Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние и пути развития методов предупреждения водопроявлений при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин 8
1.1. Актуальность проблемы обводнения скважин и существующие методы ее решения 8
1.2. Анализ работы скважин после выхода из бурения в условиях близкого залегания водоносных пластов 35
1.3. Причины обводнения скважин при первичном освоении и на этапе эксплуатации 44
I 1,4. Опыт применения методов водоизоляции при заканчивании строительства скважин 5/
1.5. Требования к водоизолирующим составам и основные технологические приемы при заканчивании строительства скважин ,„.., 61
1-6. Теоретические предпосылки разработки методов предупреждения раннего обводнения скважин 66
1.7. Цель работы, задачи исследований и пути их решения 74
Выводы по 1-й главе 75
ГЛАВА 2. Выбор и экспериментальные исследования водо- изолирующих составов с целыо использования их при заканчивании скважин 77
2.1. Выбор водоизолирующего состава 77
2.2. Изучение общих закономерностей отверждения водоизолирующего состава АКОР 80
2.3. Реологические характеристики и регулирование времени отверждения 83
2.4. Изучение стабильности свойств водо изолирующего состава и термогидролитической стойкости отвержденного продукта 93
2.5. Действие различных жидкостей на отвержденный состав 97
2.6. Совместимость водных растворов АКОР с буровым и цементным растворами 99
2.7. Оценка тампонирующей способности состава АКОР и восстановления продуктивности пористых сред 101
2.8. Изучение характера распределения водо изолирующего состава в пористой среде ,. 114
2.9. Влияние поверхностных свойств породы на глубину проникновения водного раствора АКОР 119
Выводы по 2-й главе 128
ГЛАВА 3. Технология водоизоляционных работ при заканчивании строительства нефтяных и газовых скважин 130
З 1. Основные принципы технологии водоизоляционных работ при заканчивании скважин 131
3-2. Технология установки водоизолирующего экрана в открытом стволе до спуска обсадной колонны 138
3.3. Технология установки водоизолирующего экрана в обсаженном стволе 148
Выводы по 3-й главе 15]
ГЛАВА 4 . Промысловые Испытания И Результаты Внедрения Разработанной Технологии 153
4.1. Промысловые испытания технологии водошоляциониых работ при заканчивании строительства скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов 153
4.2. Экономическая оценка применения технологии 157
Выводы по 4-й главе 160
Основные выводы и рекомендации 162
Литература 164
Приложения 174
- Актуальность проблемы обводнения скважин и существующие методы ее решения
- Причины обводнения скважин при первичном освоении и на этапе эксплуатации
- Изучение общих закономерностей отверждения водоизолирующего состава АКОР
- Совместимость водных растворов АКОР с буровым и цементным растворами
Введение к работе
Среди мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин и рентабельности их эксплуатации, важное место занимают методы борьбы с их обводнением. В настоящее время нет месторождений, где бы ни стояла эта проблема» На некоторых месторождениях скважины, работающие с обводненностью 90 % и более, составляют половину всего фонда.
Эффективность разработки залежей углеводородов во многом определяется не только качеством буровых работ и формированием долговременной герметичной крепи, но и гидродинамически совершенной конструкцией забоя скважины. Анализ состояния и качества крепления показывает, что уровень их остается низким и не отвечает техническим требованиям эффективной эксплуатации скважин, не соответствует динамично изменяющимся условиям разработки месторождений. Так, по нефтяным месторождениям Западной Сибири до 25 % скважин вводятся в эксплуатацию с обводненной продукцией. Через год эксплуатации численность таких скважин возрастает до 50 % [І]- В таких условиях ожидать эффективной реализации проектных решений систем разработки и достижения высоких показателей нефтеотдачи пластов не приходится.
Проблему предупреждения водопроявлений при освоении и на ранних этапах эксплуатации скважин нельзя решить только технологическими приемами, а использованию специально закачиваемых в пласт растворов химических реагентов с целью создания блокирующего экрана уделяется явно недостаточное внимание, в то время как такие методы имеют большую перспективу для широкого внедрения. Они отличаются простотой исполнения и доступностью при минимальных затратах на их применение, надежностью и эффективностью. Таким методам в решении этой проблемы принадлежит важная роль, а в ряде случаев они являются единственно приемлемыми. Эффективность работы скважин с близким расположением водоносных интервалов в дальнейшем зависит от правильности выбора и проведения технологических операций на этапе заканчива-ния строительства с использованием реагентов, соответствующих геологическим условиям залежи, литолого-минералогическому составу пород, слагающих продуктивные пласты, конструкции скважины, способу эксплуатации и т.п. Все эти положения в равной мере относятся и к забуриванию вторых стволов.
Проведение работ по созданию водо изолирую ще го экрана непосредственно в пласте должно быть обосновано и отражено в проекте на строительство скважины. Предварительная закачка водоизолирующего состава еще до спуска и креплений эксплуатационной колонны или в завершенных строительством скважинах до сдачи их в эксплуатацию позволит устранить поступление воды в продукцию, до минимума свести последствия некачественного цементирования в интервале продуктивных пластов.
Таким образом, необходимость предварительной подготовки скважин, пробуренных в сложных гидродинамических условиях, когда риск получения прорыва воды уже на этапе освоения максимальный, давно назрела. Используемые в настоящее время методы заканчивания строительства скважин не обеспечивают долговрсменности их эффективной эксплуатации. Этапы заканчивания скважин во всех геологических условиях, даже резко отличающихся, практически одинаковы, в то время как для скважин, пробуренных в условиях близкого расположения водоносных пластов, требуется особый подход, заключающийся в необходимости предварительной изоляции водопроявляющих пластов перед пуском скважин в эксплуатацию.
Одним из путей решения проблемы преждевременного обводнения скважин является поиск и разработка новых эффективных технологий заканчивания строительства скважин в сложных геологических и гидродинамических условиях, которая позволила бы надежно тампонировать каналы поступления воды, не снижая продуктивности скважин.
Проблема повышения качества строительства скважин в условиях близкого залегания воды лежит в основе настоящей диссертационной работы. Решение поставленных в ней задач позволит повысить технико-экономические показатели бурения скважин, ускорить ввод скважин в эксплуатацию и увеличить безводный период добычи.
При разработке технологического процесса важное место отводится составам, наиболее полно отвечающим требованиям создания водоизолирующего экрана непосредственно в пласте. Это прежде всего такие требования, как хорошая фильтруемость в пласт, полнота отверждения, высокая адгезия к породе, возможность использования в широком интервале пластовых температур, в т.ч. при низких зимних температурах, технологичность» доступность и др. Всем этим требованиям в полной мере соответствуют составы на основе кремнийорганиче-
ских соединении (КОС), которые по физико-химическим свойствам, характеру воздействия на обводненный пласт выгодно отличаются от других водоизоли-рующих составов.
В процессе работы разработаны методики и проведены экспериментальные исследования по фильтрующейся способности составов, регулированию времени потери их текучести, термогидролитической стойкости отвержденных продуктов, тампонированию пористых сред с различными насыщающими флюидами и др. Исследованы технологические свойства тампонажных составов и определены необходимые объемы для закачки в пласт.
Результатом экспериментальных исследований явилась разработка технологического процесса водоизоляционных работ на этапе заканчивания строительства скважин с использованием материалов, удовлетворяющих предъявляемым требованиям. Сюда входит обеспечение закачки водоизолиругощего состава в обводненный пласт на необходимую глубину при сохранении коллекторских свойств продуктивного нефтяного интервала и длительности полученного эффекта, технологичность операций, выполнение экологических требований и др.
Разработка технологии заканчивания строительства скважин в сложных геологических и гидродинамических условиях по созданию искусственного экрана при близком расположении водоносных пластов или пропластков позволит увеличить безводный период эксплуатации скважин, более эффективно врсти разработку месторождений со сложной гидродинамической ситуацией и уверенно проводить геолого-технические мероприятия по освоению скважин и увеличению нефтеотдачи пластов. Проведение таких работ будет оправданным и позволит избежать преждевременного появления воды в продукции, также будет способствовать более качественному креплению эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта, в том числе обводненного.
Успешно проведенная апробация разработанной технологии па пробуренных скважинах подтверждает правильность всех изложенных в диссертационной работе положений и исследований. В заключении работы приводятся результаты промысловых работ.
Практическое назначение результатов разработки - промышленное внедрение технологии при заканчивапии строительства нефтяных и газовых скважин в условиях близкого расположения водоносных пластов и существующего риска преждевременного обводнения скважин-
Актуальность проблемы обводнения скважин и существующие методы ее решения
Обводненность продукции в целом по нефтяной промышленности России неуклонно растет. Менее чем за 20 лет ее величина возросла вдвое: с 38-40 % (1970 г,) до 83 % к настоящему времени и продолжает прогрессивно увеличиваться (рис. L1). На многих месторождениях обводненность добываемой продукции достигает 98 %, т.е. на каждую тонну нсфга добывается 49 т юды. Средние дебаты скважин упали с 11,6 т/сут в 1990 г, до 7,3 т/сут на скважину в 2000 г. [2],
Добыча попутной воды требует больших дополнительных затрат, что приводит к увеличению себестоимости нефти по мере роста обводнения скважин, вынуждает к преждевременному переходу па механизированные способы добычи. Около 90% работающих скважин эксплуатируются насосным способом главным образом по причине обводнения. Причем, перевод скважин на механизированный способ добычи в большинстве случаев приводит к активизации водопро-явлений, часто осложненной также выносом породы.
Работа большого числа скважин, как нефтяных, так и газовых, по причине высокой обводненности продукции является нерентабельной, и, вследствие экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации, такие скважины ак тишю пополняют бездействующий фонд, который в настоящее время составляет 35 % общего фонда [3]. По отдельным месторождениям Западной Сибири, основного нефтедобывающего региона страны, фонд таких скважин составляет 40-50 % эксплуатационного. 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. Поэтому задача продления безводной работы скважин остается важнейшей задачей в нефтегазодобыче.
Доля трудно извлекаемых запасов, куда входят и высокообводненные объекты, в общем балансе СССР/России в начале 60-х годов составляла 10 %, а к 2000 г. она возросла уже до 50 %, как наглядно показано на рис. 1.2 [4], В настоящее время уже около 80 % всех запасов относятся к категориям трудноиз-влекаемых, требуют разработки новых технологий и оборудования, крупных финансовых и трудовых затрат. Поэтому 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.
Изменение структуры и качества запасов нефти в СССР/России. Значение работ по оптимизации разработки месторождений и повышению нефтеотдачи пластов, особенно для условий скважин с трудноизвлекасмыми запасами, трудно переоценить, однако не менее важно особое внимание уделять качеству строительства скважин, так как многие проблемы, возникающие при эксплуатации скважин, могут быть сняты заранее.
Проблема очень актуальна на месторождениях, где активное поддержание пластового давления ведется закачкой в пласт воды. В России с искусственным заводнением пластов добывается около 95 % нефти [5].
На месторождениях, где вследствие литологии пласта добыча углеводородов будет неизбежно сопровождаться добычей воды, проведение работ, предупреждающих водопроявление, позволит продлить безводный или маловодный период работы скважин и эксплуатировать их более рентабельно. Поэтому немаловажную, а часто и определяющую роль, играет подготовка скважин к безводной эксплуатации путем улучшения качества их строительства на завершающем этапе, особенно в сложных геологических условиях, а именно при близком расположении водоносного пласта.
Причины обводнения скважин при первичном освоении и на этапе эксплуатации
Для решения проблемы увеличения безводного периода эксплуатации скважин необходим анализ причин, приводящих к первоначальному поступлению воды в скважину при вводе их в эксплуатацию и в начальный период работы.
Эффективность разработки залежей углеводородов во многом определяется качеством буровых работ, формированием долговременной герметичной крепи и гидродинамически совершенной конструкцией забоя скважины. Исходя из практики строительства скважин, на всех этих этапах допускаются нарушения и отклонения по различным причинам, как объективным, так и субъективным.
Одним из важнейших факторов, влияющих на интенсивность обводнения нефтяных и газовых скважин, является неоднородность коллекторов как по площади простирания, так и по мощности залежи. По причине зональной и слоистой неоднородности продуктивных пластов часто скважины обводняются неравномерно. Имеются залежи, приуроченные к водонефтяным зонам, где скважины часто обводняются уже с первых дней их эксплуатации- Преждевременное обводнение отдельных пластов или пропластков создает неблагоприятные условия для извлечения нефти.
Одним из первых, кто поднял вопрос подготовки скважин к безводной эксплуатации, провел анализ причин обводненности скважин и попытался теоретически и экспериментально доказать возможность осуществления методов предупреждения обводнения при бурении скважин, был В.Д. Городнов. Им рассмотрены пути решения вопроса в виде упрочения и блокировки приствольной части скважины- Это предлагают и другие авторы. Однако при таком подходе усилия направлены в основном на борьбу со следствиями, которые нарушают технологию крепления скважин, в то время как причина не устраняется и продолжает отрицательно влиять на процессы крепления и затем на эксплуатацию скважин. Для кардинального решения проблемы во многих случаях требуется установка блокирующего экрана или искусственной разделяющей перемычки непосредственно в пористой среде водоносного пласта, а не на границе его со стенкой скважины. Качественное разобщение пластов является одной из важных и сложных проблем в завершении строительства скважины. Решение этой проблемы зависит от целого ряда факторов, одни из которых являются причиной перетоков флюидов в первые же дни эксплуатации или даже при освоении скважин, другие - через некоторый период эксплуатации.
При вскрытии продуктивной части пласта нарушается сложившееся в течение длительных геологических периодов равновесие. Какое бы надежное качество разобщения ни было, но при этом все равно не будет достигнута природная изоляция пластов. Образующиеся в процессе бурения каверны в стенках скважин оказывают существенное влияние на снижение качества изоляционных работ. Гидродинамическая связь вскрытых бурением пластов со стволом скважины в большинстве случаев является причиной нарушения технологических процессов при строительстве и эксплуатации скважин, следствием чего являются ранние водопроявления.
При безводном периоде эксплуатации продолжительностью 1 мес, и более причинами перетока вод из одного коллектора в другой могут явиться процессы, которые протекают во времени в заколонном пространстве, наиболее значимыми из которых являются коррозия цементного камня и изменение свойств глинистых норок под действием пластовых вод. По мнению ряда специалистов, коррозия цемента происходит через весьма длительный период-Большинство исследователей за основную причину обводнения скважин считают некачественное цементирование обсадных колонн [17, 67, 75 и др.]. Вопросам качественного крепления колонны, особенно в условиях продуктивных пластов, уделяется очень много внимания, и, тем не менее, использование цементных растворов, не отвечающих требованиям для конкретных геолого-технических условий, а также не соблюдение технологии крепления, — все это является основной причиной образования каналов перетока в цементном камне. Образование заколонных каналов обусловлено главным образом несоответствием качества разобщения пластов при строительстве современным условиям разработки нефтяных месторождений- Поэтому борьбу с преждевременным обводнением скважин необходимо начинать в процессе их строительства.
Некачественным цементированием, а также последствиями кумулятивной перфорации можно объяснить обводнение скважин в процессе освоения или в первый период эксплуатации. Кроме этого, следует принимать во внимание, что цементный камень в интервалах коллекторов контактирует со стенками скважины через глинистую корку- На отдельных участках корка достигает значительной толщины, которая может быть соизмерима с толщиной цементного кольца. Прорыв воды можно объяснить, исходя из прочности глинистой корки, ее толщины и сил, действующих на нее в период снижения давления при освоении скважины. Если же скважина обводняется через длительный период эксплуатации при практически неизменяемых режимах добычи, то при исключении подъема ВНК (ГВК) и прорыва фронта нагнетаемых вод это нельзя объяснить наличием дефектов при цементировании или перфорации. Можно предположить, что определяющую роль в этом случае играет глинистая корка на стенках скважин и поверхности эксплуатационной колонны, в результате чего не обеспечивается плотный контакт с горной породой и обсадной колонной.
Удаление глинистой корки в среде глинистой дисперсии - практически неосуществимое мероприятие. В данном случае более правильно говорить, что обводнение по заколонным каналам происходит не по причине некачественного цементирования, а по причинам некачественного разобщения пластов. Прорыв воды по контакту цементный камень-стенка скважины объясняют также снижением бокового давления при схватывании цементного раствора. Некоторые авторы отмечают, что образование каналов в твердеющем цементе может происходить вследствие снижения гидравлического давления
Изучение общих закономерностей отверждения водоизолирующего состава АКОР
Для проектирования технологического процесса закачки и установки в пласте водоизолирующего экрана, прогнозирования результативности работ необходимо знание особенностей процессов отверждения водоизолирующего состава, его реологических особенностей, фильтрующейся способности, характера распределения в пласте с различными насыщающими флюидами и факторов, оказывающих на это влияние, термогидролитической стойкости отвержденного продукта н многое другое- Поэтому, прежде чем подойти к разработке технологии, в этом и в последующих разделах данной главы выбранный водоизолирую-щий состав будет всесторонне изучен.
Водоизолирующий материал - кремнийорганический состав АКОР МГ (далее "АКОР"), ТУ 2458-189-00147001-99. Физическое состояние - жидкость ог желтовато-коричневого цвета с характерным спиртовым запахом. Представлягт собой полный эфир ортокремневой кислоты общей формулы [(R)m Si-0-]n-R, где R - С2Н5. В состав входят катализатор (хлорид металла) и спиртоиый растворитель. Плотность - 1065 кг/м , динамическая вязкость при 20 С - 10 мПа с, Ткип -около 150 С, Тзам - ниже -50 С.
Методики и аппаратура. Определение структурных связей продуктов реакции осуществлялось с помощью волновой спектроскопии. ИК-спектры снимались на спектрофотометре Specord JR-71 в области 2000-650 см4 по методу раздавленной капли между пластинками КВг при 20 С. УФ-спектры снимались на приборе Specord UV-V1S в растворе и в вазелине при 20 С. Гидролиз состава АКОР на основе кремнийорганических соединений представляет собой смесь соединений с различной функциональностью и поэтому не может быть отображен какой-либо одной реакцией. В общем виде процесс отверждения представлен формулами 1.8-1Л0 (см. раздел L6). Процесс ввода воды в АКОР является экзотермическим, что облегчает процесс образования гидрофильных силанольных групп sSi-OH. При этом создается возможность ввода достаточно большого количества воды и получения водонаполненных составов с большой степенью разбавления.
Снятые ИК-спектры в такой реакционной системе, как АКОР, позволили установить, что после потери текучести состава, т.е. образования трехмерной структуры, в продукте еще остаются активные группы. Так, установлено, в от-вержденных системах наряду с группами =Si-0-Si= (1070-1050 см"1), как продукта поликонденсации, присутствуют также группы Si-CX Hs (1170-1130 см" ), способные в дальнейшем подвергаться гидролизу, и группы =Si-OH (880 см" ), вступающие в реакцию пол и конденсации (рис. 2.1).
Причем, реакции с избытком воды не приводят к изменению строения от-вержденных продуктов. Области поглощения этими группами соответствуют литературным данным [99]. Это свидетельствует о том, что после потери текучести состава оставшиеся активные группы (=Si-OC2H5 и =Si-OH) будут обеспечивать более глубокое отверждение и дальнейшее упрочение структуры, т.е. повышение прочности от-верждениого материала во времени, а также взаимодействие этих групп с активными центрами породы. Это согласуется с известными данными [100], по которым связи КОС с активными центрами породы могут быть более сильными, чем по телу самого полимера. Химическая адгезия полимера к породе обеспечивает прочное удержание его в пористой среде за счет адгезионных сил и противодействие выносу из пласта в условиях высоких депрессий.
Появление силанольных групп, определяющих процесс отверждения, подтверждается также данными УФ-спектра. При вводе воды в товарный АКОР на спектральной кривой 1 видно появление второго максимума при 230 им, соответствующего группе sSi-OH (рис, 2.2). Поскольку отверждение продукта может идти только при создании условий образования силанольных групп =Si-OH, отвечающих за процессы поликонденсации, то без ввода воды система не способна отверждаться. Это объясняет селективный характер отверждения состава АКОР, а также подтверждает длительность хранения состава без доступа воды.
АКОР (товарный) Способность функциональных КОС к гидрофобизации известна, В составе АКОР наряду с гидрофильными группами =Si-OH содержатся и гидрофобные группы, соединенные с атомом кремния =Si-R (где R — группа -С2Н5). Таким образом, олигомерные молекулы состава являются дифильпыми, т.е. гидрофильно-гидрофобными. Это значит» что АКОР обладает моющими свойствами по типу ПАВ, что способствует его хорошей проникающей способности. Дифильные свойства обеспечивают составу растворимость и в углеводородной среде, и в водной. Причем в водной среде происходит образование сшитой структуры в отличие от углеводородной, которая является растворителем системы, препятствующей ее отверждению.
Состав АКОР в виде углеводородного раствора способен гидрофобизиро-вать влажную породу или породу со связанной водой. Поскольку из-за нехватки воды полнообъемное отверждение раствора невозможно, активные группы АКОР будут реагировать только с пленочной водой, образуя на поверхности по-ровых каналов гидрофобную полимерную пленку. Это свойство состава может быть использовано для целей гидрофобизации породы.
Совместимость водных растворов АКОР с буровым и цементным растворами
При проведении водоизоляционных работ на этапе заканчивапия в скважине может находиться буровой раствор, или работы потребуют докрспление цементом и установки моста- Поэтому необходимо знать характер совместимости бурового и цементного раствора с водоизолирующим составом. Используемые материалы: - водный раствор АКОР (АКОР:вода = 1:3 и 1:4); - глинистый буровой раствор: р- 1,09 г/см3, СНС- 87/177 дПа, рН -9,15; Ф-3,0см3/30мин. - цементный раствор: р - 1,12 г/см3, В/Ц- 0,5. Условия проведения эксперимента: - температура 23 "С; - давление атмосферное. Методика проведения эксперимента с буровым раствором, В колбу с водным раствором АКОР при перемешивании добавляется расчетное количество бурового или цементного раствора, замеряется рН на иономе-ре универсальном ЭВ-74 и колба ставится в стряхивательньш прибор продольного типа LT-1. Через 10 минут замер рН повторяется. Временем отверждения считается потеря подвижности исследуемой смеси в динамических условиях. По-вторность опытов трехкратная. По полученным данным строятся зависимости времени отверждения смеси от содержания бурового раствора (рис. 2.10), 20 ЗО т Si) 60 70 № 90 (00 ПО 120 Дуровой распор, % об. к AKOF —Й— Время га.шрошішя (AKOF 1:3} —&— Времн ї-едиршаш-ш (АКОР ї:4) рН сразу (АКОР 1:3) рН сразу (AKOF 1:4) рИ через 10 мнн (AKOF 1:3) & рН через 10 мив (AKOF 1 ;4) Рис. 2 10- Влияние содержания бурового раствора на время отверждения смеси (Т23"С.) Из рисунка видно, что для взятых разбавлений АКОР водой (t :3 и 1:4) введение бурошт раствора в количестве до 25-35 % об, к раствору время отверждения смеси составляет не менее 1-1,5 ч, причем с увеличением рачбавления требуется меньшее количество бурового раствора для отверждения всей смеси. Содержание бурового раствора более 50-60 % уже не оказывает заметного влияния на процессы отверждения: время гелирования ет&иаветея минимальным (10 мин и менее) даже при комнатной температуре. Отверждение смеси напрямую зависит от pfL Замеры через 10 мив поо-зьзвают, что во времени происходит увеличение величины рН. I Цело ч на я среда бурового раствора снижает кислотность водного раствора А КОР тем больше, чем больше добавлено бурового раствора. Сохранение текучести смеси в течение 1-1,5 ч может обеспечить рН среды в интервале 4,5-5.,5. Выше этого значения время отверждения остается постоянным и уже не зависит от величины разбавления состава водой. То есть основным лимитирующим фактором является значение рН среды. 100 Построенные зависимости позволяют также сделать вывод, что можно производить отверждение водного раствора АКОР буровым раствором, регулируя время отверждения смеси количеством бурового раствора и контролем рН. Такие смеси могут быть использованы в холодных скважинах для ликвидации зон поглощений при бурении. При вводе в АКОР цементного раствора, имеющего также щелочную среду, даже в небольших количествах (5-7 %), отверждение происходит намного активнее: уже при приготовлении смеси. Повышение температуры ускоряет процессы отверждения как с буровым, так и с цементным раствором, причем с цементным раствором отверждение наступает практически сразу. Таким образом, если в колонне находится буровой или цементный раствор, в зоне контакта с составом АКОР может произойти отверждение в зоне их смешения. Поэтому при проведении работ с использованием состава АКОР необходимо в обязательном порядке использовать разделительный буфер (воду). Аналогичные действия надо предпринимать и лри использовании любых щелочных растворов. 2,7, Оценка тампонирующей способности состава АКОР и восстановления продуктивности пористых сред Экспериментальные испытания тампонирующей способности состава проводились на специальной установке УИПК-1М конструкции ОЛО НПО "Бурение", имитирующей пластовые условия. Принципиальная гидравлическая схема установки приведена на рис. 2.11. Испытания проводились на эталонных (искусственных) и природных кернах. Рабочие жидкости, используемые в экспериментах: - тампонажный состав - водный раствор АКОР в соотношении АКОР:вода= 1:4; - модель пластовой воды - 1 н раствор NaCl (58,5 г/л), плотность при температуре 20 С 1036 кгУм3, вязкость-0,34 мПа-с; - модель нефти - трансформаторное масло по ГОСТ 982-80; вязкость — 2,8 мПа-с. m Рис. 2Л1. Схема установки УИПК-1М 1. Нагнетательный гидравлический пресс. 2. Бачок с маслом. 3. Трехкамерная емкость для рабочих жидкостей, 4. Пористый образец (керн). 5. Система гидрообжима и термостатирования. 6. Компенсатор. 7. В1-В9- вентили, 8. Mi, М2 - манометры Условия проведения экспериментов: Рпл = 40 кгс/см2 - давление, создаваемое в керне при закачке состава; Тпл = 85 С - температура, создаваемая в системе нагрева образцов; 1 обж - 200 кгс/см2 (атм) - давление обжима образцов. Порядок проведения экспериментов: 1. Формирование пористого образца (керна) в керповом зажиме. 2. Определение его геометрических размеров и пористости. 102 3. Насыщение керна пластовым флюидом (пластовой водой или маслом с одновременным формированием остаточной водонасыщенности), 4. Определение исходной водо- или масло проницаемости керна. 5. Воздействие на керн составом АКОР. 6. Выдержка в пористом образце в течение заданного времени. 7. Вызов притока, 8. Определение конечной водо- или маслопроницасмости керна, 9. Расчет величины коэффициента восстановления проницаемости.. Режимные параметры процесса закачки состава и продавки его в керн пластовой водой или маслом (в зависимости от характера первоначального насыщения керна) рассчитывались таким образом, чтобы состав по окончании его закачки находился только в поровом пространстве керна, а проводящие и отводящие коммуникации не содержали остатков состава, т.к. это могло бы внести значительные погрешности в результат измерений вследствие частичной или полной закупорки коммуникаций.
Похожие диссертации на Разработка технологии водоизоляционных работ при заканчивании строительства нефтяных и газовых скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов
