Особенности ремонта скважин по отведению водопритоков

     В последние годы в России и за рубежом  разработаны реагенты и составы  для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах.

     Возросло  число изоляционных работ с применением цемента как наиболее доступного и дешевого материала. При использовании цемента можно получить положительные результаты при изоляции притока воды только в некоторых случаях (например, установка цементного моста при переходе на вышележащий горизонт).

     Использование цементных растворов для ограничения  притока воды не эффективно из-за их низкой фильтруемости в пласт, высокой плотности, что может вызвать их поглощение и гидроразрыв пласта, большой фильтратоотдачи (ухудшения подвижности раствора, кольматации продуктивной зоны и усложнения освоения скважины); низкой механической прочности (растрескивание камня при повторной перфорации); низкой коррозионной стойкости и др. Технологии РИР с применением цемента, как правило, малоэффективны, имеют малый межремонтный период (в основном 2-3 мес), низкую успешность (в среднем 30-35 %).

     В целях снижения отрицательного влияния на продуктивность пластов цементной суспензии на водной основе, для затворения цемента, предложены углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть, керосин и др.) с добавкой поверхностно-активных веществ. Однако использование цементных составов в некоторых случаях приводит к снижению проницаемости продуктивного пласта.

     Для предотвращения закупоривания нефтенасыщенных пластов применяют материалы, обладающие селективными свойствами и хорошо фильтрующиеся в пористую среду. Их изолирующие свойства основаны на способности к образованию нерастворимых осадков или гелей только при взаимодействии с водой или растворами солей. При этом проницаемость нефтенасыщенных пластов сохраняется. Известны составы на основе водных дисперсий латекса, мылонафта, сополимеров акриловых кислот, жидкого стекла, солей алюминия, железа и свинца. Для повышения нефтеотдачи пластов и изоляции водопритоков успешно применяют гелеобразующие составы (ГОС) на основе полиакриламида и солей хрома или алюминия.

     Используют  селективные материалы на основе углеводородов, включающих асфальтены, смолы, битум, гудрон. В однонасыщенных пластах происходят адсорбция и накопление осадков, гидрофобизации порового пространства. В нефтенасыщенных пластах эти вещества растворяются и не закупоривают пласт. Находят применение составы на основе синтетических смол (высокомолекулярных соединений), которые позволяют получать водоизолирующий экран повышенной прочности. Используют составы на основе смолы ТСД-9, ТС-10, полиуретанов.

     В АО «Татнефть» проведены работы по селективному ограничению водопритоков обратными водонефтяными эмульсиями на основе материала «Полисил-ДФ», Эмульгатор «Полисил-ДФ» является твердым неионогенным ПАВ. В качестве углеводородной фазы используют нефть, дизельное топливо, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), гексан.

     Получены  следующие результаты: дебит жидкости снизился в 2 раза; дебит нефти увеличился на 50-85 %; дополнительная годовая добыча нефти на одну скважину составила 400-800 т; обводненность снизилась на 12 %; продолжительность эффекта — более года.

     Для водоизоляционных работ испытана технология с применением водонабухающих полимеров марки АК-639.

     Для изоляции водопритоков применяют высоковязкие эмульсии. Так, за основу разработки селективного водоизолирующего состава ДНПХ-87 взята способность к образованию высоковязких эмульсий углеводородного раствора ПАВ при смешении его с пластовыми и закачиваемыми водами различной минерализации.

     Известны  составы для изоляции водопритоков на основе синтетических смол, которые  отверждаются в пласте под действием температуры и катализаторов. Такие составы не являются селективными, они одинаково отверждаются в углеводородсодержащих и обводненных коллекторах.

     Для устранения этого недостатка было предложено использовать составы на основе олигоорганоалкокси(хлор) и хлорсилана. Но и эти составы обладают существенным недостатком, так как при поликонденсации их в порах пласта происходит усадка и образуется малый объем закупоривающего материала.

     В работах Сургучева М.Л. предложен состав, включающий углеводородную жидкость, раствор хлористого кальция, едкий натр, раствор синтетических жирных кислот и продукт переработки кубового остатка отхода производства тетраэтоксисилана. Продукт переработки кубового остатка отхода производства тетраэтоксисилана гидролизуется при контакте с водой нефтегазовых пластов, а образующееся в результате гидролиза твердое вещество обладает проницаемостью по нефти и непроницаемостью по воде. Состав позволяет повысить тампонирующую способность, продлить межремонтный период, увеличить коэффициент эксплуатации скважины и добычу нефти.

     В последние годы разработаны и нашли широкое применение водоизолирующие кремнийорганические составы типа АКОР. 

1. Методы  изоляции и ограничения  водопритоков с применением органических полимерных материалов

     Методы, основанные на использовании водорастворимых полимеров акрилового ряда, нашли широкое применение у нас в стране и за рубежом. В качестве водоизолирущего материала из акриловых полимеров используются в основном гидролизованный полиакрилнитрил (гипан) и полиакрил амид.

     1. Селективный характер закупорки  водонасыщенных пор продуктивного пласта гипаном основан на коагуляции его под действием ионов поливалентных металлов солей пластовой воды и сохранения жидкого состояния в углеводородной среде. Свойства образующегося при этом закупоривающего материала и характер закупорки зависят от ряда факторов: температуры, концентрации раствора полимера, концентрации и природы ионов электролита, проницаемости пород, объема закачки раствоpa полимера и т.д. Успешность использования гипана в значительной степени зависят от концентрации солей в пластовой воде. При концентрации солей менее 160 г/л эффективность изоляции гипаном резко падает. Применение гипана возможно только при высокой минерализации пластовой воды.

     Довольно  широко гипан применялся на месторождениях Татарии, Башкирии, Саратовской области. Успешность работ, по данным разных исследователей, составляет 28-80%. В ряде работ для изоляции гипаном слабоминерализоанных вод предлагается дополнительно использовать гелеобразователи, например, предварительно закачивать в пласт 30%-ный раствор хлористого кальция и затем раствор гипана и хлористого кальция. Закачка в пласт электролита повышенной концентрации улучшает структурообразование гипана и способствует упрочнению коагулянта. Однако продолжительность полученного эффекта низка, так как после освоения скважины коагулянт промывается все новыми порциями низкоминерализованной пластовой води и разрушается. Кроме хлористого кальция, в качестве гелеобразователей предлагается использовать азотнокислый свинец, хлорное железо, дигидрофосфат калия. Использование предлагаемых способов может повысить эффективность применения гипана, но не решит проблемы его применения при низкоминерализованной и пресной воде. Кроме того, применение гелеобразователей гипана в большинстве случаев лишает способ селективности.

     Таким образом, применение гидролизованного полиакрилонитрила в качестве водоизолирующего материала ограничено минерализацией пластовых вод. Минерализация пластовых вод газовых и нефтяных месторождений Западной Сибири слабая (2-70 г/л), технологичность гипана невелика при низких температурах окружающей среды (водные растворы гипана в зимних условиях застывают). Следовательно, применение гипана и составов на его основе в условиях Западной Сибири нецелесообразно.

     2. Для селективной изоляции водопритоков применялся полиакриламид (ПАА) (аналог гипана по химической природе), который может использоваться в чистом виде или в виде частично гидролизованного продукта. Применение ПАА в качестве водоизолирующего материала основано на способности его селективно влиять на проницаемость пористых сред для углеводородов и воды. После обработки пористой среды раствором частично гидролизованного полиакриламида проницаемость ее для воды снижается в несколько раз без существенного уменьшения для углеводородов. Для получения положительного эффекта при изоляции необходима закачка в пласт больших объемов разбавленных водных растворов ПАА. Опытно-промышленные испытания растворов ПАА в качестве селективного водоизолирующего состава проводились в 1968-1977 гг. на Арланском нефтяном месторождении Башкирии, на месторождениях Белоруссии и Краснодарского края. Короткий межремонтный период, необходимость закачки в нефтенасыщенный пласт больших объемов водных растворов ПАА, трудности при приготовлении растворов, низкая технологичность в зимних условиях не позволили широкого применения данного метода изоляции водопритоков.

     3. Особый интерес представляет разработка селективных водоизолирующих составов на основе полиуретановых полимеров. В нашей стране возможность использования полиуретанов в нефтедобыче впервые изучена в КазНИПИнефти, во ВНИИ и институте океанологии АН СССР совместно с ПО Азнефть. Определены возможности изоляции водопритоков в скважинах с помощью полиуретанов и составов на основе полиуретанового полимера, накоплен опыт их практического применения при ремонтно-изоляционных работах.

     Первые  предложения по использованию полиуретанов для изоляции водоносных пластов  с температурой 90-150°С изложены в патентах США. Многие работы наших исследователей посвящены изучению водоизолирующих свойств уретанового формополимера УФП-50, представляющего собой 50%-ный ацетоновый раствор сополимера толуилендиизоцианата с полиоксипропиленгликолем и содержит 5-6% концевых изоционатовых групп. Реагент обладает высокой чувствительностью к воде, при контакте с которой он отверждается менее чем за час и превращается в плотную каучукообразную массу. При смешении с нефтью, содержащей небольшое количество воды, реагент приобретает вязкоупругие свойства через 1 сут. с переходом в каучукообразную массу через 5 сут. Первые опытно-промышленные испытания технологии изоляции водопритоков композицией полиуретанового полимера проведены в 1982-1984 гг. на месторождении Узень ПО Мангышлакнефть и в НГДУ Лениннефть ПО Азнефть.

     Обобщение и анализ зарубежных и отечественных  исследований по определению возможности  изоляции водопритоков полиуретанами  показывает, что действие составов, разработанных на основе полиуретанов, и технология их применения связаны  с получением изолирующего материала  при взаимодействии полимерной композиции с водой, находящейся в порах, трещинах пласта. Высокая степень  реакционной способности полимера и отверждения по всей массе с  увеличением объёма независимо от минерализации  воды, возможность регулирования  фильтруемости в пористую среду, сроков полимеризации в зависимости от конкретных условий позволяют считать полиуретаны наиболее перспективными тампонирующими материалами.

     Фактором, ограничивающим широкое применение полиуретанов, является температура: уретановые смолы могут использоваться при обработке пласта с температурой 90-150 С. Высокая скорость конденсации полиуретанов в присутствии воды препятствуют закачке больших объемов реагента в пласт и созданию водоизолирующего экрана необходимого размера.

     С целью замедления сроков отверждения  и расширения температурного диапазона  применения (ниже 90 С) реагентов предлагается использовать композицию на основе полиуретанового  клея КИП-Д и зеленого масла. Основным компонентом клея является формополимер на основе сложного полиэфира и дифенилметандиизоцианата. Введение зеленого масла в композицию замедляет сроки ее отверждения в 2-3 раза, что позволяет закачивать необходимые объемы водоизолирующего реагента в пласт.

     4. Разработанная в условиях нефтяных месторождений Татарии технология ограничения притока воды с применением нефтесернокислотных смесей (НСКС) обусловлена снижением фазовой проницаемости водонасыщенного интервала для воды, а также механической закупоркой водопроводящих каналов вязким гудроном, образующимся при взаимодействии тяжелых компонентов нефти с серной кислотой. Одновременно с образованием вязкого гудрона вследствие взаимодействия серной кислоты породой пласта образуется гипс, который создает более прочную тампонирующую смесь, что также улучшает эффект изоляции. Из нефтенасыщенных интервалов образующийся гудрон вымывается, растворяясь в пластовой нефти, что обуславливает селективный характер воздействия НСКС на нефтенасыщенный пласт.

     На  нефтяных месторождениях Татарии с  использованием нефтесернокислотной смеси ограничение водопритоков в 1978-1983 гг. проведено более чем в 350 скв.. Дополнительно из обводненных пластов извлечено 0,659 млн.т. нефти, изолировано 11,8 млн. м³ воды. На одну эффективно обработанную скважину дополнительно добыто 1972 т нефти и изолировано 35 тыс.м³ воды.