону пласта. Частинки ВПАН мають сферичну форму, поверхні властива гідрофільність.
Для обгрунтування рецептури полімерної гелеутворювальної системи з новим компонентом ВПАН було проведено експериментальні дослідження з визначення його впливу на три параметри: умовну в'язкість приготовленого розчину, час втрати текучості (застигання) гелю та міцність системи після завершення гелеутворення.
Під час досліджень умовну в'язкість вимірювали віскозиметром ВП-5, час втрати текучості визначали до моменту, коли приготовлений гель переставав витікати з віскозиметра ВП-5, а міцність гелю оцінювали наступним методом. У скляну трубку діаметром 6 мм поміщали 3 мл приготовленого гелеутворювального розчину. За заданої температури цей розчин витримували протягом часу, необхідного для завершення формування структури гелю. Після цього в трубку подавали воду, поступово підвищуючи тиск. Міцність гелю визначали значиною тиску, при якому відбувається проривання води в трубці.
До складу гелеутворювальної системи входили: ПАА - 0,5 % мас, KCr(S04)2 - 0,05 % мас, вода - решта. Результати досліджень наведено на рис. 2.41 (криві 1,2,3). Як видно з одержаних залежностей, додавання ВПАН до вхідного складу системи в кількості 0,9%мас знижує коефіцієнт в'язкості приготовленого розчину з 102с до 39с та значно збільшує час застигання гелю з 40 хв. до 305 хв. і його міцність з 0,005 МПа до 0,012 МПа. Із подальшим підвищенням концентрації ВПАН міцність гелю зростає, проте час застигання розчину скорочується до значини менше однієї години, що є недостатнім для організації процесу приготування та протискування гелеутворювальної системи в пласт.
Механізм дії нового компонента можна пояснити таким чином. Із введенням ВПАН у водний розчин відбувається його взаємодія з молекулами полімеру шляхом утворення водневих зв'язків між амідними групами поліакриламіду (-CONH2) і ОН-групами, які сорбуються на поверхні ВПАН. Із наступним введенням у розчин хромкалієвого галуну розпочинається зшивання молекул полімеру через карбоксильні групи (-СОО-) катіонами хрому (Сг3+). При цьому присутність у розчині ВПАН уповільнює процес гелеутворення за рахунок створення бар'єра між активними карбоксильними групами та катіонами хрому.
Значне збільшення часу застигання гелю із введенням ВПАН до складу розчину дає можливість підвищити концентрацію полімеру та хромкалієвого галуну у вхідній системі і додатково покращити структурно-механічні властивості сформованого гелю, не перевищуючи при цьому допустимих значин початкової в'язкості та часу втрати текучості системи. Це підтвердили подальші дослідження впливу ВПАН на власти-
447
Рис. 2.41 - Залежність початкового коефіцієнта в'язкості (а), часу втрати текучості (б) та міцності гелю (в) від вмісту ВПАН: криві 1,2,3-ПАА - 0,3 %; KCr(S04)2 - 0,03 %; криві 11, 21, 3і-ПАА - 0,07 %, KCr(S04)2 - 0,10 %
|
Для ізоляції водопри-пливів на свердловинах Семенівського нафтового родовища ДАТ „Чор-номорнафтогаз" у промислових умовах гелеутво-рювальну систему готували на свердловині у вимірних ємностях цементувального агрегату ЦА-320. Одержаний розчин запомповували в колону НКТ та протискували в продуктивний пласт через перфораційні отвори. Після цього свердловину залишали на 48 год. закритою для завершення процесу гелеутворен-ня. Освоєння та експлуатацію свердловини після операції з ізоляції водоприпливу проводили штанговим свердловинним
насосом. Результати робіт
448
наведено в табл. 2.126. У середньому, одна свердловино-операція з ізоляції водоприпливів з використанням цієї системи дала можливість зменшити обводненість продукції на 43%.
Таблиця 2.126- Результати робіт з ізоляції водоприпливів на свердловинах Семенівського нафтового родовища
Номер свердловини |
Інтервал залягання пласта, м |
Ефективна товщина пласта, м |
Коефіцієнт пористості колектора за даними гдс, % |
Об'єм запомпованої гелеутво-рювальної системи, м3 |
Середні показники роботи свердловини протягом 3-х місяців |
|||
до оброблення |
після оброблення |
|||||||
дебіт рідини, м3/добу |
обводненість, % |
дебіт рідини, м3/добу |
обводненість, % |
|||||
48 |
228-236 |
2,4 |
28 |
2,8 |
2,2 |
72 |
2,1 |
31 |
47 |
210-210 |
2,0 |
27 |
2,5 |
2,6 |
79 |
2,4 |
39 |
17 |
202-205 |
1,8 |
31 |
2,0 |
2,4 |
98 |
2,1 |
33 |
22 |
274-279 |
2,0 |
29 |
2,5 |
3,2 |
96 |
3,0 |
38 |
75 |
277-289 |
3,4 |
22 |
1,8 |
7,6 |
99 |
7,2 |
68 |