Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 К вопросу об изоляции водопритоков в нефтяные и газовые скважины (литературный обзор).
1.1. Моделирование процессов, происходящих при изоляции гелеобразующими композициями водопритоков в скважины 13
1.2. Современные технологии изоляции водопритоков в нефтяные и газовые скважины 16
1.3. Изоляция неорганическими гелями 22
1.4. Применение биополимеров для ремонтно-изоляционных работ 31
1.5. Применение реагентов на основе полиакриламида для изоляции водопритоков 34
1.6. Применение полиуретановьгх композиций для водоизоля-ционных работ 40
1.7. Применение гипано - кислотных обработок для снижения обводнённости скважин 43
1.8. Применение кремнийорганических составов (кос) для ремонтно-изоляционных работ (рир) 48
1.9. Цель работы, задачи исследований и пути их решения 59
Глава 2 Лабораторное исследование тампонирующих систем на основе дисперсии силиката натрия 60
2.1. Методика распределения водоизоляционных составов (вис) в пористой среде 60
2.2. Методика определения прочности на сжатие образцов силикатированного песка 61
2.3. Полученные результаты испытаний по распределению водоизолирующего состава 66
2.4. Реологические свойства дисперсии силиката натрия до и после контакта с отвердителем при различных температурах 68
2.5. Распределение дисперсии силиката натрия в пористой среде 69
2.6. Скорость и радиус поступления водоизолирующего состава в пористую среду 72
2.7. Прочностные характеристики тампонированных материалов76
2.8. Прочность материалов тампонированных силикатными системами 77
2.9. Приём увеличения прочности материалов, тампонированных силикатными системами 80
Глава 3. Технологии изоляции водопритоков в нефтяные и газовые скважины 82
3.1. Технологические приёмы при различном расположении продуктивных горизонтов и обводнённых пластов 82
3.1.1. При подошвенном обводнении 84
3.1.2.При залегании водоносного пласта над нефтеносным 85
3.1.3. При залегании водоносного пласта .между нефтеносными .. 86
3.1.4. В обсаженной скважине 87
3.2. Оборудование, используемое для проведения рир системами на основе суспензии силиката натрия 88
3.2.1. Схема обвязки устья скважины при рир 89
3.2.2. Порядок проведения технологического процесса 90
3.2.3. Техника безопасности проведении обработок скважин 93
3.2.4 подготовка реагентов для приготовления водной дисперсии силиката натрия 97
3.3. Селективная изоляция водопритоков в нефтяные скважины неводными композициями на основе поливинилбутиральных смол 98
3.3.1. Требования, предъявляемые к технологическому процессу 99
3.3.2. Материалы для приготовления вис на основе неводных растворов поливинилбутираля (пвб) 101
3.3.3. Аппараты для производства тампонирующего материала 104
3.3.4. Технология приготовления композиции 104
3.3.5. Удельная норма расхода сырья и реагентов на одну тонну тампонирующего материала 105
Опытно-промышленные испытания и результаты внедрения разработанных технологий ... 107
4.1. Ремонтно - изоляционные работы на скважинах № 826, № 843, № 840 месторождения «северный малгобек» 107
4.1. Ремонтно - изоляционные работы на скважине № 931 Месторождения «северный малгобек» 111
Выводы: 115
Список использованной литературы
- Современные технологии изоляции водопритоков в нефтяные и газовые скважины
- Методика определения прочности на сжатие образцов силикатированного песка
- При залегании водоносного пласта .между нефтеносными
- Ремонтно - изоляционные работы на скважине № 931 Месторождения «северный малгобек»
Введение к работе
Актуальность проблемы
Обводненность продукции в целом по нефтяной промышленности России неуклонно растет: к настоящему времени она достигла 83 % и продолжает прогрессивно увеличиваться. Обводненные скважины активно пополняют бездействующий фонд, который в настоящее время составляет 35 % общего фонда, а по отдельным месторождениям - 40-50%. Среди них значительную долю составляют скважины, обводнившиеся до нерентабельной добычи, в том числе и только что вышедшие из бурения.
Анализ разработок месторождений показывает, что основную долю периода эксплуатации залежи составляет водный период. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15-20% и более, что приводит к увеличению темпов обводнения разрабатываемых месторождений и сокращению сроков их безводной эксплуатации.
Естественное ухудшение структуры и качества запасов нефти, прогрессирующее обводнение и истощение многих месторождений, а также уменьшение доли крупных высокопродуктивных залежей в общем количестве месторождений, вводимых в разработку, предъявляют повышенные требования к строительству скважин и уделение особого внимания к их заканчиванию.
Подготовка скважин к безводной эксплуатации путем улучшения качества их строительства играет немаловажную, а часто и определяющую роль. На месторождениях, где вследствие литологии пласта добыча углеводородов неизбежно будет сопровождаться добычей воды, проведение работ, предупреждающих водопроявление, позволит продлить безводный или маловодный период работы скважин и эксплуатировать их более рентабельно.
Используемые в настоящее время методы строительства скважин не обеспечивают долговременности их эффективной эксплуатации. Из анализа литературных источников видно, что вопросы водоизоляции изучаются главным образом на поздних стадиях разработки месторождений, причем при невысоких показателях успешности.
Одним из путей решения проблемы преждевременного обводнения скважин является разработка новых эффективных технологий строительства путем надежного тампонирования каналов поступления воды, не снижая продуктивности скважин.
Таким образом, в диссертационной работе изучена чрезвычайно важная проблема продления безводного периода эксплуатации скважин в условиях близкого залегания водоносных горизонтов.
Цель работы
Разработка технологии водоизоляционных работ на поздних стадиях эксплуатации скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов для продления безводного периода работы скважин.
При этом решались следующие задачи:
-
Выбор водоизолирующего состава (ВИС), максимально отвечающего требованиям проведения предупреждающих водоизоляционных работ на поздних стадиях эксплуатации скважин.
-
Экспериментальные (лабораторные) исследования физико-химических и эксплуатационных свойств водоизолирующего состава.
-
Разработка технологических приемов водоизоляционных работ на поздних стадиях эксплуатации скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов.
-
Практическое использование разработанной технологии на скважинах НГДУ «Малгобекнефть».
Методы исследований
Для решения поставленных задач проведен комплекс теоретических и лабораторных исследований, стендовых испытаний, сделан анализ и обобщение полученных результатов. Разработаны методы установки водоизолирующего экрана в открытом и обсаженном стволах, произведена апробация разработанной технологии на скважинах.
Научная новизна
1. Установлена зависимость скоростей фильтрации ВИС на основе дисперсии силиката натрия в воде от характера насыщения пористых сред (вода, нефть) при прочих одинаковых условиях. Определено, что скорость поступления ВИС в водонасыщенную среду в 3,7 раза больше чем в нефтенасыщенную: Св = 3,7 Сн. На основании этой зависимости получена формула радиуса проникновения ВИС в водонасыщенный пласт: Rв = (3,7 Rн2 -2,4 Rс2)1/2, позволяющая рассчитать требуемые объемы ВИС с максимальным сохранением продуктивности пласта по нефти.
-
Определен характер распределения ВИС в пористой среде в зависимости от ее насыщения (вода, нефть). Экспериментально установлено, что равномерное распределение ВИС происходит при перепадах давления не более 0,3-0,4 МПа. Дальнейшее увеличение перепада давления приводит к образованию зон прорыва ВИС и нарушению сплошности водоизолирующего экрана.
-
Предложен метод изоляции водопритоков в нефтяные и газовые скважины закачкой дисперсии твёрдого силиката натрия (силикат глыбы) с силикатным модулем ниже 2 в растворе гидроксида натрия непосредственно в пласт. Описанных условий достаточно для продолжения процесса образования жидкого стекла. При этом твёрдый силикат натрия не обладает реакционной способностью в течение времени растворения (4-8 часов).
-
Определены прочностные характеристики модельных образцов песчаника, просиликатированных с отверждением поливалентными катионами, обладающими высокой поляризующей способностью. Изучение кинетики отверждения ВИС позволяет определить время остановки процесса закачивания и процесса тампонирования (отверждения), время пуска скважины в освоение.
Практическая значимость работы
-
Разработаны технологические схемы водоизоляционных работ для различных геологических условий с целью предупреждения водопритока на поздних стадиях эксплуатации скважин.
-
Обосновано применение водоизолирующего материала на основе дисперсии силиката натрия в воде с позиций его химической природы и свойств для водоизоляционных работ.
-
Полученные результаты исследований успешно внедрены на скважинах на поздних стадиях разработки. Показано, что изоляция водопритоков в скважины снижает обводнённость продукции и увеличивает дебит нефти.
Достоверность и обоснованность научных положений и выводов обеспечены современными методами и средствами исследований, использованием статистических методов обработки информации, подтверждением теоретических положений экспериментальными данными, а также двумя патентами на способы изоляции водопритоков в нефтегазовые скважины.
Личный вклад автора заключается в анализе поставленной проблемы, формулировке и выполнении задач исследований, нахождении теоретических и экспериментальных решений, внедрении разработанных технологий на скважинах месторождения «Северный Малгобек», анализе полученных им результатов и формулировке выводов проведённых исследований.
Основные положения, выносимые на защиту:
-
Обоснование применения водоизолирующего материала на основе дисперсии силиката натрия в воде с позиций его химической природы и свойств для водоизоляционных работ на поздних стадиях эксплуатации скважин
-
Результаты изучения характера распределения предлагаемого ВИС в пласте с различными насыщающими флюидами и факторов, оказывающих на это влияние.
-
Влияние присутствия поливалентых катионов с большим значением поляризующей способности на прочности тампонированных материалов.
-
Результаты проведенных ремонтно-изоляционных работ на скважинах № 826, № 843, № 840, № 931 месторождения «Северный Малгобек».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы доложены на 5-ти международных и всероссийских научно-практических конференциях. В полном объеме работа доложена и обсуждена на расширенном заседании научно-технического Совета ОАО «Ингушнефтегазпром».
Публикации
По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ. Из них 5 статей, 5 тезисов докладов и 2 патента.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов. Работа изложена на 134 страницах машинописного текста, содержит 17 таблиц, 15 рисунков, список литературы из 110 наименований.
Современные технологии изоляции водопритоков в нефтяные и газовые скважины
В работе [87] рассматривается математическое моделирование процессов, происходящих при изоляции водопритотоков гелеобразующей композицией «Азимут-Z», которая состоит из алюмосиликатов, растворенных в соляной кислоте. Процесс гелеобразования композиции начинается по мере нейтрализации кислоты в растворе: при растворении алюмосиликатов вязкость композиции невелика и мало отличается от вязкости воды, после полного растворения и гелеобразования состав имеет достаточно высокую эффективную вязкость (более 100 сПз) и проявляет выраженные пластические свойства (начальное напряжение сдвига составляет около 100 Па). Таким образом, моделирование закачки гелеобразующей композиции описывается в рамках однофазной фильтрации. Считают [80], что течение жидкости в призабойной зоне скважины является радиальным, а что водоносный пропласток или интервал конуса подошвенной воды является однородным по проницаемости и пористости. Тогда новизна и основные характеристики модели проявляются на этапе моделирования процессов при пуске скважины с установленным гелевым барьером. Процесс установления стационарного распределения геля описывается двухфазной фильтрацией воды (ньютоновской жидкости) и геля (пластической жидкости), изученность которой далека от завершенности. Обычно исследуются стационарные, установившиеся распределения пластической жидкости в пласте [78, 39, 25]. В работе [39] разработана теория движения двухфазной жидкости (воды и нефти), где нефть обладает пластическими свойствами. В этой работе большинство решений также получено для стационарного случая распределения целиков неподвижной нефти в пласте. Такие распределения целиков названы предельно равновесными. Рассматривают установившуюся фильтрацию воды в призабойной зоне скважины через стационарный гелевый барьер. Жидкости (воду и гель) считают несжимаемыми и не реагирующими, скелет пористой среды примем недеформируемым. При радиальной фильтрации градиент давления возрастает с расстоянием от скважины, поэтому часть геля, находящегося в зоне, где градиент давления больше предельного значения (grad р G), будет выноситься обратно в скважину. Предельный градиент давления для пластических жидкостей введен A.M. Мирзаджанзаде [59, 24] и определяется из соображений размерности как G = (а-т0)/ (к , где а безразмерный эмпирический коэффициент (а 0.01); к0 - абсолютная проницаемость пористой среды.; т0 - предельное напряжение сдвига. Такой процесс описывается уравнением сохранения массы движущейся воды и законом Дарси: IA(,.(1_a)m)j=o; m(1_flKi=_M r or /,i0 dr (l)
Здесь m - пористость коллектора; a - объемная концентрация геля в пористой среде; vw - среднемассовая скорость воды; к0 - абсолютная проницаемость коллектора; (i0 - динамическая вязкость воды; kw -безразмерная относительная фазовая проницаемость по воде. Связь между концентрацией геля и абсолютной проницаемостью пористой среды задается обобщенным законом Козени-Кармана [5]
В соотношении (2) к0 и то - проницаемость и пористость определены как начальные параметры среды; к - проницаемость однотипной породы обладающей пористостью т. Если же рассматривать пористую среду, заполненную неподвижным гелем с концентрацией а , то под величиной к следует понимать проницаемость модифицированной среды для подвижной водной фазы, для классического случая значение показателя п равно 3 (в дальнейшем это значение используется в расчетах). Для полярных жидкостей, таких как нефть и вода, в работе [87] рассматривается зависимость предельного градиента давления от насыщенности вязкопластической фазы. Так как гель на 60-80 % состоит из воды, то межфазное взаимодействие с водной фазой минимальное. Поэтому в данной работе величина G принимается зависящей только от исходного значения абсолютной проницаемости пористой среды ( к0 ) и свойств самой пластической жидкости (т0).
Большая часть нефтяных и газовых месторождений находится в поздней стадии разработки. Для них характерно низкое давление продуктивного пласта и высокое значение обводнённости, составляющая порой более 90%. Это приводит к падению дебитов по нефти и увеличивает количество попутно добываемой воды. Такой дисбаланс состава извлекаемой продукции снижает рентабельность добычи. Также происходит удорожание мероприятий по утилизации попутной воды. Всё более актуальными становятся ремонтно-изоляционные работы (РИР) с целью изоляции водопритоков водоизолирующими составами (ВИС).
На протяжении многих лет исследователи занимаются актуальной проблемой обводнения продукции нефтяных и газовых скважин на различных стадиях их эксплуатации. Разрабатываются, применяются и усовершенствуются различные технологические приёмы и технологии РИР для конкретных горно-геологических условий. Значительный вклад в решение вопросов, связанных с предупреждением и ликвидацией водопритоков, внесли Андресон Б.А., Ашрафьян М.О., Бекетов СБ., Габдуллин Р.Г., Гилаев Г.Г., Гилязов P.M., Городнов В.Д., Зайнуллин А.И., Клещенко И.И., Краснов Т.Л., Куксов А.К., Курочкин Б.М., Рахимкулов Р.Ш., Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А., Телков А.П., Усов СВ. и другие.
Проведен ряд фундаментальных и прикладных исследований для различных горно-геологических условий. Однако, несмотря на накопленный опыт проведения РИР, довольно обширный перечень материалов и технологических приёмов, достигнутые результаты неоднозначны и существует ряд ограничений эффективности применяемых технологий, возникающих при использовании той или иной стратегии подавления водопритоков [104].
Динамика роста обводненности дебита скважин зачастую зависит от различных факторов, таких, как реологические свойства пластовых нефтей [54], изменение пластовой температуры в ходе эксплуатации скважины [89], дисбаланс давлений продуктивного и обводнённого пластов, наличие отложений попутно добываемых примесей (АСПО, соли, мех.примеси) [70, 27, 34]. Примером могут служить данные о нефтеотдаче и вязкости нефтей месторождений и залежей Урало-Поволжского региона, приведенные в таблице 1.
Методика определения прочности на сжатие образцов силикатированного песка
Огромный интерес представляют исследования изоляции водопритоков в нефтяные и газовые скважины неорганическими гелями, обладающие регулируемыми гидродинамическими характеристиками и высокой адгезией к породам [98], слагающим проницаемый коллектор, а после отверждения обладающих высокой прочностью и термической устойчивостью [95]. Объектом исследования в работах [1,4] был выбран отход металлургического производства - феррохромовый саморассыпающийся шлак (СРШ). Для примера приведем химический состав саморассыпающегося шлака
Саморассыпающийся шлак представляет собой дисперсный порошок с удельной поверхностью около 200 м2/кг. Он является многотоннажным отходом промышленности, имеющим четвёртый класс опасности. В исследовании [33] теоретически была показана возможность образования прочного геля при взаимодействии СРШ с раствором соляной кислоты. При этом в результате химической реакции между СРШ и соляной кислотой происходит образование коллоидных частиц кремнезема и гидроксида алюминия по схеме:
При относительно низкой концентрации СРШ за счет полимеризации кремневой кислоты в растворе образуется гель, а алюминий присутствует в виде растворимой соли и в гелеобразовании не участвует. Но при повышении концентрации СРШ в растворе происходит коагуляция гидроксида алюминия ввиду его амфотерности, а полимеризация монокремневой кислоты идет более продолжительно и не успевает завершиться из-за быстрого расхода соляной кислоты [101]. Таким образом, при использовании СРШ и соляной кислоты гелеобразование протекает в три стадии: а) полимеризация мономера с образованием коллоидных частиц; б) рост коллоидных частиц; в) связывание коллоидных частиц сначала в разветвленные цепочки, затем в сетки, распространяющиеся на всю жидкую среду и уплотняющие ее в гель.
Поскольку скорость гелеобразования композиции зависит от удельной поверхности СРШ, были рассмотрены способы ее увеличения [81]. После анализа существующих технологических приемов повышения удельной поверхности дисперсных материалов и применяемых помольно-смесительных агрегатов был сделан вывод о перспективности дезинтеграторной технологии.
Для повышения прочности получаемого геля и регулирования водородного показателя рН в раствор добавлялся оксид кальция. Его введение, повышая водородный показатель композиции, способствует образованию дополнительных межмолекулярных связей и повышает прочность получаемого геля. Такие изменения связаны с образованием «сшитых» через катионы щелочноземельных металлов термостабильных объемных структурированных гелей. Результаты экспериментальных исследований свойств разработанных гелеобразующих составов позволили обосновать возможность их применения в качестве герметизирующей композиции. Для более детального исследования герметизирующей способности гелеобразующих композиций были выбраны составы, представленные в таблице 2. При практически равных показателях, используемых на этапе приготовления и закачки состава, они существенно отличаются друг от друга прочностью получаемого геля. Эксперименты показали, что исследуемые гелеобразующие составы обладают высокой герметизирующей способностью за счет равномерного и полного заполнения пористой среды проницаемой модели и создания прочного непроницаемого изоляционного экрана. Показано, что в зависимости от характера нарушения заколонного пространства в качестве герметизирующего гелеобразующего состава могут рекомендоваться композиции с пластической прочностью 18 Па и больше.
Известно [74, 29]. что способность к гелеобразованию определяется содержанием оксидов кремния и алюминия, которые при растворении в неорганических кислотах образуют композиции. Взаимно коагулируя, они создают гели, состоящие из аморфных положительно заряженных оксидов алюминия и отрицательно заряженных поликремневых кислот, расположенных в определенных соотношениях. Процесс растворения идёт при избыточном содержании кислоты. Последующее образование геля происходит путем агрегации с образованием областей трехмерных полимерных сеток. Такие области микрогеля продолжают увеличиваться до тех пор, пока твердый микрогель не займет примерно половину всего объема. При этом вязкость становится очень большой, и золь достигает "точки геля".
Необходимое время гелеобразования подбирают путем изменения концентрации регулятора гелеобразования в составе цеолита. Регулятор скорости гелеобразования адсорбируется на поверхности растущих мицелл геля, уменьшает скорость их роста и тем самым увеличивает время гелеобразования.
Для подбора эффективного состава гелеобразуюших компонентов и придания составу приемлемой скорости гелеобразования использовали следующие реагенты: - цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств (ЦКСМС)- порошок белого цвета, относится четвёртому классу опасности, выпускается по ТУ 381011366. Химически состав (ЦКСМС) следующий: А1203-28%, Si02-34,4%, Na20-17,6% связанная вода-20%;
При залегании водоносного пласта .между нефтеносными
Анализ результатов опытных исследований по технологии ГТКО показывает [43], что суммарная дополнительная добыча нефти за весь период действия эффекта по обработанным скважинам составила 2238 т, что составляет в среднем 373 т на одну обработку. Средняя продолжительность эффекта по дополнительной добыче нефти около 16,5 месяцев. Основное количество дополнительно добытой нефти приходится на первые 12 месяцев после применения ГТКО. Так, за первый год эксплуатации скважин дополнительная добыча нефти составила 67% от суммарной дополнительно добытой нефти за весь период действия эффекта по добыче нефти. По анализируемым результатам ГТКО также рассчитано уменьшение притока воды. Суммарная добыча воды по этим скважинам снизилась на 1333 т, что составляет в среднем 222 т на одну обработку. Средняя продолжительность эффекта по снижению притока воды составила 17,3 месяцев. Основное дополнительное снижение добычи воды приходится на 12 месяцев эксплуатации скважин после применения ГТКО, что составило 89,3 % от суммарного объема снижения добычи воды.
На основе кремнийорганических соединений (КОС) разработано большое число водоизолируюших материалов и композиций. Которые претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров (продукт 119-204) до водонаполненных композиций (АКОР-4, АКОР Б-4, ВТС, ВТОКС, АКОР БН-4). Водоизолирующие составы на основе алкоксипроизводных КОС можно разделить на две основные группы. Первая группа включает олигомерные органоалкокси(хлор)силоксаны и композиции на их основе: продукт 119-204, ВТС-2. Вторая группа - составы на основе алкиловых эфиров ортокремниевой кислоты, в частности, на основе тетраэтоксилана и продуктов его частичной конденсации (этилсиликатов): к ним относятся АКОР, продукт 119-296, ВТС-1, ВТОКС.
Первоначально в качестве катализатора реакции гидролитической поликонденсации этиловых эфиров ортокремниевой кислоты были использованы органохлорсиланы или олигоорганоэтокси-(хлор)-силоксаны [58], в дальнейшем, кристаллогидраты солей переходных металлов (практическое применение нашел кристаллогидрат хлорного железа FeCl3 6H20). Ввод связанной кристаллизационной воды в эфиры ортокремниевой кислоты обеспечил отверждение тампонирующего состава во всем объеме. Скорость отверждения составов, получивших название АКОР-2, варьируется в широких пределах в зависимости от химической природы кремнийорганического эфира, кристаллогидрата, количества кристаллогидрата и температуры отверждения [8].
Из анализа применяемых технологий ограничения водопритоков на Самотлорском месторождении [45] следует, что наибольшее распространение находят водоизолирующие составы на основе жидкого стекла [42] и полимерсодержащих композиций. Объемы внедрения кремнийорганических составов (КОС) имеют единичные случаи, хотя при рассмотрении результатов лабораторных исследований по обработке кремнийорганическими соединениями образцов керна можно сделать вывод, что данные составы не только не уступают вязкоупругим гелям и гелеобразующим составам, но и по некоторым характеристикам превосходят их (например, не снижают проницаемость по нефти).
Меньшие объемы внедрения КОС по сравнению с другими водоизоляционными композициями можно объяснить тем, что их применение при обводненности больше 60 % не дает желаемого эффекта. По-видимому, при высокой обводненности в процессе реакции поликонденсации образующаяся гидрофобная пленка непрочно изолирует стенки пор, а взаимодействует со свободной водой. При освоении скважины, а также в процессе её эксплуатации, в прискважинной зоне пласта возникают знакопеременные депрессии, под действием которых непрочно зафиксированная гидрофобная пленка разрушается за счет колебательных процессов и легко вымывается из пласта. В результате эффективность применения кремнийорганических соединений снижается. Справиться с этой проблемой можно, предварительно обработав прискважинную зону жидким влагопоглотителем, в качестве которого могут выступать растворители [46]. Для подтверждения данной гипотезы была проведена серия лабораторных экспериментов по исследованию водоизолирующих свойств кремнийорганических составов на образцах керна, обработанных жидким влагопоглотителем, в качестве которого применен этиловый спирт. Кремнийорганический реагент - продукт ТС 119-204, представляющий собой сложную смесь частично этерифицированных хлорсодержащих полифункциональных соединений кремния. В экспериментах [45] использовались образцы керна пород Орехово-Ермаковского и Покачевского нефтяных месторождений с минеральным составом цементирующего материала, аналогичным составу пород пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения (табл 8).
Ремонтно - изоляционные работы на скважине № 931 Месторождения «северный малгобек»
Жидкое стекло имеет щелочную реакцию (рН = 11-12),что обуславливает необходимость при работе с ним соблюдать «Правила безопасности при работе с едкими щелочами»,
Техническая кальцинированная сода при попадании на влажную кожу и слизистые оболочки может вызывать раздражение, а при длительном воздействии ее - дерматит, коньюктивит.
При проведении изоляционных работ с использованием указанных выше материалов необходимо руководствоваться действующими «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности»,
Обработка скважины должна проводиться только в дневное время под руководством инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия. Запрещается проводить обработку при силе ветра более 32 м/с и при тумане.
Ответственный за проведение обработки перед началом работ должен ознакомить рабочих с общим планом и последовательностью процессов, четко определить их обязанности и провести инструктаж по правилам техники безопасности.
К работам по проведению обработок скважин допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинское освидетельствование и обучение по технике безопасности.
Рабочие должны пользоваться средствами индивидуальной защиты в соответствии с выполняемой работой: - при работе с комковыми и сыпучими метериалами (силикат - глыба, кальцинированная сода) - надевать предохранительные очки, респираторы или марлевые повязки, хлопчатобумажные костюмы или комбинезоны, спецобувь, рукавицы; при работе с жидким стеклом - надевать предохранительные очки, прорезиненный фартук поверх льняной или другой щелочестойкой спецодежды, резиновые перчатки и сапоги. При этом сапоги надеваются под брюки, а перчатки под рукава верхней одежды
При разгрузке (погрузке) материалов, а также при затаривании ими технологических емкостей следует стоять с наветренной стороны относительно места разгрузки (погрузки) или затаривания. При подъеме материалов на высоту более 3 м применять передвижной кран
Налив (слив) жидкого стекла должен проводиться. При помощи насосов или иных механизированных приспособлений, устраняющих разбрызгивание,
При попадании жидкого стекла на кожу или в глаза человека необходимо место попадания немедленно обмыть большим количеством чистой воды, а затем протереть 1 %-ным раствором борной кислоты. На скважине при проведении работ необходимо иметь запас воды для пожаротушения и противопожарный инвентарь, На скважине территория для размещения технологического оборудования и спецтехники должна быть спланирована и ее уклон не должен превышать 2, Расстановка оборудования под линиями электропередач не допускается. Насосные агрегаты, спецтехника, транспортные средства должны устанавливаться друг от друга не менее, чем на 1,5 м с наветренной стороны, на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и иметь искрогасители на выхлопных трубач. Кабины агрегатов должны быть обращены в сторону, противоположную скважине.
На насосах должны быть исправные манометры, а нагнетательные системы должны иметь предохранительные устройства, срабатывающие при превышении номинального (рабочего) давления не менее, чем на 3,5 %. Выкид от предохранительного устройства должен быть закрыт кожухом, закреплен и выведен под агрегат.
Перед началом обработки нагнетательная пиния должна быть оборудована обратным клапаном и опрессована давлением, превышающим в 1,5 раза ожидаемое рабочее давление.
Закачку изолирующего состава в скважину начинать по сигналу ответственного лица. Во время обработки запрещается присутствие посторонних лип на территории близ устья скважины.
Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать насос и нагнетательные линии под давлением.
В зоне ведения работ запрещается курение, разведение огня, разлив нефтепродуктов, жидкого стекла, рассыпание кальцинированной соды и силикат - глыбы.
Разборка коммуникаций и оборудования допускается только после полного сбрасывания давления из них и промывки технической водой в специальную емкость,
С целью охраны окружающей среды от загрязнения необходимо особое внимание уделять вопросам герметизации устьевого оборудования и не допускать разлива реагентов и нефти. При возрастании давления на колонну до допустимого при задавке в пласт изолирующего материала (см. п.6.9.) вымывание его производить в специальную емкость.
