Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Водогазоизолирующим композициям и направления совершенствования водогазоизоляционных работ



 

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.

Преимущество этой группы композиций заключается в том, что они явля-ются водорастворимыми, гомогенными, легко фильтрующимися в пористые среды, изолирующий материал образуют по всему объему и обладают регулируемыми в широких пределах реологическими характеристиками.

В нефтедобывающей промышленности широко применяются для РИР водорастворимый полимер - полиакриламид (ПАА). В нашей стране и за рубежом созданы различные изолирующие композиции на основе этого полимера. Наиболее технологичными из них являются композиции, включающие ПАА, лигносульфонат (ЛС) и бихромат (БХ) калия или натрия. Однако прочность и вязко-упругие свойства известных ВУС и ГОС не удовлетворяют требованиям технологического процесса газоизоляции. В работах сотрудников института СургутНИПИнефть (А.В.Маляренко и др.) описан механизм образования вязкоупругих и гелеобразующих составов на основе ПАА, БХ, ЛС. Использовались DКS, DK-Drill, Sypan, КМЦ, хроматы и бихроматы К и Na и др.

Анализ известного аналогичного состава, содержащего водорастворимый полимер, показал, что для получения сшивателя трехвалентного хрома хроматы восстанавливают с помощью органического или неорганического вещества, например сульфита Na. Однако изолирующие свойства сшитого полимера невысокие.

Существует газоизолирующая композиция из полимеров и хроматов, с использованием в качестве восстановителя - кремнийорганического соединения (КОС).

Для реализации технологии изоляции водогазопритоков в нефтедобывающие скважины ответственную роль выполняет закрепляющий состав, который закачивается в пласт на заключительный стадии технологического процесса. Например в качестве такого состава предложена композиция на основе КОС, гликоля и катализатора реакции переэтерификации - НСl. Этот состав получил наименование водорастворимый тампонажный состав (ВТС).

Применяются для водогазоизоляционных работ и упоминающиеся ранее составы на основе этилсиликатов (ЭТС) и хлоридов металлов, носящие наименование АКОР. Однако внедрение в практику составов типа ВУС, ГОС, АКОР-4 в чистом виде, в качестве самостоятельных изолирующих материалов оказалось неэффективным.

Нашли применение в практике нефтедобычи и неонолсодержащие водорастворимые тампонажные составы (НВТС) [ 1 ].

Составы типа НВТС обладают высокими изолирующими и селективными свойствами. Так, при обработке нефтенасыщенных кернов с остаточной водонасыщенностью 32, 2-60, 8% коэффициент проницаемости для нефти не только не снижается, а в большинстве случаев увеличивается в 1, 1-1, 2 раза. Последнее обусловлено тем, что составы, полученные с применением ПАВ, активно вымывают из нефтенасыщенной горной породы свободную и рыхлосвязанную воду и нефть (по типу мицеллярного раствора), улучшая тем самым фазовую проницаемость по нефти. Содержащееся в составе КОС, по мере разбавления в пластовых флюидах (нефти, воде), теряет способность к образованию пространственносшитого, закупоривающего поры коллектора, полимера. В то же время на поверхности горной породы КОС образует практически мономолекулярную, связанную с породой химическими связями, гидрофобную пленку, что дополнительно улучшает фазовую проницаемость для нефти. Лишь при повышении водонасыщенности кернов более 70% составы типа НВТС проявляют заметную, а в полностью водонасыщенных породах очень высокую изолирующую способность, вплоть до полной закупорки пор горных пород.

Общей отличительной особенностью кремнийорганических водорастворимых тампонажных составов (НВТС) является то, что изолирующий полимер, получаемый при отвердении НВТС, способен растворяться в глинокислотных составах. Такое свойство НВТС позволяет создавать газоизолирующий экран на определенное время эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Основным направлением повышения эффективности работ по ограничению водопритоков с применением легко фильтрирующихся в пористую среду составов ВУС или ГОС является их комплексное использование с цементными суспензиями. При наличии подошвенной воды рекомендуется оставление отсекающего цементного моста.

Для монолитных пластов рекомендовано увеличивать объемы закачиваемых полимерных материалов до 20-40 м3 для создания блокирующих экранов.

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.

В результате было определено, что если первое, второе и третье направления развиваются равномерно, то четвертое и пятое получили развитие в последние годы и имеют тенденцию к росту.


7 Ликвидация заколонных перетоков флюидов к

интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние и подошвенные воды)

 

Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:

расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта;

приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;

направление движения воды (сверху, снизу).

При изоляции верхних вод для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонн следует перекрыть песчаной пробкой, не перекрытым достаточно оставить не более 1 м интервала перфорации. Если расстояние между интервалом перфорации и забоем скважины более 20 м, целесообразна установка цементного моста.

При использовании для РИР водоцементных растворов обязательна их обработка понизителями водоотдачи.

Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), приемистость скважины составляет 0, 6 м3/(ч МПа) и менее, следует в качестве зоны ввода тампонажной смеси в каналы перетока использовать специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные против плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами или в кровле водоносного пласта.

Для восстановления герметичности эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий может быть установлен металлический пластырь. Однако, его применение ограничивается депрессией в скважине в процессе эксплуатации не более          8, 0 МПа.

При применении гелеобразующих полимерных тампонажных материалов (ПТМ) в качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого за колонну, использовать цементный раствор.

При использовании отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан или осуществить засыпку глиной толщиной 1 м для предупреждения фильтрации ПТМ в продуктивный коллектор. Кроме этого, может быть применен пакер ПРС.

Запрещается применение фильтрующихся ПТМ при лучших коллекторских свойствах нефтяного пласта (коэффициент гидропроводности в 1, 5 раза выше водонасыщенного пласта) и более низких значениях величины пластового давления по сравнению с водоносным пластом с незащищенным интервалом продуктивного пласта из-за опасности его «загрязнения».

Выбор тампонажных материалов и технологических схем при изоляции заколонных водопритоков из неперфорированных пластов или неперфорированной части продуктивных пластов (нижние, верхние и подошвенные воды) производится по таблице 1.

Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала по таблице 1: скважина обводнена в результате заколонных перетоков из вышележащего пласта, расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта 3 м, приемистость скважины при нагнетании воды в зону перетоков 6 м3/(ч МПа), планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР 4 МПа. Данным условиям соответствует вариант 4. В скважине с указанными условиями необходимо частичное перекрытие интервала перфорации песчаной пробкой или цементным мостом с оставлением 1 м перфорационных отверстий неперекрытыми (может быть применен также метод тампонирования через весь интервал перфорационных отверстий), тампонирование под давлением производится с оставлением тампонажного моста, в качестве тампонажных составов использовать гелеобразующие составы с последующим докреплением тампонажным портландцементом (возможны разные рецептуры), могут также быть использованы составы: АКОР-2; «Ремонт-1»; составы на основе ТС-10 (ТСД-9); ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ.

Приток подошвенной воды в монолитных пластах может быть связан как с наличием заколонной циркуляции в скважине ниже интервала перфорации, так и с образованием конуса обводнения. Последнее с наибольшей вероятностью отмечается в скважинах с пластами, в которых геофизическими исследованиями не выделяются глинистые перемычки толщиной свыше 0, 5 м и, в которых интервал перфорации удален от водонефтяного контакта менее 4 – 5 м. В этом случае изоляция имеющейся заколонной циркуляции с водонасыщенной частью пласта не может существенно изменить динамику обводнения скважин, так как необходимо изменить характер движения воды в призабойной зоне пласта. С этой целью рекомендуется создание «экранов-блокад» в призабойной зоне радиусом до 5 – 10 м путем закачки легкофильтрующихся составов с последующим их докреплением (при необходимости) цементным раствором. В силу гидродинамических особенностей фильтрации воды и нефти проведение таких обработок наиболее эффективно при нефтенасыщенной толщине пласта свыше 3 – 4 м. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при ограничении притока подошвенной воды приведен в таблице 2.

При наличии глинистых перемычек ниже интервала перфорации толщиной 0, 5 – 1, 5 м следует предусмотреть частичное блокирование самого коллектора в обводненной части пласта в радиусе 1 – 3 м, что обусловливает при использовании цементных растворов закачку перед ними легкофильтрующихся составов, а при использовании только полимерных тампонажных составов объем их закачки увеличивается на 3 – 5 м3. Этим приемом повышается надежность изоляции заколонных перетоков, снижается нагрузка на маломощные глинистые перемычки и уменьшается вероятность конусообразования.

 

 




Таблица 2- Выбор технологических схем и тампонажных материалов при ограничении притока

               подошвенных вод из монолитных пластов * (отсутствуют глинистые разделы толщиной более 0, 5 м)

Геолого-технические условия (ГТУ), технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7
1. Геолого-технические условия (значения) 1.1.Удаленность интервала перфорации от                < 1.5 «зеркала»водонефтяного раздела, м                            1, 5-4 + + + + + + +
1.2.Приемистость объекта изоляции                      0, 6-1, 25 при нагнетании воды, м3/(ч МПа)                          1, 25-2, 1                                                                                          > 2, 1 + + + + + + + + +
1.3.Планируемая депрессия на продуктивный            < 8 пласт после РИР, МПа                                                   > 8 + + + + + + + + +
2. Технология РИР 2.1.Тампонирование под давлением через интервал перфорации с использованием фильтрующихся составов без оставления в эксплуатационной колонне + + +
2.2.Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докреплением цементным раствором с оставлением моста, последующим его разбуриванием без изменения интервала перфорации + + +
2.3.Тампонирование под давлением через интервал перфора- ции фильтрующимся составом с одновременным докреплением цементным раствором с оставлением моста и сокращением (изменением) интервала перфорации + +

 

 

Окончание таблицы 2

 

Геолого-технические условия (ГТУ), технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7
3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи, в т.ч. органоаэросилами       2     2     2     2     2
3.2.Гелеобразующие составы   +   1   1
3.3.Нефтесернокислотные смеси   + 1   1   1
3.4.Разбавленные растворы полимеров (гипана, ПАА)   +   1      
3.5.Растворы силиката натрия или гипана с силикатом натрия + + 1 1 1 1 1

* При наличии перемычек толщиной свыше 0, 5 м и удаленности интервала перфорации от водонефтяного раздела более чем на 4 м (таблица 1).

 

 

 


8 Изоляция (отключение) обводненных

перфорированных пластов

(в том числе при переходе вниз или вверх)

Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:

· расстояние до ближайшего перфорированного пласта;

· приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

· планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР.

После отключения обводненного пласта скважина, как правило, продолжает работать по другому эксплуатационному объекту, поэтому восстановленная крепь скважины должна отвечать требованиям герметичности колонны и заколонного пространства.

При отключении пластов, расположенных ниже нефтенасыщенных горизонтов на расстоянии более 4 м, а также при отключении нижней части продуктивного пласта (при наличии пропластков слабопроницаемых пород толщиной более        1, 5 – 2, 0 м) возможно перекрытие отключаемого объекта путем наращивания цементного стакана в колонне.

При расстоянии до вышележащего продуктивного пласта менее 4 м и депрессии после РИР более 2 МПа необходимо использовать в качестве первой порции фильтрующиеся тампонажные составы (ГТМ-3, ТС-10, ТСД-9, АКОР и др.). Закачку фильтрующихся составов производить с применением пакера и регулированием сроков загустевания для предотвращения прихвата инструмента. Для этих работ рекомендуется использовать пакеры-отсекатели.

При отключении пластов, расположенных выше эксплуатируемых горизонтов, последние предварительно перекрываются песчаной пробкой, цементным мостом или пакерующими устройствами.

Для отключения верхнего или промежуточного пласта, как правило, необходимо использовать фильтрующиеся полимерные составы. Их объемы рекомендуется рассчитывать из условий формирования тампонажного экрана в отключаемом пласте радиусом не менее 1 м. В качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого в пласт вслед за полимерным составом, следует использовать цементный раствор или другой тампонажный раствор на минеральной основе.

В скважинах, где тампонирование под давлением не обеспечивает качественного отключения пластов, необходимо осуществлять спуск и цементирование «летучек» («потайных» колонн) или установку металлических пластырей. Область применения пластырей ограничивается депрессией на пласт после РИР не более 8 МПа.

При низкой приемистости отключаемого пласта, а также при наличии зоны между интервалами перфорации 4 м и более, закачку тампонажных составов производить с применением пакера.

В зависимости от геологических и технологических условий в зоне отключаемого пласта, ожидаемой депрессии при эксплуатации и других показателях рекомендуемые тампонажные составы для изоляции обводненных перфорированных пластов регламентированы в таблице 3.

При отключении пластов со значительным интервалом перфорации (более 10 – 15 м), характеризующихся проницаемостной неоднородностью по толщине, кроме приведенных в таблице вариантов последовательной закачки фильтрующегося полимерного состава и цементного раствора, вместо последнего допускается закачивать повторно полимерный состав до полного отключения пласта.  В первом случае для догерметизации отключенного пласта следует применять фильтрующиеся составы на основе ТС-10, ТСД-9, ГТМ-3 и АКОР-2.

Пример выбора технологической схемы и тампонажного материала по таблице 3: в скважине обводнен верхний пласт. После перекрытия нижнего перфорированного пласта установлена приемистость отключаемого объекта 1, 6 м3/(ч МПа). Планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР 4, 5 МПа. Данным условиям соответствует вариант 5. В скважине с указанными условиями для отключения пласта необходимо использовать два тампонажных состава. Предпочтительно произвести закачку составов последовательно за одну операцию. Первым составом является гелеобразующий состав или другой фильтрующийся состав (АКОР-2,         ТТМ-3, ТС-10 или нефтесернокислотные смеси), вторым составом является цементный раствор с добавками понизителей водоотдачи или органоаэросилов.




Таблица 3 - Выбор технологических схем и тампонажных материалов при отключении верхних и промежуточных

                обводненных пластов

Геолого-технические условия (ГТУ), технология РИР,

тампонажные материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Геолого-технические условия 1.1.Приемистость объекта изоляции при нагнетании 0, 6-1, 4 воды, м3/(ч МПа)                                                            1, 4-2, 1                                                                                              > 2.1 + + + + + + + + +
1.2.Планируемая депрессия на продуктивный               < 2 пласт после РИР                                                                2-5                                                                                              > 5 + + + + + + + + +
2. Технология РИР 2.1. Тампонирование под давлением с продавкой состава в пласт без оставления в колонне 1” 1 1 1 1
2.2.Тампонирование под давлением с оставлением моста и после- дующим его разбуриванием + + +’ + 2 2 + 2 2
2.3.Порядок работ при использовании двух тампонажных составов: последовательное закачивание за одну операцию; раздельное закачивание с оставлением на ожидание затвердевания состава +’ +” +’ +” + +’ +” +
2.4.Установка металлических пластырей или «летучек» 2” 3 3

 

 Окончание таблицы 3.

 

Геолого-технические условия (ГТУ), технология РИР,

тампонажные материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7 8 9
3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные материалы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи +”’ +’ 2’ 2” 2” 1” 2”
3.2. Тампонажный портландцемент с добавлением асбеста или другого крупнодисперсного компонента +” 1” 2”
3.3. Тампонажные составы с добавлением органоаэросилов +” +”’ +’ 2” 2” 2” 1” 2”
3.4. Гелеобразующие составы (см. табл. П.3.1) +” 1’ 1’ 1” 1’
3.5. АКОР-2; ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ   +” +” +” +” 1” 1” 1” 2 1”
3.6. Составы на основе ТС-10 и ТСД-9   +’ +’ +’ +” 1’” 1’” 2
3.7. ГТМ-3   +” +” +” +” 1’” 1’” 2 1’”
3.8. Нефтесернокислотные смеси   +” 1” 1” 1” + 1’”

 

 


9 Изоляция водопритоков в перфорированном

интервале продуктивного пласта

(нагнетаемые и контурные воды)

 Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:

приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;

обводненность продукции скважины до РИР.

В зависимости от характера неоднородности продуктивного пласта контурные и нагнетаемые воды могут обводнять наиболее проницаемые интервалы и пропластки перфорированной части пласта.

Опыт РИР в скважинах показывает, что в настоящее время отсутствуют надежные методы и материалы долговечной изоляции прорыва контурных и нагнетаемых вод в условиях отсутствия расчленяющих продуктивный горизонт слабопроницаемых пропластков.

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

Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала по таблице 4: в скважине установлен прорыв нагнетаемых вод в интервале перфорации продуктивного пласта. Обводненность продукции – 96 %. Приемистость объекта изоляции 1, 6 м3/(ч× МПа). Планируемая депрессия после РИР – 5 МПа. Данным условиям соответствует вариант 9. В скважине с указанными условиями проводится тампонирование под давлением без пакера с оставлением моста в колонне и последующим его разбуриванием. В качестве тампонажных составов могут быть использованы гелеобразующие составы, АКОР-2, Продукт 119-204, ТС-10 (ТСД-9) или нефтесернокислотные смеси.




Таблица 4 - Выбор технологических схем и тампонажных материалов при изоляции водопритоков в перфорированном

                интервале продуктивного пласта

 

Геолого-технические условия (ГТУ),

технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1. Геолого-технические условия 1.1Приемистость объекта изоляции при 0, 6-1, 4 нагнетании воды, м3/(ч МПа)                 1, 4-2, 1                                                                        > 2.1 + + + + + + + + + + + + + + + 1.2.Планируемая депрессия на продуктив- < 2 ный пласт после РИР, МПа                    2-8                                                                                              > 8             + + + + + + + + + + + + + + + 1.3.Обводненность продукции сква-     95-100 жины до РИР, %                                    70-95                                                       + + + + + + + + + + + + + + + + + + 2. Технология РИР 2.1.Тампонирование под давлением с оставлением моста в колонне, последующим разбуриванием до требуемой глубины и проведением выборочной перфорации;   без пакера;   с пакером +” +” + + + + + + + + + + + + + 2.2.Тампонирование под давлением без остав-ления моста в колонне в интервале изоляции:   без пакера   с пакером +’ +’ + +

 

Окончание таблицы 4

 

Геолого-технические условия (ГТУ),

технология РИР, материалы

Варианты совокупности ГТУ, технологии и материалов

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи +” +” +” +” 2” 2” 2’ 2’ 3.2.Тампонажные составы на минеральной основе с добавлением асбеста или органоаэросилов +” +” 2’ 3.3.Углеводородные цементные растворы   +” +” +” +”' 3.4.Гелеобразующие составы +’ +” +’ +” 1” 1” +’ 1’ 1’ 3.5.АКОР-2   +’ + +” +’ +” +’ +’ +’ +” 3.6.АКОР-4   +’ +’ +’ +’ 3.7.Суспензия гранулированного магния в нефти   +”' +”' 3.8.Составы на основе ТС-10, ТСД-9   +’” +’” +” +’” +’” +’” 3.9.Нефтесернокислотные смеси   +’” +’” +’” 3.10.Продукт 119-204 (см. приложение 4)   +” +” +” +” +” +” +” +’’

 


Поделиться:



Последнее изменение этой страницы: 2019-04-09; Просмотров: 582; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.045 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь