Особенности ремонта скважин по отведению водопритоков

     2. Более доступным и значительно менее токсичным классом кремнийорганических соединений, пригодных для водоизоляционных работ, является алкоксипроизводные КОС. Как и галоидопроизводные КОС, данные реагенты способны вступить в реакцию гидролитической поликонденсации. Отличием является то, что алкоксиальная группа более устойчива к действию воды, поэтому для инициирования реакции гидролиза в пластовых условиях к алкоксипроизводным КОС необходимо добавлять кислый или щелочной катализатор. Такие композиции практически не токсичны, обладают низкой коррозионной активностью, высокими селективными и водоизолирующими свойствами. Образующийся из них тампонажный материал имеет удовлетворительные прочностные характеристики и высокую адгезию к горной породе. Алкоксипроизводные КОС могут применяться в широком интервале пластовых температур (0-200°С) независимо от степени минерализации пластовых вод и при низкой температуре окружающей среды (температура застывания ниже минус 50 С). Такие соединения являются гомогенными, отличаются незначительной вязкостью (2-20 мПа-с) и высокой фильтруемостью в пористые среды.

     3. Водоизолирующие составы на основе  алкоксипроизводных КОС можно разделить на две основные группы. Первая группа включает составы на основе алкиловых эфиров ортокремниевой кислоты, в частности, на основе тетраэтоксилана и продуктов его частичной конденсации (этилсиликатов). Вторая группа включает олигомерные органоалкоксилоксаны и композиции на их основе.

     В первой группе водоизолирующих составов на основе алкоксипроизводных КОС относится состав, получивший наименование АКОР и описанный в работах. В качестве кислого катализатора реакции гидролитической поликонденсации этиловых, пропиловых, бутиловых эфиров ортокремниевой кислоты и их смесей предложено использовать кристаллогидраты солей переходных металлов, преимущественно кристаллогидрат хлорного железа FeCl 3HO. Этот прием позволил ввести в тампонирующую смесь заданное количество содержащейся в кристаллогидрате воды, за счет чего достигнуто отверждение тампонирующего состава во всем объеме. Проницаемость водонасыщенных кернов для воды после обработки составом АКОР уменьшается в 260-300 раз, а проницаемость нефтенасыщенного керна для нефти лишь в 1,3-2,7 раза.

     В 1987 г. ВНИИКрнефть отработал технологию ограничения подошвенных, послойных и заколонных притоков составами АКОР, которые представляют собой одно- и двухкомпонентные системы с управляемыми реологическими свойствами и обладающие селективным технологическим воздействием на пласт. Их можно применять в любых геолого-климатических условиях при температуре окружающей среды до -50° С. Использование составов АКОР не требует создания специальных технических средств. Реагент АКОР испытан на месторождениях Краснодарнефтегаз, а позднее - в Западной Сибири. По данным ВНИИКрнефти успешность работ достигает 75-80%, дебит нефти возрастает в 1,5-2,0 раза, обводненность продукции уменьшается на 20-30%.

     Испытание составов АКОР на месторождениях Западной Сибири показало следующее. В ПО Юганскнефтегаз основной фонд скважин эксплуатируется при обводненности добываемой продукции более 70%. Большую долю нефти содержат водонефтяные зоны, что практически исключает безводный период эксплуатации. С каждым годом возрастает объем ремонтноизоляционных работ. В связи с этим задача ограничения и изоляции притока вод в добывающих скважинах является одной из основных как для Нефтеюганского района, так и для других районов Среднего Приобья.

     Обработка трех скважин с применением гипана совместно с жидким стеклом привело к уменьшению дебита по нефти в двух скважинах. Обработка Продуктом 119-204 уменьшила дебит по нефти на 40%. Неэффективным оказалась и обработка скважин многокомпонентной пеной на основе силиката натрия. Технологическая успешность указанных работ не превзошла 25%. Проведенные изоляционные работы по пластам групп А и В на шести месторождениях объединения дали положительный эффект. Наибольшая эффективность достигнута по прослоям: успешность - 85%, продолжительность эффекта - 10 мес. По подошвенным водам (источник обводнения конусообразования) получены результаты: успешность - 75% продолжительность эффекта - 9 мес.

     4. Помимо реагента АКОР большой интерес для разработки водоизолирующих составов представляют олигомерные органосилоксаны, относящиеся ко второй группе алкоксипроизводных КОС. Химическими заводами страны освоено промышленное производство олигоорганоэтоксилоксанов под наименованием "Продукт 119-204" в соответствии с ТУ 6-02-1294-84.

     Метод селективной изоляции подошвенных  вод и заколонной циркуляции с  применением "Продукта 119-204" применялся на Самотлорском, Федоровском, Мамонтовском, Солкинском, Западно-Сургутском и других месторождениях Главтюменнефтегаза. Успешность РИР с применением кремнийорганического водоизолирующего реагента "Продукт-119-204" составила в среднем 76%. На каждую затраченную тонну продукта восстановлена добыча около 400 т нефти и ограничен отбор более 1000 м добываемой воды.

     5. Упомянутые составы на основе алкоксипроизводных КОС включали кислые катализаторы реакции гидролитической поликонденсации. В отличие от этого в работе к полифенилэтоксисилоксану в качестве катализатора предложено добавлять водно-спиртовые растворы алкилсиликонатов натрия ГКЖ-10 или ГКЖ-11, которые имеют щелочную пригоду. Эта композиция успешно испытана на разведочных скважинах Главтюменьгеологии.

     6. Технологией применения КОС предусмотрена закачка в скважину до и после кремнийорганического водоизолирующего реагента безводной буферной жидкости (нефти или нефтепродуктов). Связано это с тем, что гидролизующиеся КОС необходимо защитить от контакта с водой с целью исключения преждевременного отверждения реагента. В ходе опытно-промышленных испытаний КОС выяснилось, что использование безводной нефти или нефтепродуктов имеет ряд недостатков. Нефть, попадая перед реагентом в обводненную часть пласта, образует водонефтяную эмульсию, имеющую повышенную вязкость и снижающую проницаемость коллектора. Поэтому в ряде случаев не удавалось закачать необходимое количество реагента в пласт, так как резко возрастало давление закачки и приемистость пласта падала практически до нуля. Кроме того, нефть, фильтруясь перед реагентом, препятствует контакту КОС с водой, а следовательно, ухудшает условия отверждения, и изолирующий экран может получиться некачественным. Все это снижает эффективность РИР и в целом сделан вывод, что схема с использованием нефти (нефтепродуктов) в качестве буфера при закачке КОС в пласт не может служить основой для серийной технологии РИР.

     С целью исключения отрицательного влияния  неполярных углеводородных жидкостей  в качестве буферных были выбраны  полярные водорастворимые органические растворители, например, низшие алифатические спирты (метанол, этанол), двухатомные алифатические спирты (этилен-, диэтилен-, триэтиленгликоли, полигликоли), кетоны (ацетон) и другие влагопоглощающие растворители. Использование в качестве буферной жидкости полярных растворителей, имеющих водопоглощающие свойства, способствует полному удавлению воды из интервала перфорации, а следовательно исключает преждевременное отверждение гидролизующегося КОС. Полярные влагопоглощающие растворители неограниченно растворяются как в воде, так и в КОС.

     В целом влагопоглощающая полярная буферная жидкость в технологической схеме РИР выполняет две функции: во-первых, она защищает КОС от преждевременного контакта с водой и неконтролируемого отверждения и, во-вторых, является "авторегулятором", перераспределяющим поток водоизолирующего реагента преимущественно в водонасыщенную породу. Технологический процесс успешно внедрен в Главтюменнефтегазе.

     7. В ПО Сургутнефтегаз разработана и внедрена технологическая схема применения КОС, исключающая применение любых буферных жидкостей. Задача была решена путем придания водорастворимости (сродства к воде) алкоксипроизводных КОС без потери способности к гидролитической поликонденсации и других ценных свойств КОС. Водорастворимые кремнийорганические тампонажные составы получили наименование ВТС. Механизм селективного действия составов ВТС обусловлен существенным различием в фазовой проницаемости при фильтрации в нефтегазонасыщенные горные породы, которые обеспечивают преимущественное поступление водоизолирующего реагента в во до насыщенную зону пласта. Кроме этого, при фильтрации воды в нефтенасыщенной зоне пласта образуется стойкая водонефтяная эмульсия, обладающая высоким градиентом сдвига. Такой временно блокирующий нефтенасыщенную зону экран препятствует поступлению реагента в нефтенасыщенную зону пласта и перераспределяет поток ВТС преимущественно в промытую водонасыщенную зону, где эмульсия отсутствует.

     Составы типа ВТС в водонасыщенной породе образуют прочный монолитный водонефтегазонепроницаемый полимер, обладающий высокой адгезией. В нефтенасыщенной же горной породе с остаточной водонасыщенностью скорость отверждения резко замедляется; полимер, если образуется, непрочный, рыхлый и при депрессии выносится из пласта.

     Простота  приготовления составов типа ВТС, высокая  технологичность в суровых климатических условиях, уникальное сочетание физико-химических, изолирующих и селективных свойств позволили разработать предельно простую технологическую схему РИР:

• закачка состава и продавка до башмака НКТ водой или солевым раствором;
• продавка состава в пласт в полном объеме;
• выдержка на реакцию отверждения и запуск скважины в эксплуатацию.

     Данная  технология РИР была использована в  ПО Сургутнефтегаз в основном при изоляции подошвенной и нагнетаемой воды, а также ликвидации заколонных перетоков воды в нефтяных скважина. Успешность работ 60-70%. В период 1985-1987 гг. по безбуферной технологии выполнено более 200 ремонтов. На один скважино-ремонт получена дополнительная добыча нефти в объеме 1640 т/скв. и ограничение попутно добываемой воды в объеме 9600 м³скв.

     8. Дальнейшим развитием и совершенствованием технологий применения КОС явилась разработка способа изоляции водопритоков, интегрирующего наиболее ценные свойства гидрогелей (БУС, ГОС) и кремний-органических водоизолирующих составов. Широкое внедрение КОС в ПО Сургутнефтегаз показало, что возможности уникальных свойств водорастворимых КОС ограничены геолого-физическими условиями месторождений Западной Сибири и прежде всего, высокой послойной неоднородностью продуктивных отложений. В этих условиях применение водоизолирующего реагента с низкими нерегулируемыми реологическими свойствами приводят к недостаточному охвату воздействием всех водонасыщенных пропластков, изолирующий состав преимущественно фильтруется в наиболее проницаемые зоны при слабом внедрении в водонасыщенные зоны с ухудшенными коллекторскими свойствами. Теоретический предел применимости метода водоизоляции с использованием КОС, обусловленный сказанным, был четко сформулирован к 1988 г.

     Начиная с 1988 г. в развитии метода водоизоляции с применением КОС наблюдается  новый этап, связанный с решением выявленных актуальных задач: во-первых, с устранением низкого охвата изолируемым материалом послойно-неоднородных водонасыщенных пластов и, во-вторых, с существенным снижением стоимости состава. При решении поставленных задач было обращено внимание на широко применяемый метод регулирования профиля приемистости пластов, основанный на закачке в пласт водных растворов сшитых анионных полимеров - гидрогелей (ВУС, ГОС). Гидрогели, как и КОС, обладают высокой фильтруемостью в пористые среды. Вместе с тем, в отличие от последних, они дешевы и характеризуются регулируемыми в широких пределах реологическими характеристиками. Так, вязкость ГОС, ВУС на 1-3 порядка выше, а стоимость на порядок и более ниже, чем у КОС.

     Новый способ включает закачку в нефтегазоводонасыщенный пласт гидрогеля и последующую продавку КОС. За счет высоких реологических свойств и хорошей фильтруемости гидрогеля достигается более полный и равномерный охват водонасыщенных пропластков как по толщине, так и по простиранию. Последующая закачка в пласт КОС, обладающего высокой фильтруемостью и повышенными адгезионными и механическими характеристиками в отвержденном состоянии, должна способствовать доизоляции наиболее низкопроницаемых пропластков, надежному закреплению гидрогеля в порах пласта и препятствовать его выносу при освоении скважины. Кроме того, такой изолирующий экран, расположенный непосредственно в зоне повышенной депрессии, способен противостоять высокому перепаду давлений.

     Нередки были случаи, когда при закачке  в водонасыщенный пласт только гидрогеля или ВТС положительных результатов не достигалось. В то же время при проведении изоляционных работ в одних и тех же геолого-физических условиях методом последовательной закачки в водонефтенасыщенный пласт гидрогеля и ВТС достигнута высокая эффективность РИР.

     Опыт  работы в скважинах ПО Сургутнефтегаз показывает, что при последовательной закачке в пласт гидрогеля и КОС в едином технологическом процессе изоляции гармонично сочетаются высокий охват водонасыщенного пласта, высокие характеристики закрепляющего кремнийорганического экрана и высокие изолирующие свойства тампонажного материала, образующегося за счет смешения гидрогеля и КОС в контактной зоне. Все это способствует существенному повышению эффективности изоляционных работ при снижении стоимости РИР. В настоящие время данный комплексный метод изоляции широко и с большой эффективностью применяется практически во всех нефтяных регионах Западной Сибири для обработки как нефтяных, так и нагнетательных скважин, а также при решений задач изоляции газопритоков.