3.2.4 Тампонажні матеріали

Цементні суспензії можуть заповнити канали розміром понад 0,15 мм. У разі використання для PIP водоцементних розчинів їх необхідно обро­бити понижувачами водовіддачі [168]. З метою підвищення проникальної здатності цементних суспензій їх замішують на нафті (нафтоцементні суспензії) або вводять спеціальні компоненти (діетиленглікольаеросил, метоксиаеросил та ін.).

Якщо приймальність свердловини становить не більше 0,6 м³/(год-МПа), навіть після застосування методів інтенсифікації приймальності (дрену­вання, кислотні оброблення та інш.), то для введення тампонажної суміші в канали перетікання належить використовувати спеціальні перфораційні отвори в колоні, що виконуються навпроти щільних розділів між про­дуктивним та водоносним пластами або в покрівлі водоносного пласта. Пізніше для відновлення герметичності експлуатаційної колони в інтервалі спецотворів можна встановити металевий пластир. Однак його застосу­вання обмежується депресією тиску у свердловині в процесі експлуатації не більше 8 МПа [168].

568

У разі підвищеної приймальності доцільно запомповувати піноцемент-ні розчини або перед цементною суспензією додатково вводити порцію в'язкопружної суміші (ВПС на основі ПАА) або рідини (наприклад, 8-10% розчин гіпану).

Оскільки області ефективного використання суспензії гранульованого магнію і нафтосірчанокислотної суміші співпадають з такою ж областю цементного розчину за фактичними даними по свердловинах Ромаш-кинського нафтового родовища, тому їх використання є недоцільним.

Тампонажні матеріали, які легко фільтруються в пласт, доцільно використовувати за питомих приймальностей до 1,2-1,4 м²/(год-МПа). Із таких матеріалів можуть бути використані смола ТСД-9 або 8-10% роз­чин гіпану, хоч останній часто виноситься через неврахування величини розмірів каналів (або питомих приймальностей). Але перевагу слід відда­вати сумішам, які тверднуть у всьому об'ємі (ГТМ, АКОР, ВПС на ос­нові ПАА, ГФС, гідрогелі на основі силікату натрію, гіпан + епіхлоргідрін, гіпан + смола ТЕГ, комета + смола ТЕГ). Хоч на основі клею КІП-Д або хлорсиланів чи силоксанів отримується вища міцність тампонажного тіла, але внаслідок неповноти змішування з водою низькою буває результатив­ність, а через високу вартість їх використання є не перспективним.

Якщо використовуються гелеутворювальні полімерні тампонажні матеріали, то завершальною порцією тампонажної суміші, яка запомпо-вується в колону, беруть цементний розчин. Коли використовуються полі­мерні тампонажні матеріали, які тверднуть над піщаною пробкою, то необхідно зверху встановити цементний стакан або засипати глиною на висоту 1 м з метою попередження фільтрації полімерних тампонажних матеріалів у продуктивний пласт. Крім цього, можна застосувати пакер, що розбурюється [168].

Не можна використати фільтрівні полімерні тампонажні матеріали за хороших колекторських властивостей нафтового пласта (коефіцієнт гід-ропровідності в 1,5 рази вищий, ніж у водонасиченому пласті) і значно ниж­чих значин величини пластового тиску порівняно з водоносним пластом, а також за незахищеного інтервалу продуктивного пласта (через небез­пеку його „забруднення") [168].

Вибір тампонажних матеріалів та технологічних схем для ізо­ляції заколонних водоприпливів із неперфорованих пластів або із неперфо-рованої частини продуктивних пластів (нижні, верхні та підошовні води) проводиться за рекомендаціями табл. 3.3.

Покажемо приклад вибору технологічної схеми PIP і тампонажного матеріалу за табл. 3.3 [168]. Свердловина обводнена внаслідок зако­лонних перетікань із вищезалеглого пласта, відстань від інтервалу пер­форації до обводнювального пласта 3 м, приймальність свердловини під

569

Таблиця 3.3 - Вибирання технологічних схем і тампонажних метеріалів для усунення заколонних перетікань з вище- та нижчезалеглих пластів

Геолого-технічні умови (ГТУ), технології РГР, матеріали

Варіант сукупностей ГТУ,

технологій і матеріалів

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1. ГЕОЛОГО-ТЕХНІЧНІ УМОВИ

1.1. Відстань від інтервалу перфорації до <4 обводнювального пласта, м > 4

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

1.2. Приймальність об'єкта ізоляції під час нагнітання 0,6-води, м3/(год«МПа) 1,4 1,4- 2,1 >2,1

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

1.3. Запланована депресія тиску на продуктивний пласт <2 після PIP, МПа 2-5 >5

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

2. ТЕХНОЛОГІЇ PIP

Надходження води зверху

2.1. Тампонування під тиском через інтервал перфорації із залишенням моста і наступним його розбурюванням

+"

+"

+"

+

+

+"

+"

+

+

2.2. Тимчасове часткове перекриття інтервалу перфорації із залишенням 1 м неперекритим, тампонування під тиском через інтервал перфорації із залишенням моста і наступним його розбурюванням

+

+

+'

+'

+'

+'

+'

+'

+'

2.3. Тимчасове повне перекриття інтервалу перфорації (піщаною пробкою або цементним мостом), тампонування під тиском через спецотвори над інтервалом перфорації навпроти щільного розділу (біля „підошви" водяного пласта) із залишенням моста і наступним його розбурюванням

+"

+"

2.4. Встановлення металевого пластиря на спецотвори

+

+

Продовження табл. 3.3

Надходження води знизу

2.5. Тампонування під тиском через інтервал перфорації без залишення пробки в колоні обсадних труб

+

2.6. Тампонування під тиском через інтервал перфорації (в т. ч. з пакером через нижній інтервал перфорації) із залишенням моста і наступним його розбурюванням

+

+

+

+

+

+

+'

+"

+

+

+

+

2.7. Тампонування під тиском з пакером через спецотвори в „покрівлі" нижнього водоносного пласта із залишенням моста

+"

+'

3. ТАМПОНАЖНІ МАТЕРІАЛИ

3.1. Тампонажні матеріали на мінеральній основі, оброблені понижувачами водовіддачі (15-250°С) [160, 268, 278, 280]

+"

2'

2"

2"

2"

3.2. Тампонажний портландцемент з додаванням азбесту чи іншого високодисперсного компонента (20-100°С) [264, 270, 272, 274, 275,]

+'

2'

+'

+"

3.3. Вуглеводневі цементні розчини (20-100°С) [277]

+"

+"

+'"

+"

+'"

+'

+"

+"

+'"

3.4. Тампонажні суміші з додаванням органоаеросилів (15-120°С)

+'

2'

2"

+"

+"

+"

+"

3.5. Піноцементні розчини (15-100°С) [РД-349-80]

+'"

+"'

3.6. Гелеугворювальні суміші (20-120°С) [162, 276, 288, 303,474, 570, 576, 578]

+"

+"'

+'"

1'

1"

1'

1"

3.7. АКОР-2 (20-120°С) [571, 577]

+"

+'

+"

+"

+'

+'

+'"

+'"

3.8. АКОР-4 (20-120°С) [571, 577]

+'

+'"

+'

3.9. „Ремонт-1" (20-100°С) [564]

+"

+'"

+"

+"

+"

+'

+'

3.10. Суспензія гранульованого магнію в нафті (20-100°С) [472, 477]

+'"

+"'

3.11. Суміші на основі ТС-10 і ТСД-9 (5-80°С) [278, 454, 455,456, 473]

+"'

+"

+'"

+"'

+'"

+"'

+"'

+'"

571

час нагнітання води в зону перетікання б м³/(год-МПа), запланована депресія тиску на продуктивний пласт після PIP становить 4 МПа. Даним умовам відповідає варіант 4. У свердловині необхідно здійснити пере­криття інтервалу перфорації піщаною пробкою або цементним мостом із залишенням 1 м перфораційних отворів неперекритими (може бути засто­совано також метод тампонування через увесь інтервал перфораційних отворів), тампонування під тиском слід провести із залишенням тампо­нажного моста, а як тампонажні суміші використати гелеутворювальні су­міші з наступним докріпленням тампонажним портландцементом (мож­ливі різні рецептури). Можна також використати суміші АКОР-2, „Ре­монт-1" і суміші на основі ТС-10 (ТСД-9).

Ремонтно-ізоляційні роботи з відновлення герметичності цементного кільця в основному здійснюються в нагнітальних свердловинах (внас­лідок перетікання води в непродуктивні пласти). Ефективність цих робіт і в нагнітальних, і у видобувних свердловинах часто є дуже низькою (близько 30%), що пов'язується з перетіканням тампонажного матеріалу і води в проміжку часу після запомповування до затвердіння.

Для підвищення якості тампонування каналів негерметичності цементного кільця запропоновано:

а) ретельно очищати стінки каверн, каналів і тріщин в цементному кільці перед їх тампонуванням під тиском;

б) вибрати інтервал введення тампонажного матеріалу в канал пере­ тікання, що розміщений у максимально можливому наближенні до інтер­ валу залягання щільних розділів;

в) поєднувати процеси запомповування тампонажного матеріалу і формування ізоляційного екрану в один технологічний цикл без перерв у часі;

г) створити під час формування ізоляційного екрану певний (розра­ хунковий) перепад тиску між колоною і заколонним простором;

ґ) очікувати затвердіння цементного розчину не менше 3 діб;

д) експлуатувати свердловину після PIP за допустимого (розрахун­ кового) перепаду тиску.

З метою виключити розбавлення тампонажної суміші внаслідок пере­тікань до моменту її затвердіння запропоновано приготувати тампонажну суміш з мінімальним часом втрати текучості, що дорівнює часу запом­повування суміші. Практично це вдається зробити з використанням смоли ТСД-9 або ТС-10 (див. відповідну технологію). Останню порцію суміші слід протискувати за обсадну колону труб з мінімальною швидкістю, щоб тиск протискування до моменту початку втрати текучості суміші пере­вищував величину пластового тиску, а кількість суміші, що залишається у свердловині, була достатньою для перекриття інтервалів перфорації.

572

Приплив підошовної води в монолітних пластах може бути пов'я­заний як з наявністю заколонної циркуляції у свердловині нижче інтервалу перфорації, так і з утворенням конуса обводнення [168]. У 20-30% сверд­ловин, які знаходяться в межах водонафтової зони, спостерігається заколонне перетікання води, особливо інтенсивно за товщин перемички менше 4-5 м. Суть методів боротьби з обводненням свердловин підо­шовною водою в монолітних пластах полягає у створенні штучних екра-нів-блокад в обводненій частині пластів або в зоні ВНК. Штучні екрани створюються на контакті нафта(газ)-вода запомповуванням легкофіль-трівних тампонажних матеріалів через існуючий інтервал перфорації або через спеціально створені в межах ВНК (ГВК) отвори.

Для тампонування використовують реагенти, що легко фільтруються в пласт (гіпан, нафтосірчанокислотна суміш і інші) без істотної кольматації колектора з наступним перекриттям цементною пробкою (стаканом). Реагенти повинні мати незначну в'язкість за підвищеної їх густини, що сприяє переважній фільтрації у водонасичену нижню частину пласта за рахунок гравітаційних сил.

Конусоутворення з найбільшою ймовірністю спостерігається у сверд­ловинах, які пробурені на пласт, у котрому геофізичними дослідженнями не виділяються глинисті перемички товщиною понад 0,5 м, і в яких інтервал перфорації віддалений від водонафтового контакту на відстань менше 4-5 м [168]. У цьому випадку, тобто за наявності „монолітного" пласта, ізоляція заколонної циркуляції з водонасиченої частини пласта не може істотно змінити перебігу в часі обводнення свердловини, оскільки необхідно змінити характер руху води в привибійній зоні пласта. З цією метою доцільно створити „екран-блокаду" в привибійній зоні радіусом до 5-Ю м. Внаслідок гідродинамічних особливостей фільтрації води і нафти проведення таких оброблень є найефективнішим за нафтонасиченої товщини пласта понад 3-4 м [168] Достатньо, щоб створена блокада витримувала градієнти тиску 0,5-1 МПа/м [500]. Для глибшого проник­нення тампонажної суміші в пласті раніше пропонувалося попередньо про­вести гідророзрив пласта (ГРП), а суміш запомповувати у створену при цьому горизонтальну тріщину ГРП, хоч відомо, що під час ГРП, в основ­ному, утворюються вертикальні чи близькі до них похилі тріщини розриву.

Запропоновано ізоляцію підошовних вод здійснювати шляхом запов­нення цементом кільцевих щілин, створених за допомогою ущільненої кумулятивної або, краще, гідропіскоструминної перфорації. Відтак ство­рюють цементну пробку, встановлюють пакер і нагнітають у щілини це­ментний розчин.

Добрі результати можна одержати за наявності слабкопроникних прошарків у самому пласті, котрі використовуються як природні екрани.

573

Практика засвідчує, що наявність глинистих перемичок товщиною 0,5-1 м збільшує безводний видобуток нафти за депресії тиску 0,3-0,5 МПа, а товщиною 1,5-2 м навіть за значних перепадів тиску. Якщо глинисті перемички товщиною 0,5-1,5 м знаходяться на рівні ВНК або дещо вище, то у випадку шарової будови пластів обводнення підошовною водою можна розглядати як обводнення „нижньою" водою і використовувати відповідну технологію відключення нижнього пласта чи усунення негер-метичності цементного кільця (заколонного простору).

За наявності глинистих перемичок нижче інтервалу перфорації товщи­ною 0,5-1,5 м під час усунення негерметичності цементного кільця нале­жить передбачити часткове блокування самого колектора в обводненій частині пласта радіусом 1-3 м, що створюється у випадку використання це­ментного розчину запомповуванням перед ним легкофільтрівних сумішей, а у випадку використання тільки полімерних тампонажних сумішей - збіль­шенням їх об'єму на 3-5 м³. У результаті цього підвищується надійність ізоляції заколонних перетікань, знижується навантаження на малої товщини глинисті перемички і зменшується ймовірність конусоутворення [168].

Технологія тампонування під тиском з використанням тампо­нажних сумішей на мінеральній основі полягає в наступному. Здійснюють цементне заливання всієї перфорованої товщини пласта, відтак роз-бурюють цементну пробку до заданого інтервалу, перфорують 1 м колони. Після цього запомповують буферну рідину (в разі потреби і змоги ство­рюють горизонтальну тріщину) і тампонажну суміш. Потім знову перфо­рують в інтервалі продуктивного пласта і освоюють свердловину.

Технологія тампонування через існуючий інтервал перфорації застосовується на пізніх стадіях розробки покладу, коли привибійна зона пласта обводнена, що вигідно економічно і технологічно, а також у випад­ку, коли встановити пакер між експлуатаційним фільтром і спецотворами неможливо. Разом з тим тимчасове відключення експлуатаційного філь­тра цементом, про що була мова вище, забруднює привибійну зону біль­ше, ніж запомповування легкофільтрівного водоізоляційного матеріалу. Звідси водоізоляційний матеріал не повинен зменшувати приплив нафти, його в'язкість повинна бути рівною в'язкості води (бажано якомога менша в'язкість), а густина повинна бути максимально можливою (більшою гус­тини води), що сприяє переважній фільтрації матеріалу у водонасичену нижню частину пласта за рахунок гравітаційних сил. Не слід допускати кольматації пор, а це буде в тому разі, коли розміри макромолекул поліме­ру будуть співрозмірні з розмірами пор у мало- і середньопроникних сере­довищах. На цій підставі рекомендуються розбавлені розчини полімерів ак­рилового ряду (гіпан, ПАА) і силікату натрію (мала в'язкість, утворюються пластівці, рівномірне зниження проникності, мала ймовірність кольматації).

574

Протискувати водоізоляційний реагент від прифільтрової зони в глибину пласта доцільно рідиною, котра має в'язкість і густину менші, ніж у пласто­вої води і реагента, низький поверхневий натяг на межі з нафтою, здатність розчиняти асфальтено-смолисті і парафінові відклади, що забезпечить очищення фільтра і відновлення зв'язку з нафтовою частиною пласта.

Технологія тампонування через спецотвори може бути доцільною тоді, коли виникає небезпека блокування всього пласта (основна маса реагентів проникне в продуктивний пласт); тиск у водоносному пласті перевищує тиск в експлуатаційному пласті; недопустимо створювати високі перепади тиску на цементне кільце (до 2 МПа/м). Необхідно при цьому передбачити запомповування в пласт порції рідини (найкраще це зробити в непродуктивному пласті), яка здатна утворити в пласті водо­непроникну блокаду (на глибину до 5-Ю м), щоб затампонувати шляхи фільтрації води і зменшити перепад тиску на цементне кільце. Найкраще це здійснювати як завчасну операцію під час будівництва свердловини, якщо між водяним і нафтовим пластами існує глиниста перемичка тов­щиною менше 3-4 м. Такою завчасною порцією можуть бути розчини з кольматаційними додатками, розчин силікату натрію, розчини ПАА і глинистої суспензії, які використано для гідромоніторного оброблення, а якщо виникає небезпека блокування всього пласта, то слід брати опти­мальні величини об'ємів тампонажних матеріалів (10-16 м³на їм тов­щини) або краще бінарну суміш: спочатку малов'язкий розчин, а відтак гель (гіпан, ПАА, силікат натрію).

Для ізоляції підошовних вод запропоновано і випробувано велику кількість різних реагентів і речовин, що здатні хімічно або фізично взає­модіяти з пластовою системою (породою, водою, нафтою). Очевидно, ефективність того чи іншого реагенту буде залежати від властивостей пласта і насичуючого його середовища (від типу нафти і колектора; ступеня мінералізації та йонного складу вод, що підстиляють нафтовий поклад і запомповуються для підтримування пластового тиску; характеру насичення; тиску і температури пласта тощо), тому вона може бути різною на різних родовищах. Великі перспективи пов'язують з пошуком ізоляційних матеріалів, які вибірково (селективно) закупорюють водона­сичену частину пласта, і створюють у ній непроникний або малопроник-ний бар'єр - екран. У залежності від геологічних і технологічних умов в зоні відключуваного пласта, очікуваної депресії тиску під час експлуатації та інших показників як тампонажний матеріал для виконання цих робіт найчастіше використовують цементні та глинисті суспензії, гранульований магній, водонафтові емульсії, в'язку нафту, синтетичні смоли, гіпан, гіпано-формалінові суміші та інші. У випадку використання нефільтрівних матеріалів такі роботи виконують за схемою скерованого гідравлічного

575

розриву пласта з утворенням тріщин горизонтальної орієнтації. Реко­мендується використовувати тампонажні, гелеутворювальні або нафто-сірчанокислотні суміші, розчини полімерів або силікату натрію.

Вибір технологічних схем та тампонажних матеріалів для обмеження припливу підошовної води подано в табл. З.4.

Таблиця 3.4- Вибір технологічних схем і тампонажних матеріалів для обмеження припливу підошовних вод із монолітних пластів (відсутні глинисті розділи товщиною понад 0,5 м)*

Геолого-технічні умови (ГТУ), технології PIP,	Варіанти сукупностей ГТУ, технологій і матеріалів
	1 +	2	3 +	4	5 +	6	7
1. ГЕОЛОГО - ТЕХНІЧНІ УМОВИ 1.1. Віддаленість інтервалу перфорації від „дзеркала" водонафтового контакту, <1,5 м 1,5-4		+		+		+	+
1.2. Приймальність об'єкта ізоляції під 0,6-1,25 час нагнітання води, м /(год-МПа) 1,25-2,1 >2,1	+	+	+	+	+ +	+	+ +
1.3. Запланована депресія тиску на <8 продуктивний пласт після PIP, МПа >8	+	+	+	+	+	+ +	+ +
2. ТЕХНОЛОГІЇ PIP 2.1. Тампонування під тиском через інтервал перфорації з використанням фільтрівних сумішей без залишення їх в експлуатаційній колоні	+	+	+
2.2. Тампонування під тиском через інтервал перфорації фільтрівною сумішшю з одночасним докріпленням цементним розчином та залишен­ням пробки в експлуатаційній колоні, наступним її розбурюванням без зміни інтервалу перфорації			+	+	+
2.3. Тампонування під тиском через інтервал перфорації фільтрівною сумішшю з одночасним докріпленням цементним розчином та залишенням пробки і зменшенням (зміною) інтервалу перфорації						+	+
3. ТАМПОНАЖНІ МАТЕРІАЛИ 3.1. Тампонажні суміші на мінеральній основі, оброблені понижувачами водовіддачі, в т.ч. ор-гоноаеросилами (15-250°С) [160, 268, 278, 280]			2	2	2	2	2
3.2. Гелеутворювальні суміші [162, 167, 276, 278, 288, 330,474, 576,578, 570]			+		1		1
3.3. Нафтосірчанокислотні суміші (15-40°С) [167, 282]		+	1		1		1
3.4. Розбавлені розчини полімерів (гіпану, ПАА) [330, 575]	+			1
3.5. Розчини силікату натрію чи гіпану з силікатом натрію [330]	+	+	1	1	1	1	1

*3а наявності перемичок товщиною понад 0,5 м і відстані від інтервалу перфора­ції до водонафтової межі більше 4 м див. розділ усунення заколонних перетікань

576

Окрім правильного вибору реагентів для створення водоізолювальних бар'єрів, важливе значення має точне визначення місцезнаходження ВНК й інтервалу для запомповування реагенту, якщо використовуються несе-лективні матеріали і методи.

У разі обводнення свердловин підошовними і контурними водами, що надходять по підошовній частині пласта, немає особливих побоювань щодо залишення нафти в пласті після обмеження припливу води. Тут можуть бути застосовані методи повного селективного закупорювання обводнених інтервалів пласта, тобто створення водонепроникних екранів великої протяжності. Такі екрани сприяють рівномірнішому підніманню ВНК, а тим самим збільшують безводний період роботи і, відповідно, підвищують нафтовилучення із пласта в цілому. Крім того, в обох ви­падках швидкість фільтраційних потоків збільшується в нафтонасиченій частині, що сприяє підвищенню коефіцієнта нафтовилучення (як і за форсування відбору, а також внаслідок втрати, в окремих випадках, нафтою неньютонівських властивостей). Це може призвести також до залучення в розробку раніше не працюючих, нафтонасичених прошарків.

Аналогічно ізолюють нижні води, створюють цементний стакан на вибої або цементну пробку (міст), ізолюють фільтр при поверненні сверд­ловини на вище- або нижчерозміщений пласт (поворотні роботи), цемен­тують додаткову колону або хвостовик у свердловині, усувають у нагні­тальних свердловинах перетікання запомповуваної води в непродуктивні пласти, а також здійснюють кріплення нестійких порід у привибійній зоні.