Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ проблемы восстановления производительности газовых скважин 8
1.1 Особенности восстановления производительности газовых скважин 8
1.2 Анализ эффективности применения жидкостей глушения в условиях аномально-низких пластовых давлений 10
1.3 Анализ эффективности применения кислотных обработок высокотемпературных скважин 16
1.4 Анализ отечественного и зарубежного опыта в области ликвидации межколонных давлений 18
2 Применяемые материалы и методы испытаний 35
3 Исследование и разработка составов технологических жидкостей для глушения газовых скважин 39
3.1 Анализ применения технологических жидкостей с наполнителями для глушения газовых скважин в условиях АНПД 39
3.2 Разработка технологических жидкостей, не содержащих твердую фазу, для глушения газовых скважин в условиях АНПД 41
3.2.1 Разработка жидкости глушения без твердой фазы, обладающей высокими ингибирующими свойствами 41
3.2.2 Разработка биополимерной жидкости глушения без твердой фазы, устойчивой к биодеструкции 49
3,3 Применение жидкостей глушения без твердой фазы, в качестве промывочных жидкостей 59
4 Разработка и исследование кислотных составов для интенсификации притока флюидов высокотемпературных скважин 61
4.1 Исследование ингибиторов коррозии для проведения кислотных 61 обработок высокотемпературных скважин
4.2. Обратные кислотные эмульсии для обработки высокотемпературных скважин
5. Исследование причин возникновения МКД и разработка технологической жидкости для ликвидации МКД в газовых скважинах 68
5.1 Исследование причин возникновения МКД на скважинах Песчано-Уметского ПХГ
5.2 Разработка технологической жидкости для предупреждения и лик видации МКД в процессе строительства и ремонта скважин 78
5.3 Анализ динамики газонасыщенности приповерхностных отложений в приустьевых зонах скважин №№ 126 и 93 Песчано-Уметского ПХГ... 85
6. Результаты опытно-промышленных испытаний разработанных тех нологических жидкостей на газовых месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром» и технологическая оценка их эффективности 99
6.1 Промысловые испытания жидкости для глушения скважин без твердой фазы были проведены на скважине №180 Песчано-Уметского ПХГ и на скважинах № 12601 Ямбургского ГКМ, № 144 Юбилейного НГКМ,№№147, 501,726, 818, 232Медвежьего ГКМ 99
6.2 Опробование технологии ликвидации МКД с привлечением вязко-упругого состава было проведено на скважинах № 87, 93, 126, 142, 180, 200, 399 Песчано-Уметского ПХГ, Елшанского ПХГ (№№ 399, 472), Степновском ПХГ(№ 129) 99
6.3 Оценка эффективности применения разработок 105
Общие выводы 106
Список использованных источников 107
- Особенности восстановления производительности газовых скважин
- Анализ применения технологических жидкостей с наполнителями для глушения газовых скважин в условиях АНПД
- Исследование ингибиторов коррозии для проведения кислотных 61 обработок высокотемпературных скважин
- Исследование причин возникновения МКД на скважинах Песчано-Уметского ПХГ
Введение к работе
Актуальность работы.
Одной из основных причин потери продуктивности скважин с аномально низкими пластовыми давлениями на месторождениях и подземных хранилищ газа (ПХГ) с большой мощностью высокопроницаемых продуктивных пластов является необоснованный подход к применению технологических жидкостей без учета их физико-химических характеристик. Поэтому разработка составов технологических жидкостей для глушения с временным блокированием приза-бойной зоны в процессе заканчивания, освоения и ремонта скважин, предотвращающих загрязнение призабойной зоны высокопроницаемых пластов, является актуальной проблемой для многих месторождений и подземных хранилищ газа.
Наиболее остро стоит проблема предупреждений и ликвидации межколонных давлений (МКД) в процессе строительства и ремонта скважин, которые возникают из-за некачественного цементирования, перфорации и режимов эксплуатации скважин. Применяемые в настоящее время технологии обеспечивают снижение величины МКД в 2-4 по сравнению с начальной величиной, что недостаточно. Кроме того, применение ряда технологий приводит к обеспечению эффективной изоляции на весьма короткий срок.
Совершенствование технологий по предупреждению и ликвидации межколонных давлений в процессе строительства и ремонта скважин являются приоритетными задачами научных исследований в нефтегазовой промышленности.
Данная работа посвящена решению обозначенных выше проблем.
Цель диссертационной работы. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов, освоения и проведения работ по предупреждению и ликвидации межколонных давлений в газовых скважинах путем создания эффективных технологий и технологических жидкостей.
5 Основные задачи работы.
Анализ причин возникновения и разработка методов предупреждений и ликвидации межколонных давлений (МКД) в процессе строительства и ремонта скважин.
Анализ применения технологических жидкостей с наполнителями для глушения скважин.
Разработка эффективных технологических жидкостей без твердой фазы с улучшенными физико-механическими свойствами для глушения скважин.
Разработка составов солянокислотных эмульсий и выбор эффективных ингибиторов для проведения работ по интенсификации притока флюидов.
Практическая реализация разработок и оценка их эффективности:
Научная новизна.
1. Экспериментально и теоретически обоснована возможность примене
ния реагента «MKG» коагулянт катионный в качестве ингибитора набухания
глин в составе жидкости глушения. На уровне изобретения предложена жид
кость для глушения скважин без твердой фазы, обладающая высокими ингиби-
рующими свойствами по отношению к глинистым минералам.
2. Экспериментально обоснована возможность применения реагента
Морпен в качестве биоцида в составе жидкости глушения. На уровне изобрете
ния предложена биополимерная жидкость для глушения скважин, не подвер
гающаяся биологическому разрушению в течение длительного времени.
Экспериментально выявлена высокая ингибирующая и эмульгирующая способность реагентов, выпускаемых под маркой ВНПП; подобраны эффективные ингибиторы коррозии, обеспечивающие защиту металлической поверхности при воздействии высоких температур.
Впервые установлена высокая герметизирующая способность вспененного вязкоупругого состава на полимерной основе с газообразующими добавками для предупреждений и ликвидации межколонных давлений (МКД) в процессе строительства и ремонта скважин.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Для сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов после деблокирования в условиях аномально низких пластовых давлений разработаны технологические жидкости без твердой фазы для глушения газовых скважин (Патент РФ № 2314331, Патент РФ № 2345114).
Разработаны солянокислотные инвертные эмульсии для проведения работ по интенсификации притока флюидов высокотемпературных скважин, продуктивные пласты которых представлены карбонатными породами.
Разработан вязкоупругий состав для предупреждений и ликвидации межколонных давлений (МКД) в процессе строительства и ремонта скважин.
Технологическая жидкость без твердой фазы для глушения скважин внедрена на Медвежьем, Юбилейном и Ямбургском газоконденсатных месторождениях и Песчано-Уметском ПХГ, технология предупреждений и ликвидации МКД в процессе строительства и ремонта скважин прошли успешные испытания и внедрена на Песчано-Уметском, Елшанском и Степновском ПХГ.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на V международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти», посвященной 45-ти летию основания СЕВКАВНИПИГАЗ (г. Кисловодск, 15-19 октября 2007 г.); VI международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти», (г. Кисловодск, 22 - 27 сентября 2008 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 4 работы в рецензируемых научно-технических журналах, 2 патента РФ на изобретение.
, Структура и объем работы. Диссертация изложена на 121 страницах машинописного текста, включает 18 рисунков и 17 таблиц. Работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка использованных источников из 76 наименований.
7 В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями доктора технических наук, профессора A.M. Гусмана, доктора технических наук, профессора С.А. Ширин-Заде и. Автор выражает признательность коллегам по работе: М.Н. Пономаренко, Д.В. Воропаеву, Т.А. Липчанской, А.А. Перейме, А.П. Зубареву, А.А. Енгибаряну, Д.В. Пшеничному, Р.С. Никитину и многим другим, оказавшим помощь в работе над диссертацией.
Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору технических наук Г.С. Оганову, доктору технических наук, профессору Р.А. Гасумову., кандидату химических наук С.Н. Мохову, Р.Н. Каллаевой.
Особенности восстановления производительности газовых скважин
Основными методами борьбы с межколонными газоперетоками на месторождениях являются [1]: — проведение исправительных цементажей с целью герметизации путей миграции газа из продуктивных пластов по заколонному пространству; — обработка внутренних поверхностей эксплуатационных колонн высоковязкими и твердеющими составами с целью герметизации резьбовых соединений; — закачка в зону башмака эксплуатационных колонн высоковязких составов, а также жидкостей с кольматирующими наполнителями; — нагнетание технологических растворов (или воды) в межтрубное пространство для пропитки (насыщения) негерметичного цементного камня; — устранение пропусков газа в обвязках колонных головок; — оснащение скважин подземным оборудованием и заполнение затрубно-го пространства вязкими жидкостями-герметизаторами.
Проведенный анализ опыта восстановления производительности газовых скважин показал, что существующие технологии во многих случаях не удовлетворяют в полном объёме техническим требованиям, предъявляемым к качеству их строительства.
Применение указанных технологий ликвидации МКД не всегда эффективно, что связано со сложностями диагностики причин межколонных и зако-лонных газоперетоков, а также необходимостью разработки технологических жидкостей, обеспечивающих надежное блокирование путей перетоков газа, применительно к конкретным геолого-технологическим условиям. В процессе проведения ремонтных работ в газовых скважинах продуктивные пласты подвергаются воздействию жидкостей глушения. Согласно современным требованиям, для предупреждения газопроявлений эти работы должны проводиться при гидростатическом давлении на забой на 5 - 10 % превышающем проектные пластовые. Нередки случаи, когда репрессии на пласт значительно превышают эту величину. Снижение проницаемости продуктивных пластов происходит в результате закупорки фильтрационных каналов твердой фазой и фильтратом жидкостей глушения, набухания глинистого материала пласта, образования нерастворимых соединений (в первую очередь карбонатов, сульфатов, сульфидов) и выпадения их в осадок в поровом пространстве коллектора. Для удаления кольматантов требуется проведение работ по интенсификации притока флюидов (кислотных обработок). Необходимо подчеркнуть, что применяемые составы на основе ингибированной соляной кислоты и замедлителей реакции кислотного раствора с породой для глубокой направленной кислотной обработки высокотемпературных трещиноватых коллекторов и коллекторов с большой проницаемостью в целом ряде случаев не достаточно эффективны.
Проведенный анализ работ, посвященных изучению повышения производительности газовых скважин в различных горно-геологических условиях, позволяет обобщить теоретические и практические данные исследований, а также наметить основные мероприятия за счет совершенствования: - рецептур технологических жидкостей для глушения скважин в условиях АНПД, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта; - рецептур кислотных растворов для интенсификации притока высокотемпературных скважин; - рецептур технологических жидкостей для ликвидации межколонных давлений.
Проведение РВР обязательно сопровождается временным блокированием скважины. Данная операция не проводится при привлечении к РВР колтюбин-говой установки, однако широкого применения данная прогрессивная технология еще не получила, главным образом из-за высокой стоимости установки.
Рациональный выбор жидкости глушения осуществляют с учетом горногеологических и технических условий работы скважин, что способствует разработке различных мероприятий по предупреждению таких осложнений, как поглощение жидкости глушения продуктивным пластом, нефтегазопроявления, снижение продуктивности скважин в послеремонтныи период, коррозионное разрушение подземного оборудования и др. [2].
Жидкость глушения должна отвечать следующим требованиям [2]: — плотность ее должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт; — быть технологичной в приготовлении и использовании; — должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта; — не быть коррозионно-агрессивной к металлу обсадных труб, элементам технологического оборудования; — не должна оказывать влияния на показатели геофизических исследований в скважине; — не ухудшать коллекторских свойств продуктивных пластов при проведении перфорационных работ; — должна быть совместима с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважины; — должна быть термостабильной в конкретных условиях ее применения; — технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин; — быть пожаро- и взрывобезопасной. Ниже приведены некоторые составы жидкостей глушения, предлагаемые для глушения скважин. Известна жидкость для глушения скважины без твердой фазы, рецептура которой включает карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), поверхностно — активное вещество, технический глицерин, моноэтаноламид [3].
Анализ применения технологических жидкостей с наполнителями для глушения газовых скважин в условиях АНПД
Одной из основных причин потери продуктивности скважин является необоснованный подход к применению технологических жидкостей для глушения скважин. Использование технологических жидкостей без учета их физико-химической характеристики и геолого-физических особенностей коллекторов приводит к ухудшению ФЕС последних, резкому снижению производительности скважин.
Влияние жидкостей, применяемых для временного блокирования продуктивных пластов в процессе ремонтно-восстановительных работ, на производительность скважин с АНПД показано на примере скважин Вынгапуровского месторождения (таблица 2) [62].
В качестве жидкости глушения использовались инвертно-меловая дисперсия (ИМД), вязкий (г)усл = 300 с) глинистый раствор с опилками или без них, комбинации этих жидкостей глушения с различным соотношением ингредиентов, а также разработанные в ОАО «СевКавНИПИгаз» пеноэмульсионные системы (ПЭС) с торфяными наполнителями или без них.
Потеря дебитов скважин в результате снижения проницаемости приза-бойной зоны объясняется как поглощением применяемых жидкостей глушение, так и частичной задавкой цементного раствора в пласт (отсечением части пласта) при проведении ремонтно-изоляционных работ, что свидетельствует о низкой блокирующей способности этих жидкостей глушения. К их недостаткам можно отнести также неустойчивость к воздействию низких температур, ограничивающую возможность применения в зимний период.
При использовании в качестве жидкостей глушения ПЭС с торфяными наполнителями, разработанными ОАО «СевКавНИПИгаз» (торфощелочным (ТЩН) или из модифицированного щелочной и полимерной добавками торфа (МТН)), снижения дебитов скважин Вынгапуровского газового месторождения после проведения РВР практически не наблюдалось. Сроки освоения скважин и выхода на доремонтный режим эксплуатации сокращались в среднем до 15-30 сут.
Снижение продуктивности скважин при глушении их глинистым раствором или ИМД обусловлено частичной кольматацией порового пространства пласта твердой фазой применяемых растворов. При использовании ПЭС с торфяным наполнителем, работающей по принципу «обратного клапана», происходит некоторое снижение проницаемости продуктивного пласта. Согласно лабораторным исследованиям, коэффициент восстановления проницаемости составляет 90 — 96 %.
Известно [63], что ведение твердых наполнителей в промывочные жидкости усиливает неньютоновские аномалии и кольматирующие качества даже в сравнительно больших узких зазорах, что связано с возникновением двух сопряженных структур. Механизм формирования подобных структур по Ребин-деру имеет сугубо поверхностную природу. Модифицированный кольматант в данном случае является источником дополнительных адсорбционных центров, усиливающих прочность надмолекулярной структуры раствора в поровом канале.
Анализ результатов применения жидкостей глушения с твердыми наполнителями показывает, что неизбежно происходит кольматация призабойной зоны скважины, вследствие чего необходимо разрабатывать жидкости глушения, не содержащие твердой фазы, но оказывающие минимальное воздействие на фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.
В процессе глушения газовых, газоконденсатных скважин с пластовым давлением, равным или ниже гидростатическому, происходит интенсивное нарушение коллекторских свойств продуктивного пласта, снижение производительности скважин. Основные требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин, следующие: - максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта; - технологические свойства должны быть регулируемы в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин; - плотность жидкости для глушения скважин должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт; - должны быть обеспечены взрыво- и пожаробезопасность. При условии использования в зимнее время, жидкость для глушения скважин должна быть и морозостойкой.
В качестве основы жидкостей глушения нами выбраны полисахаридные реагенты, которые имеют необходимые реологические характеристики. Из числа данных реагентов нами выбраны сульфацелл и биополимеры ксантанового ряда - SEANECU и МС Bioxan.
Практическая ценность полисахаридов определяется прежде всего их способностью в малых концентрациях резко менять реологические свойства водных систем [64]. В таблице приведены реологические свойства полисахаридных реагентов Bioxan и Сульфацелл. Сульфацелл по химической природе представляет собой простой эфир целлюлозы, содержащий неионогенные гидроксильные группы. Продукт получают по реакции взаимодействия активированной целлюлозы с этиленоксидом. Биополимер ксантановой смолы представляет собой микробный экзополисахарид, продуцируемый бактериями Xantomonas campestris [65].
В таблице 3 представлены результаты определения влияния полимеров на вязкость водной фазы с использованием реовискозиметра Brookiield LVT. Для оценки влияния полимеров на вязкость водной фазы применяли указанные биополимеры 0,4%-ной концентрации, а Сульфацелл - 2%-ной. Дисперсии полисахаридов готовили из сухих гранулированных порошков путем растворения в воде при перемешивании на лабораторной мешалке [65].
Исследование ингибиторов коррозии для проведения кислотных 61 обработок высокотемпературных скважин
На стадии завершающей разработки газовых месторождений резко возрастают требования к качеству проводимых ремонтных работ и мероприятий по восстановлению производительности скважин, так как одной из основных задач в этот период является поддержание темпов добычи газа и повышение газоотдачи продуктивных пластов разрабатываемых месторождений.
Одним из наиболее часто применяющихся методов интенсифика-циии притока флюидов является кислотная обработка скважин, проводимая с помощью ингибированных растворов соляной кислоты или обратных кислотных эмульсий.
В настоящее время для кислотных обработок скважин месторождений и ГГХГ с забойными температурами от 40 до 55 С в качестве ингибитора коррозии применяется уротропин (гексаметилентетрамин), который хорошо растворяется в кислотных растворах и не образует осадка в отработанных растворах. Результаты коррозионных испытаний кислотных растворов представлены в таблице 10 [69].
На стадии завершающей разработки газовых месторождений резко возрастают требования к качеству проводимых ремонтных работ и мероприятий по восстановлению производительности скважин, так как одной из основных задач в этот период является поддержание темпов добычи газа и повышение газоотдачи продуктивных пластов разрабатываемых месторождений.
Одним из наиболее часто применяющихся методов интенсификациии притока флюидов является обработка скважин растворами кислот различной концентрации. В то же время для глубокой направленной кислотной обработки трещиноватых коллекторов и коллекторов с большой проницаемостью применяются технологии, основанные на применении обратных кислотных эмульсий. При этом соляная кислота находится внутри мельчайших капель дисперсной фазы и прямого контакта с породой не происходит, взаимодействие происходит после разрушения эмульсии.
Нами исследовались свойства обратных кислотных эмульсий, стабилизированными эмульгаторами-ингибиторами, производимыми под общим названием ВНПП [72].
Нами в качестве эмульгаторов-ингибиторов использовались реагенты ВНПП-ЭМ марки А и ВНПП-ЭМ марки Б, которые производятся на основе жирных кислот с добавлением ингибитора коррозии. Реагент марки А отличается от реагента марки Б содержанием воды и жирных кислот.
В качестве углеводородной фазы для приготовления обратных кислотных эмульсий использовался углеводородный растворитель парафинового ряда (дизельное топливо).
Эксперименты по исследованию скорости растворения породы и скорости коррозии стали проводились при температуре 80 С; в качестве образцов породы были взяты образцы керна Елшано-Курдюмовского ПХГ; в качестве образцов стали были взяты образцы стали марки К.
Определялись следующие технологические параметры: количество выделившейся углеводородной фазы над эмульсией после термостатирова-ния; скорость растворения породы и скорость коррозии образцов стали в кислотных эмульсиях. Результаты приведены в таблице 11.
Из таблицы 11 следует, что обе кислотные эмульсии достаточно эффективны: при более высокой скорости растворения карбонатной породы, эмульсия, стабилизированная эмульгатором ВНПП-ЭМ марки Б, обеспечивает меньший уровень коррозии, по сравнению с эмульсией, стабилизированной эмульгатором ВНПП-ЭМ марки А. Обе эмульсии достаточно устойчивы, после термостатирования выделяется около 5 % углеводородной фазы. Таким образом, показана возможность применения обратных кислотных эмульсий, стабилизированных эмульгаторами-ингибиторами, производимыми под общим названием ВНПП. Из рисунка 5 видно, что наименьшая скорость реакции наблюдается при применении кислотной эмульсии или пенокислоты. Применение замедлителей, вводимых в раствор соляной кислоты, не столь резко замедляет реакцию растворения карбонатной породы. Введение реагентов-замедлителей в раствор соляной кислоты снижает скорость растворения породы в 4-5 раз, применение кислотных эмульсий и пенокислоты позволяет снизить скорость растворения в 80 раз.
На следующем этапе нами изучена коррозионная активность различных кислотных составов, а именно пенокислоты [73], кислотной эмульсии, приготовленной на основе ингибитора коррозии ВНПП-ЭМ марки Б (I) и кислотной эмульсии одного из отечественных предприятий (П) (рисунок 6).
Исследование причин возникновения МКД на скважинах Песчано-Уметского ПХГ
В скважине № 126 в течение всего периода наблюдения отмечалось наличие МКД между 168x245, 245x324 мм колоннами. По данным замеров перед проведением изоляционных работ в скважине межколонные давления между 168x245 мм незначительны, между 245x324 мм колоннами составляют 2 МПа. Исследование причин возникновения МКД на данной скважине показывает следующее. По данным термометрии (рис. 9), в процессе стравливания МКД признаки движения флюидов по заколонному пространству отмечаются в интервале глубин 0 — 228,9 м, в интервале глубин 672,8-756,0 м отмечаются аномальные изменения теплового поля, характерные для связи коллекторов по заколонному пространству. По данным термометрии (рис. 2), в интервале глубин 686,0-765,8 м отмечаются аномальные изменения теплового поля, обусловленные, вероятно, процессом перераспределения флюида по пустотам в цементном камне в интервале залегания пластов-коллекторов мелекесского и черемшано-прикамского горизонтов.
По данным ГИС, в интервале глубин 3,6-43,6 м отмечается зона загазованности заколонного пространства. По данным НТК (рис. 9), в интервале глубин 43,6-222,0 м интенсивность нейтронных параметров разреза выше средних по площади. По данным временных замеров в интервале 43,6-222,0 м отмечаются незначительные по интенсивности колебания Інгк. Такие изменения характерны для заполнения газом трещин в цементном камне при малом объеме последних и могут указывать интервал переноса газа из коллекторов мячков-ского горизонта в интервал загазованности заколонного пространства (зону накопления).
По данным ГИС-бурения пласт мячковского горизонта в интервалах глубин 222,4-228,9 м имеет геофизические характеристики коллектора с возможно остаточной продуктивностью. По данным ГИС-контроль пласт характеризуется как газонасыщенный коллектор. Наибольшая интенсивность нейтронных параметров коллектора отмечается в интервале глубин 227,0 -228,9 м.
Для предупреждений и ликвидации межколонных давлений (МКД) в процессе строительства и капитального ремонта скважин разработана технология, основанная на применении вязкоупругих составов (ВУС) [75, 76]. Эти композиции, в результате поликонденсации исходных продуктов, обладают промежуточными свойствами между растворами полимеров и резиноподобны-ми телами. Благодаря пространственной сетке, образованной координационными связями, для них характерны конечные упругие деформации, обуславливающие целый комплекс вязкоупругих аномалий, использование которых и представляет интерес в процессе ликвидации межколонных давлений (МКД) в при строительства и ремонте скважин.
Технический результат, который получен нами при реализации предлагаемого изобретения сводится к следующему: повышается эффективность проведения изоляционных работ в скважинах с использованием ВУС с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим проникновение состава в пористую среду, повышенной адгезией к металлу труб и прочностью образующегося геля, более полным насыщением зоны изоляции ВУС за счет увеличения его объема, происходящего в результате интенсивного газовыделения.
Технический результат достигается с помощью ВУС для изоляционных работ в скважинах, содержащего поливиниловый спирт, кремнийорганическую жидкость, алюминийсодержащую добавку и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит триэтаноламинтитанат (ТЭАТ-1), а в качестве крем-нийорганической жидкости - водно-спиртовые растворы этилсиликоната натрия - ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия - ГКЖ-11, в качестве алюминий-содержащей добавки - пудру алюминиевую при следующем соотношении ингредиентов, мае. % :
Анализ научно-технической литературы показал, что наибольшей прочностью отличаются вязкоупругие составы на основе поливинилового спирта, сшитого ионами поливалентных металлов. Нами в качестве металла-сшивателя был выбран титан, который образует прочные структуры с молекулами поливинилового спирта.
В процессе поликонденсации образуется пространственный сетчатый каркас, ячейки которого заполнены иммобилизированной водой, что обуславливает высокие прочностные характеристики ВУС. Высокие прочностные характеристики позволяют добиться полной закупорки пор изолируемого пласта, повышается эффективность проведения изоляционных работ в скважинах
ВУС характеризуется повышенной адгезией к металлу труб, что обусловлено следующим: поливиниловый спирт и ТЭАТ-1 являются ярко выраженными гидрофильными соединениями, которые хорошо смачивают металлическую поверхность труб, обладающую также гидрофильными свойствами, в результате чего обеспечивается тесный контакт между молекулами и функциональными группами молекул поливинилового спирта, ТЭАТ-1 и металла. Далее происходит непосредственное взаимодействие сшиваемого полимера и поверхности металла, которое обусловлено различными силами — от Ван—дер-ваальсовских до химических. Такое межмолекулярное взаимодействие контактирующих фаз приводит к повышенной адгезии, что соответствует минимальной межфазной энергии. Протекание описанных процессов приводит к образованию прочного флюидонепроницаемого герметизирующего каркаса, надежно сцепленного с поверхностью труб, ликвидирующего межколонные газопроявления.
Приведенная реакция поликонденсации поливинилового спирта и ТЭАТ-1 протекает медленно, так как одновременно протекает реакция гидролиза три-этаноламинтитаната. При этом образуются смешанные гидроксоаквакомплек-сы, которые затем вступают в реакцию с гидроксильными группами ПВС. Процесс гелеобразования протекает не мгновенно, а с низкой скоростью, зависящей от концентрации ПВС и концентрации ТЭАТ-1, введенных в раствор. Для регулирования времени гелеобразования смеси поливинилового спирта и ТЭАТ-1 в нее добавляют ГКЖ-10 или ГКЖ-11. В результате добавки ГКЖ-10 или ГКЖ-11 временем гелеобразования системы можно управлять. Время гелеобразования находится в интервале от 60 минут до 90 минут. Указанное время обеспечивает проникновение ВУС в пористую среду и достаточно для приготовления и закачки ВУС при проведении изоляционных работ в скважинах.
Гидроксид натрия вступает в реакцию с триэтаноламинтитанатом, при этом образуются активные молекулы гидроксида титана (IV), которые легко вступают в реакцию поликонденсации с гидроксильными группами ПВС. (С6Н120зК)4Тіз + 12 NaOH -+ 3 Ті(ОН)4 + 4 C6H1203NNa3. Образовавшаяся натриевая соль триэтаноламина мгновенно гидролизует-ся, как и все алкоголяты щелочных металлов. C6H1203NNa3 + Н20 - C6H1503N + 3 NaOH.
