Виды водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Тампонажные материалы для ограничения и ликвидации различных видов водопритоков.

Виды водопритоков

Вид водопритока, его характер определяется геологическим строением нефтегазового месторождения, неоднородностью продуктивного пласта, наличием подошвенных и контурных вод в разрезе месторождения (скважины) близким расположением к продуктивному пласту водонасыщенных пропластков (слоев), а также способом эксплуатации месторождения, который предусматривает нагнетание вод с целью поддержания пластового давления (ППД) и др.

Основные виды водопритоков графически изображены на рисунке 1.

Характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах.

В настоящее время при ремонтно - водоизоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются следующие тампонажные материалы:

1 - смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);

2 - тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные тампонажные материалы (ПТМ);

3 - тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), так называемые цементнополимерные растворы (ЦПР);

4 - многокомпонентные тампонажные смеси, приготовленные с помощью дезинтегратора (МТСД);

5 - сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).

Тампонажные цементные растворы, применяемые при РИР. Классификация цементных растворов и краткая характеристика.

ГОСТ 1581-96

ПОРТЛАНДЦЕМЕНТЫ ТАМПОНАЖНЫЕ

 Настоящий стандарт распространяется на тампонажные портландцементы (далее - цементы), изготовляемые на основе портландцементного клинкера и предназначенные для цементирования нефтяных, газовых и других скважин.

 4. Классификация

4.1. По вещественному составу цементы подразделяют на следующие типы:

 I - тампонажный портландцемент бездобавочный;

 I-G - тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44 [1];

 I-H - тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,38 [1];

 II - тампонажный портландцемент с минеральными добавками;

 III - тампонажный портландцемент со специальными добавками, регулирующими плотность цементного теста.

 4.2. По плотности цементного теста цемент типа III подразделяют на:

 - облегченный (Об);

 - утяжеленный (Ут).

 4.3. По температуре применения цементы типов I, II и III подразделяют на цементы, предназначенные для:

 - низких и нормальных температур (15-50)°С;

 - умеренных температур (51-100)°С;

 - повышенных температур (101-150)°С.

 4.4. По сульфатостойкости цементы подразделяют на:

 а) типы I, II, III

 - обычный (требования по сульфатостойкости не предъявляют);

 - сульфатостойкий (СС);

 б) типы I-G и I-H

 - высокой сульфатостойкости (СС-1);

 - умеренной сульфатостойкости (СС-2).

 4.5 Условное обозначение цемента должно состоять из:

 - буквенных обозначений цемента: ПЦТ - портландцемент тампонажный;

 - обозначения типа цемента - по 4.1;

 - обозначения сульфатостойкости цемента - по 4.4;

 - обозначения средней плотности для цемента типа III - по 5.1.2 (таблица 3);

 - обозначения максимальной температуры применения цемента - по 4.3;

 - обозначения гидрофобизации или пластификации цемента - ГФ или ПЛ;

 - обозначения настоящего стандарта.

 Примеры условных обозначений

 1. Портландцемент тампонажный с минеральными добавками сульфатостойкий для низких или нормальных температур

 ПЦТ II-СС-50 ГОСТ 1581-96

 2. Портландцемент тампонажный бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44, умеренной сульфатостойкости

 ПЦТ I-G-CC-2 ГОСТ 1581-96

 3. Портландцемент тампонажный со специальными добавками облегченный плотностью 1,53 г/см , для умеренных температур гидрофобизированный

 ПЦТ III-Об 5-100-ГФ ГОСТ 1581-96

Избирательные (селективные) методы (материалы) для ограничения и ликвидации водопроявлений. Особенности применения.

Селективные методы (материалы) обладают избирательной способностью ограничения притока пластовых вод.

С учетом природы селективных водогазоизолирующих материалов в настоящее время методы их применения можно разделить на 3 группы:

1. методы, основанные на закачке в пласт органических полимерных материалов;

2. методы, основанные на применении неорганических водоизолирующих реагентов;

III - методы, основанные на закачке в пласт элементорганических соединений.

В зависимости от механизма изоляции и применяемого изоляционного материала все методы подразделяются на неселективные и селективные.

Методы первой группы основаны на одновременной или последовательной закачке в пласт нескольких реагентов, способных в результате химического взаимодействия между собой или физико-химических превращений получаемых смесей образовывать осадок, нерастворимый ни в воде, ни в нефти.

Методы второй группы основаны на использовании селективных свойств самих изоляционных реагентов, технологии проведения работ и характера насыщенности породы. Достигается изоляция воды при данном методе следующими средствами:

- охлаждением прискважинной зоны пласта,

- осаждением пересыщенных растворов твердых углеводородов;

- гидрофобизацией породы и образованием эмульсий в ней,

- взаимодействием химических соединений с солями пластовой воды;

- физико-химическим превращением смеси соединений с пластовой водой (снижение растворимости, коагуляция и т.д.)

Преимуществом селективных методов является то, что при реализации последних нет необходимости проведения дополнительной перфорации объекта и при селективной водоизоляции фазовая проницаемость по нефти увеличивается, в то время как при неселективной фазовая проницаемость как по воде так и по нефти может быть равна нулю, что и требует проведения дополнительных работ.

Технологические требования к водогазоизолирующим композициям. Ограничение и ликвидация газопроявлений в нефтяных скважинах.

Анализируя методы изоляции газопритоков, можно классифицировать их по типу изолирующего материала:

- закачка воды с целью получения кристаллогидратов в газонасыщенной области пласта;

- закачка водных растворов хлоридов щелочных или щелочноземельных металлов. При снижении давления в газонасыщенной зоне соли выпадают в осадок;

- закачка нефти;

- закачка конденсата и водного раствора ПАВ;

- создание изолирующего экрана с помощью пенообразующих агентов;

- селективные методы блокирования путей прорыва газа, при этом используется физико-химическое взаимодействие газа с раствором асфальтосмолистых веществ (АСВ) в ароматических растворителях, в результате которого происходит осаждение высокомолекулярных АСВ в загазованном поровом пространстве горной породы, а также возможно применение АСВ, где в качестве растворителя используют пластовую нефть, ароматические углеводороды, четыреххлористый углерод.

Для успешного ведения работ по ограничению водогазопритоков в нефтяные скважины, получения промышленных притоков и добычи безводной продукции, композиции должны обладать:

- высокой фильтруемостью в пористые среды для создания изолирующего экрана большого радиуса и толщиной 2 м и более;

- регулируемыми в широких пределах реологическими характеристиками, что обеспечит более равномерный охват воздействием неоднородных коллекторов,

- низкой стоимостью и недефицитностью материалов.

К тому же они должны являться гомогенными и отверждающимися по всему объему. Для обеспечения высокой технологичности композиции должны быть простыми, удобными в приготовлении, иметь регулируемый период отверждения, чтобы исключить аварийные ситуации в процессе закачки в пласт, способными образовывать водогазоизолирующий материал в широком диапазоне пластовых температур и давлений.

По результатам анализа все разработки в области водоизоляционных работ систематизированы по целям (улучшаемым потребительские свойствам) и средствам достижения этих целей (техническим решениям), что дало возможность сформулировать основные направления их совершенствования, которые сводятся к следующему:

1. повышение эффективности водоизоляционных работ;

2. повышение прочности тампонирующего вещества;

3. повышение закупоривающей способности состава;

4. снижение проницаемости по воде и газу искусственного изоляционного экрана;

5. более широкое применение селективных материалов.

Материалы и технологии для изоляции воды, поступающей непосредственно из продуктивного пласта (интервала перфорации) и восстановления герметичности эксплуатационных колонн.

Выбор тампонажных материалов для изоляции водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта в зависимости от геолого-технических условий регламентированы в таблице 4.

В эксплуатационной колонне негерметичными местами считаются:

- резьбовые соединения;

- стыковочные узлы секций и муфт ступенчатого цементирования.

Причины негерметичности:

- низкое качество изготовления в сочетании с осевыми нагрузками в скважине;

- нарушение технологии сборки и спуска в скважину и др.

Основные способы изоляции

1. Скользящее тампонирование

2. Тампонирование с оставлением моста

3. Установка полимерного тампона в затрубном пространстве для демонтажа устьевого оборудования.

Наиболее эффективен метод тампонирования с оставлением цементного моста (эффективность 95 – 100 %), в то время как эффективность скользящего тампонирования – 70 – 85 %.

Наиболее простыми являются методы установки полимерного гелеобразного пакера в затрубном пространстве и метод продавливания тампонажного состава рабочим газом в газлифтных скважинах. Однако длительность эффекта в этих случаях – не более 1 года, так как под влиянием температуры и давления происходит деструкция - разрушение геля.

6. Технологии и материалы для ликвидации заколонных перетоков. Изоляция сквозных дефектов в эксплуатационной колонне.