Расход материалов при приготовлении нефтецементных растворов

Показатели	При 169% нефтепродуктов	При 110% нефтепродуктов
раствор А	раствор В	раствор А	раствор В
Количество сухого цемента, мешки*	100,0	100,0	100,0	100,0
Объем сухого цемента, л Количество керосина (дизельного топлива), л	1353,0 2280,0	1353,0 1140,0	1353,0 1520,0	1353,0 760,0
Количество очищенной нефти, л	-	1140,0	-	760,0

Продолжение таблицы 108

Добавка М54, л	15,0	23,0	10,0	15,2
Добавка Г33, л	15,0	23,0	10,0	15,2
Выход тампонажного раствора, л/кг	0,86	0,86	0,69	0,69
Общий объем тампонаж­ного раствора, л	3675,0	3690,0	2907,0	2915,0
Плотность тампонажного раствора, г/см3:
на основе дизельного топлива	1,68	-	1,93	-
на основе керосина	1,66	-	1,91	-
на основе смеси керосина и нефти (1:1)	-	1,69	-	1,95

________

* Масса мешка (1) сухого цемента (плотность —3,15 г/см³) равна 42,6384 кг. Отсюда объем, занимаемый 100 мешками цемента, будет равен .Умножая полученную цифру соответственно на 1,69 и 1,10, получим количе­ство нефтепродуктов, добавляемых к растворам А и В.

В целях улучшения качества вторичного цементирования при изоляции зон прорыва посторонних пластовых вод прак­тикуется глубокая закачка тампонажного раствора SOS в водо­носный пласт. Это сводит к минимуму возможность обводне­ния продукции скважины посторонними водами и опасность разрыва водоносного пласта в процессе гидроразрыва продук­тивного пласта.

По мере вступления тампонажного раствора в реакцию с минерализованной пластовой водой происходит вытеснение нефтепродуктов из раствора и образование в порах и трещи­нах, имеющихся в породе, прочного цементного камня. (При применении высоких давлений существует опасность преж­девременного выделения нефтепродуктов из тампонажного раствора). По истечении определенного срока, необходимого для того, чтобы тампонажный раствор приобрел требуемые свойства, скважину открывают, а незатвердевший тампонаж­ный раствор, находящийся выше водоносных пластов, вымы­вают на поверхность.

Следовательно, время сохранения раствором SOS прокачиваемости позволяет не только поднять его на заданную высоту, но и избежать оставления в стволе скважины излишков тампо­нажного раствора, т. е. исключить нахождение тампонажного раствора в интервале залегания нефтеносного пласта. Одно­временно вследствие селективного действия SOS перед цемен­тированием под давлением нет необходимости специально ра­зобщать водоносные и продуктивные пласты с целью защиты нефтяной зоны от загрязнения тампонажным раствором.

ВНИИ был предложен метод использования твердых угле­водородов (парафина, церезина, озокерита), растворенных в керосине, бензине или бензоле; при снижении температуры этот раствор образует осадок. Подогретый (на 5—10° С выше пластовой температуры) раствор закачивается в ПЗП: после восстановления естественной температуры происходит выпа­дение осадка, закупоривающего поры пласта. В нефтенасыщенной части пласта осадок не образуется. Было установлено, что степень закупорки этими растворами находится в зависимос­ти от концентрации твердых углеводородов: эффект закупор­ки 22%-ным раствором тяжелых углеводородов равен 50%; при 50%-ном растворе эффект составлял 100%. Однако проведение операции очень сложное.

В 60-х годах в Башкирии впервые для этих целей был при­менен латекс с добавками ПАВ. Положительный эффект не превышал 15%. С.С.Демичев для ликвидации водогазовых пе­ретоков предлагает использовать способ, включающий закачку в пласт изоляционной композиции на основе кремнийорганического соединения (КОС) с добавкой порошкообразной органической кислоты и раствор соли двухвалетного металла. Кислота и КОС в химическое взаимодействие не вступают. КОС является носителем кислоты в зону поступления газа, воды и песка. При контакте в этих зонах водного раствора соли и органической кислоты происходит реакция с образованием кислоты. Кислота катализирует реакцию гидролитической по­ликонденсации КОС, а выпадающий осадок гидроокиси метал­ла является наполнителем. Образующийся полимер закупори­вает поры, через которые поступают вода и (или) газ и закреп­ляет слабосцементированный коллектор. Предложенный спо­соб был успешно применен на нескольких скважинах Варь-еганской площади (Западная Сибирь).

Для ограничения притока подошвенной воды С.К.Сохошко и С.И.Грачев предлагают метод, суть которого заключается в образовании обратного конуса нефти при определенной схеме перфорации нефте- и водонасыщенной частей пласта, при ко­торой водонасыщенная часть перфорируется каналами увели­ченной длины в одной горизонтальной плоскости. Для опреде­ления положения каналов в водонасыщенной части пласта от­носительно водонефтяного контакта вначале рассчитывают положение интервала перфорации водонасыщенной части обыч­ным способом, при котором водонефтяной контакт остается неподвижным. Положение каналов в водонасыщенной части при предлагаемом способе будет совпадать с верхними отвер­стиями обычной перфорации. Так как в предлагаемом способе каналы увеличенной длины, то к ним будет, как полагают авто­ры, более интенсивным приток со стороны водонефтяного кон­такта, то есть будет образовываться обратный конус нефти, препятствующий прорыву воды к каналам в нефтенасыщенной части пласта.

Уменьшение отбора воды произойдет за счет более интен­сивного притока нефти к увеличенным каналам со стороны во­донефтяного контакта и интенсификации каналов в горизон­тальной плоскости. Уменьшение отбора воды может достигать 30%, в зависимости от длины каналов и анизотропии пласта.

При наличии переходной зоны каналами увеличенной дли­ны перфорируют верхнюю ее часть, тем самым обеспечивая отбор нефти из переходной зоны и предотвращая интенсив­ное обводнение скважин. Положение каналов в переходной зоне будет определяться распределением в ней нефтенасыщенности, В первом приближении можно считать, что нефтенасыщенность в переходной зоне изменяется линейно.

Сложностью при реализации способа является образова­ние каналов увеличенной длины существующими в настоящее время перфораторами. Лучшие кумулятивные перфораторы позволяют делать отверстия глубиной до 30 см. Более длинные каналы можно, на взгляд авторов, получить, если стрелять дваж­ды в одно отверстие. Гидропескоструйная перфорация здесь неприемлема, так как в результате ее образуется каверна боль­шого диаметра.

В качестве материалов селективной изоляции ПЗП предло­жено значительное количество растворов смесей, составов. Одни из них широко известны, другие — нет.

ПГЭКО

Тампонажный состав для селективной изоля­ции пластовых вод (авторы Е.М.Покровская-Духненко, П.П.Ма­каренко и др.) является продуктом гидролитической этерификации кубовых остатков производства метил- и этилхлорсиланов (ПГЭКО), представляющий собой темно-коричневую жид­кость с вязкостью 4,0—9,0 мПс·с, массовым содержанием хло­ра 4,0—8,0%, этоксигрупп — 30—50% и массовым содержани­ем механических примесей не более 5%.ПГЭКО используют в качестве тампонажного состава (ТС) при селективной изоля­ции притока пластовых вод; при этом недлительная и ненадеж­ная изолирующая эффективность резко повышается введени­ем серы, которая выполняет роль активного пластифицирую­щего наполнителя.

Вязко-упругие составы

Материалы, отличающиеся большим разнооб­разием фильтрационных и структурно-механических свойств, поддающиеся их регулированию, производные нефтегазового сырья получили широкое распространение в промышленности (полиакриламиды — ПАА и смеси их другими материалами).

«БашНИПИнефтью» разработан селективный метод огра­ничения водопритоков гелеобразующими полимерными жид­костями ГФС (это подкисленная гипано-формалиновая смесь). Сущность метода заключается в закачке тампонажной жидко­сти ГФС, состоящей из смеси водного раствора гипана, форма­лина и соляной кислоты. Соотношение их подбирается в зави­симости от необходимого времени начала гелеобразования. При загустевании в обводненной части пласта образуется каучукоподобный однородный упругий материал — гель, закупорива­ющий водонасыщенную пористую среду.

Гидролизованный полиакриламид (ГПАА) — продукт гид­ролиза синтетического высокополимерного вещества в кислой и особенно хорошо в щелочной среде.

Гипан значительно изменяет вязкость при разбавлении во­дой: разбавление водой в два раза приводит к уменьшению вязкости в пять раз. Важные преимущества гипана по сравне­нию с ПАА состоят в его способности давать осадки в большем объеме при одинаковой концентрации солей в растворе. Ги­пан легко растворяется в воде с образованием менее вязкого раствора, а высокая щелочность гипана (рН = 12,6-12,8) без дополнительного введения NаОН обеспечивает образование осадка. В количественном выражении больше всего осадка образуется при взаимодействии 10%-ного раствора гипана и 10%-ного раствора солей СаС1₂ и FеС1₃.

Закачки раствора негидролизованного ПАА не могут счи­таться эффективными, так как проницаемость обработанного пласта восстанавливается. При закачке гидролизованного ПАА проницаемость пласта снижается, примерно в 2 раза, однако и эту операцию считают нецелесообразной ввиду хорошей ра­створимости ГПАА в пресной воде.

Более эффективным методом снижения проницаемости высокопроницаемых участков коллектора является примене­ние осадкообразующих растворов солей и кислот совместно с растворами полимеров. Степень закупорки возрастает за счет прочности и больших размеров частиц осажденного полимера. Лучшие результаты получены при использовании раствора ги­пана и FеС1₃. Лучшее смешение реагентов в пористой среде получается при вытеснении раствора гипана коагулянтами (ра­створами солей и кислот), а не наоборот. На практике стремят­ся к увеличению объема закачиваемых реагентов и степени их смешения, чтобы обеспечить не только снижение проницае­мости коллектора, но и образование экрана.

Фильтруемость раствора в нефтенасыщенную пористую среду в 10—100 раз ниже, чем в водонасыщенную, что свиде­тельствует о значительном влиянии поверхностных сил (фазо­вой проницаемости и эффекта Жамена) при фильтрации вод­ных растворов полимера в нефтенасыщенную пористую сре­ду. Селективная фильтруемость растворов полимеров в порис­тую среду зависит также от скоростей фильтрации и перепа­дов давления. Поэтому по фильтрационным характеристикам конкретного раствора полимера должны быть найдены опти­мальные скорости закачки растворов полимеров и других жид­костей в пласт.