Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние проблемы проведения ремонтно-изоляционных работ 11
1.1. Основные причины, обуславливающие необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ 11
1.2. Анализ технологических характеристик и классификация водоизоляционных композиций 15
1.3. Направления совершенствования тампонажных составов и технологий для ремонтно-изоляционных работ 28
1.4. Выводы по главе 1 33
2. Оборудование и методы для исследования влияния различных факторов на свойства тампонажных составов 34
2.1. Методика исследования структурно-механических свойств тампонажных составов 34
2.2. Методика исследования изолирующих свойств тампонажных составов 37
2.2.1. Принцип работы и описание ф ильтрационной установки 37
2.2.2. Подготовка модели пласта к проведению исследований 39
2.2.3. Исследование процесса фильтрации тампонажных составов через модель пласта для оценки водоизолирующих свойств 42
2.2.4. Обработка результатов исследований 43
2.3. Методика определения реологических характеристик тампонажного состава 43
2.4. Методика исследования влияния на сроки структурирования тампонажных составов температуры разогрева в процессе образования тампонирующей массы
2.5. Методика определения сроков структурирования тампонажных составов
3. Совершенствование технологии ремонтно-изоляционньгх работ с использованием тампонажных составов на основе кремнийорганического продукта 119- 296Т 47
3.1. Общая характеристика технологии 47
3.2. Определение оптимальных условий применения технологии и выявление процессов, приводящих к снижению эффективности водоизоляционных работ
3.3. Разработка нового способа приготовления и закачивания быстросхватывающегося тампонажного состава 56
3.4. Направления дальнейшего совершенствования технологии 63
3.5. Выводы по главе 3 65
4. Разработка тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор» 66
4.1. Свойства кремнийорганического продукта «Силор», возможность использования тамонажного состава на его основе для проведения ремонтно-изоляционных работ 66
4.2. Исследование влияния различных факторов на свойства тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор»
4.2.1. Оценка влияния температуры разогрева на сроки структурирования тампонажного состава 70
4.2.2. Оценка влияния количества и концентрации компонентов тампонажного состава на его свойства 72
4.2.3. Исследование изолирующих свойств тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор» с использованием фильтрационной установки 76
4.3. Промысловые испытания разработанного тампонажного состава
на основе кремнийорганического продукта «Силор» 82
4.4. Экономическая оценка применения технологии ремонтно- изоляционных работ с использованием тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор» 87
4.4.1. База сравнения и методика расчета гарантированного экономического эффекта 87
4.4.2. Исходные данные и расчет гарантированного экономического эффекта 89
4.5. Выводы по главе 4 №
5. Разработка алгоритма работы и описание электронного каталога для выбора оптимальной технологии ремонтно-изоляционных работ 93
5.1. Принципы, положенные в основу алгоритма работы электронного каталога 93
5.2. Описание работы с электронным каталогом 102
5.3. Выводы по главе 5 108
Основные выводы и рекомендации 109
Список использованной литературы 110
Приложения 122
- Основные причины, обуславливающие необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ
- Методика исследования структурно-механических свойств тампонажных составов
- Общая характеристика технологии
- Свойства кремнийорганического продукта «Силор», возможность использования тамонажного состава на его основе для проведения ремонтно-изоляционных работ
Введение к работе
В настоящее время большинство нефтяных месторождений России и, в частности, Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки. Эта стадия разработки характеризуется медленным снижением уровня добычи нефти, ростом обводненности добываемой продукции. Рост обводненности добываемой продукции является одной из причин, способствующих выходу скважин из действующего фонда.
В России насчитывается около 122 тысяч нефтяных и газовых скважин, и в 30 % из них продукция содержит более 70 % воды [1]. Эксплуатация таких скважин в рамках действующей законодательной (прежде всего, налоговой) системы становится убыточной для нефтедобывающих компаний. В результате количество неработающих скважин доходит до 30 тысяч и ежегодно увеличивается.
В этих условиях наиболее значимой является задача стабилизации и повышения уровня добычи нефти. Применение традиционных методов регулирования разработки заводнением не решает этой проблемы. Увеличиваются объемы попутно добываемой и закачиваемой системой поддержания пластового давления воды. Снижению обводненности добываемой продукции и интенсификации добычи нефти способствует проведение ремонтно - изоляционных работ (РИР).
Проведение РИР обеспечивает решение следующих проблем:
- продление срока службы скважин;
- регулирование выработки нефтеносных коллекторов неоднородного
эксплуатационного объекта за счет отключения или селективной изоляции
обводненных пластов;
уменьшение добычи попутной воды со снижением энергозатрат;
обеспечение охраны недр и природных ресурсов.
На поздней стадии разработки, на долю ремонтно - изоляционных работ приходится существенная часть от общего объема работ проводимых при
капитальном ремонте скважин. В то же время, существующие в настоящее время технологии и тампонажные составы недостаточно эффективны. Одной из причин низкой эффективности РИР является широкое использование дисперсных тампонажных составов на основе цемента. Этим составам свойственны невысокая седиментационная устойчивость и высокая вязкость. Они легко разделяются на фазы, взаимодействуют с пластовыми жидкостями, газами и горными породами с ухудшением своих характеристик, обладают высокой вязкостью. О низкой эффективности цементных тампонажных растворов свидетельствует то, что с их применением с первой попытки удается загерметизировать только около 30 % скважин с нарушениями эксплуатационных колонн [2]. Многократное повторение тампонирования до достижения герметичности, даже с учетом доступности, низкой цены и простоты использования, во многих случаях делает применение минеральных тампонажных материалов экономически нецелесообразным. Применение более совершенных тампонажных составов часто происходит в условиях, не соответствующих критериям их использования.
Наличие ряда проблем, связанных с высокой обводненностью добываемой продукции и недостаточной эффективностью технологий ограничения водопритока, указывает на актуальность задачи совершенствования технологий и тампонажных составов для РИР. Эффективность РИР может быть существенно увеличена при определении оптимальных геолого-технических условий применения известных технологий, а также за счет разработки новых тампонажных составов, обладающих более высокими технологическими характеристиками и повышенной изолирующей способностью.
Настоящая диссертационная работа посвящена совершенствованию существующих, а также разработке новых технологий и тампонажных составов для РИР в скважинах. Использование представленных в работе
разработок будет способствовать повышению технико-экономических показателей добычи нефти.
Цель диссертационной работы.
Повышение эффективности ремонтно - изоляционных работ в скважинах за счет совершенствования способов приготовления и технологии применения водоизоляционных композиций, разработки нового тампонажного состава с повышенными технологическими характеристиками.
Основные задачи исследований.
1. Выявление процессов, приводящих к снижению эффективности
водоизоляционных работ с использованием тампонажного состава на основе
кремнийорганического продукта 119 -296Т.
2. Разработка нового способа приготовления и закачивания
быстросхватываюшихся тампонажных составов.
3. Разработка нового тампонажного состава на основе
кремнийорганического продукта «Силор».
Опытно - промысловые испытания и внедрение в производство разработанного тампонажного состава.
Определение области применения различных технологий ремонтно -изоляционных работ, составление алгоритма для компьютерной программы, осуществляющей выбор оптимальной технологии ограничения водопритока в заданных геолого - технических условиях.
Основные защищаемые положения.
Новый тампонажный состав для ремонтно - изоляционных работ на основе кремнийорганического продукта «Силор». Границы оптимальных интервалов изменения концентрации и количества компонентов разработанного тампонажного состава.
Новый способ приготовления быстросхватывающихся тампонажных составов.
3. Условия применимости различных технологий ремонтно -
изоляционных работ, алгоритм для компьютерной программы,
осуществляющей выбор оптимальной технологии ограничения водопритока в заданных геолого - технических условиях. Научная новизна.
Установлен эффект снижения скорости структурирования тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119-296Т при контактировании с пластовой водой повышенной минерализации.
Установлено, что с повышением содержания структурообразователя в составе на основе продукта 119-296Т снижается влияние минерализации разбавляющей состав воды на динамику структурирования и изолирующую способность состава.
3. Показано, что температура саморазогрева и скорость
экзотермической реакции структурирования разработанного тампонажного
состава снижаются с увеличением содержания дисперсного кремнезема в
кремнийорганическом продукте «Силор».
4. Выявлены зависимости изолирующей способности и прочностных
характеристик тампонирующей массы, образующейся при
структурировании состава на основе продукта «Силор», от содержания
компонентов в составе.
Практическая значимость и реализация результатов работы.
1. Разработан новый способ приготовления и закачивания
быстросхватывающихся тампонажных составов, применение которого
позволяет снизить риск возникновения аварийной ситуации с
одновременным повышением эффективности работ.
2. Разработан новый тампонажный состав на основе
кремнийорганического продукта «Силор», обладающий повышенной
изолирующей способностью и регулируемыми сроками структурирования.
3. Утвержден и применяется в ОАО «Татнефть» РД 153-39.1-316-03
«Проведение ремонтно-изоляционных работ с использованием
кремнийорганического продукта «Силор».
4. Определена область применения различных технологий ремонтно -
изоляционных работ, составлен алгоритм, по которому разработана
компьютерная программа, осуществляющая выбор оптимальной технологии
ограничения водопритока для заданных геолого - технических условий.
5. Предложенный в данной работе способ приготовления
тампонажного состава признан изобретением и защищен патентом РФ. По
заявке на разработанный тампонажный состав получено решение о выдаче
патента.
6. Разработанный тампонажный состав на основе
кремнийорганического продукта «Силор» успешно прошел приемочные
испытания и использован при проведении РИР в 10 скважинах. В
соответствии с утвержденным планом научно - исследовательских и опытно -
конструкторских работ в 2005 г. предусмотрено применение состава при
проведении работ еще в 11 скважинах ОАО «Татнефть».
Апробация работы.
Основные положения диссертации докладывались:
- на научно-практической конференции молодых работников ОАО
«Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века», г. Альметьевск,
2001г.
- на научно-практической конференции VIII Международной выставки
«Нефть, газ. Нефтехимия - 2001», г. Казань, 2001 г.
- на научно-практической конференции молодых работников ОАО
«Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века», г. Альметьевск,
2002г.
- на VII Московском международном Салоне промышленной
собственности «Архимед», г. Москва, 2004 г.
на расширенном заседании методического совета отдела эксплуатации и ремонта скважин Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти, 2 июня 2005 г.
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 научных статьи, 4 тезиса докладов на научно - практических конференциях, 2 руководящих документа, 1 патент на изобретение.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 121 странице машинописного текста, содержит 12 таблиц, 24 рисунка, список использованной литературы из 108 наименований, 2 приложения.
Диссертационная работа выполнена в Татарском научно исследовательском и проектном институте нефти «ТатНИПИнефть».
Автор выражает глубокую благодарность за практическую помощь и поддержку при выполнении диссертационной работы научному руководителю к.т.н. Кадырову P.P., а также к.х.-т.н. Хасановой Д.К., ведущему инженеру Андрееву В.М. и всем сотрудникам лаборатории ВИР отдела ЭРС ТатНИПИнефти.
Автор весьма признателен и благодарен за доброжелательную помощь при выполнении работы заведующему лабораторией эксплуатации АРМ ЛАЗУРИТ Латифуллину Ф.М., заведующему лабораторией проектирования методов увеличения нефтеотдачи Подымову Е.Д., заведующей сектором экономической эффективности новой техники Катеевой Р.И., мл. научному сотруднику Гараеву Л.Г., ведущему инженеру Смирнову СВ., инженеру -программисту Бармаковой А.А.
Основные причины, обуславливающие необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ
В процессе эксплуатации большинства скважин, как правило, обнаруживаются различные варианты обводнения добываемой продукции, вызывающие необходимость проведения РИР. Использование для разработки нефтяных месторождений методов поддержания пластового давления способствует прорыву воды по высокопроницаемым пропласткам и повышению перепада давления между коллекторами, вскрытыми стволом скважины. Возрастание нагрузок на обсадные колонны и цементное кольцо способствует нарушению целостности крепи скважины. Наличие этих и ряда других негативных факторов способствует обводнению продукции скважины.
В разные годы многие аспекты проблемы РИР рассматривались в работах Блажевича В.А, Юсупова И.Г., Газизова А.Ш., Клещенко И.И., Уметбаева ВТ., Рябоконя С.А., Умрихиной Е.В., Муслимова Р.Х., Кадырова Р.Р., Гарифова К.М., Габдуллина Р.Г., Орлова Г.А., Ситникова Н.Н., Старшова М.И., Ягофарова А.К., Стрижнева В.А., Курочкина Б.М., Скородиевской Л.А., Телкова А.П. и других. Несмотря на большое количество проведенных исследований, ввиду сложности и неоднозначности проблема ограничения водопритока остается актуальной.
Одной из причин обводненности являются дефекты крепи скважины, которые можно разделить на вызванные нарушением целостности цементного кольца в заколонном пространстве и нарушением целостности обсадных колонн. Основными причинами нарушения целостности цементного кольца являются: - неполное заполнение заколонного пространства цементным раствором при первичном цементировании; - разрушение цементного камня при контакте с коррозионноактивными флюидами; отслоение цементного камня от обсадной колонны и пород, слагающих разрез скважины из-за недостаточной адгезии; - разрушение цементного камня при перфорации; разрушение цементного камня при ударах скважинного оборудования об обсадную колонну при спуско-подъемных операциях в процессе ремонта и работе штанговых насосов. Потеря герметичности обсадных колонн может быть вызвана следующими причинами: - повреждением колонн при бурении с куста из соседних скважин; - смятием колонн из-за неустойчивости пород, слагающих разрез скважины; - коррозионным разрушением; - отсутствием герметичности резьбовых соединений из-за их коррозии или нарушениями при спуске колонны; - истиранием обсадных колонн при многократной работе в них бурильным инструментом; - ошибочной перфорацией; - образованием трещин в теле труб при создании давления, превышающего допустимое; - прожигом обсадных колонн в результате короткого замыкания токоподводящих кабелей скважинных насосов с электроприводом.
Обводнение добываемой продукции может произойти вследствие нарушения целостности цементного кольца и герметичности обсадных колонн в интервале залегания водоносных коллекторов. Нарушение целостности цементного кольца с сохранением герметичности обсадных колонн не всегда приводит к поступлению пластовых флюидов в скважину. В этом случае, пластовые флюиды могут попасть в скважину, если цементное кольцо подверглось разрушению в непосредственной близости от эксплуатационного фильтра. При этом поступление пластовых флюидов в скважину происходит через интервалы перфорации, за счет заколонной циркуляции из выше- или нижележащих водоносных пластов. Разрушение цементного кольца в удалении от эксплуатационного фильтра не приводит к поступлению пластовых флюидов в скважину. Но при этом появляются перетоки между коллекторами, вскрытыми при строительстве скважины, приводящие к усилению коррозии обсадных колонн и являющиеся недопустимым с экологической точки зрения.
Для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, характерно обводнение добываемой продукции за счет прорыва или подтягивания воды к продуктивным коллекторам. Прорыв воды возможен по пропласткам неоднородного пласта. Причиной этого типа обводнения является наличие в разрезе нефтяного коллектора высокопроницаемых интервалов, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых с целью поддержания пластового давления вод. Часто обводнение добываемой продукции происходит вследствие образования конуса подошвенной воды. Из-за высокого пластового давления в водоносной части и пониженного давления на забое скважины поверхность водо-нефтяного контакта (ВНК) испытывает значительный перепад давления. Постепенно поверхность ВНК изменяется, принимая форму конуса, вершина которого стремится к забою скважины. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, приводящего к постепенному, но непрерывно увеличивающемуся росту содержания воды в продукции скважины.
На эксплуатационных объектах, имеющих зоны слияния пластов и представляющих собой гидродинамически единую систему, причиной обводнения добываемой продукции может стать наличие межпластовых перетоков между продуктивным коллектором, вскрытым эксплуатационным фильтром, и смежными обводненными пластами.
Если разрез скажины в интервале эксплуатационного фильтра сложен трещиноватыми породами, то смежные обводненные и нефтеносные пласты могут сообщаться через разломы, проходящие через них. В нетрещиноватых породах развитие подобных разломов может быть вызвано использованием кумулятивной перфорации при вскрытии продуктивных коллекторов.
Снизить обводненность добываемой продукции и интенсифицировать добычу нефти позволяют, в частности, технологии физико-химического воздействия на пласты. Воздействие может осуществляться как со стороны нагнетательных, так и со стороны добывающих скважин. Методы снижения обводненности и интенсификации добычи нефти, основанные на воздействии со стороны нагнетательных скважин, как правило, требуют долговременного крупномасштабного применения и больших затрат. Поэтому во многих случаях целесообразно проведение РИР на добывающих скважинах.
Основной объем РИР составляют работы по герметизации эксплуатационных колонн, ликвидации заколонных перетоков и ограничению водопритока из обводненных нефтяных коллекторов, осуществляемые посредством тампонирования. Различные технические средства такие, как дополнительные колонны, профильные перекрыватели, съемные летучки, не могут быть использованы для селективного ограничения притока вод из обводненных нефтеносных коллекторов. При проведении других видов РИР технические средства применяются, как правило, когда технологический эффект не удается получить проведением работ по тампонированию [2]. При тампонировании результативность РИР определяется свойствами используемой водоизоляционной композиции. Таким образом, для успешного применения водоизоляционных композиций необходимо учитывать их преимущества и недостатки.
Методика исследования структурно-механических свойств тампонажных составов
Исследования структурно-механических свойств тампонажных составов проводились с использованием метода измерения пластической прочности по методу конического пластом ера. Метод конического пластомера по П.А. Ребиндеру [53, 54, 55, 56, 57, 58, 70] дает возможность наблюдать суммарный эффект состояния системы. Пластическая прочность характеризует прочность структуры тампонажного состава при пластичном разрушении. Метод заключается в определении глубины погружения конуса в исследуемый материал под действием постоянной силы. Пластическая прочность рассчитывается по формуле: К -F К. где Ка - коэффициент, зависящий от угла при вершине конуса; F — сила, действующая на конус, Н; hra - глубина погружения конуса, мм. Коэффициент Ка определяется из выражения: Ка = -cos2 -ctg-, (2.2) Ж Z I где а - угол при вершине конуса. Пластомер укомплектовывается тремя конусами с а = 30, 45 и 60.
Использованный в работе конический пластомер рычажного типа показан на рис. 2.1. Он состоит из основания 1, на которое помещается коническое кольцо 2 с исследуемым тампонажным составом; стойки с рычагом 3, на одном конце которого имеется подвижная обойма с подвеской 4 для грузов, а на другом - регулируемый противовес 5. Рычаг 1 - основание; 2- сосуд с исследуемым составом; 3 -рычаг; 4- подвес для груза; 5 - противовес; 6 - стержень; 7 - сменный конус; 8 - арретирующий винт; 9 - стрелочный индикатор; 10 - груз.
Рисунок 2.1.- Конический пластомер рычажного типа 3 соединен со стержнем 6, способным с малым трением перемещаться по вертикали в двух направляющих втулках. Этот стержень имеет на нижнем конце сменный конус 7,
Для проведения опыта готовили 900 см3 тампонажного состава, который заливался в три конических кольца с надставками. После загущения состава надставки с колец снимали, а избыток тампонажного состава срезали металлической линейкой. Вращением арретиругощего винта 8, рычаг прибора устанавливался в такое положение, чтобы стрелка индикатора 9 указывала на нулевое деление шкалы. Затем кольцо с испытуемым тампонажным составом помещали на основание 1 и плавно опускали конус на поверхность образца. После установки на подвесе 4 груза и вывинчивания арретира до полного освобождения рычага, наблюдали по индикатору за погружением конуса. После того, как при данной нагрузке проникновение конуса заканчивалось, и по показанию индикатора фиксировалось максимальное погружение hm, снова включали арретир, поднимали в исходное положение и насухо протирали конус, затем увеличивали массу груза. Такие отсчеты производились при трех значениях действующей силы, изменяя погружение конуса от 5 до 9 мм. Кольцо с пробой тампонажного состава смещалось таким образом, чтобы после очередного погружения конуса центры лунок находились на расстоянии не менее трех диаметров предыдущей лунки. Сила F, действующая на конус, определялась из соотношения плеч: F=Mg — , (2.4) ab где g - ускорение свободного падения, м/с . Измерения производили через каждые 30 мин. Одновременно исследовали не менее трех образцов тампонажного состава и пластическая прочность выбиралась как среднее из трех измерений. По полученным данным была построена кривая кинетики нарастания пластической прочности (кривая структурирования) в координатах: пластическая прочность Рт, время с момента приготовления тампонажного состава т, мин.
Предлагаемая методика предназначена для изучения водоизолирующих свойств разработанных тампонажных составов. Исследования проводились на установке, которая позволяет приближенно моделировать процессы, имеющие место при проведении РИР, и изучать фильтрацию технологических жидкостей на модели пласта. Фильтрационная установка (см. рис. 2.2) состоит из баллона со сжатым газом 1, сосудов с рабочими жидкостями 2 и 3, модели пласта 4, манометров 5-7, мерных емкостей 8 и 9, трубопроводов 10, вентилей И-22, редуктора давления 23. Монтаж гидравлической схемы осуществлен трубками из меди и стали при помощи нормализованных и конусных соединений. Основной деталью фильтрационной установки является модель пласта, представляющая собой патрубок цилиндрической формы, длиной 48,2 см и площадью внутреннего сечения 6,15 см2, имеющий внутреннюю резьбу глубиной 1 мм и заполненную кварцевым песком. Подача рабочих жидкостей в модель пласта осуществляется за счет давления газа через сосуды 2 и 3. Объемный расход жидкостей может изменяться за счет регулирования давления газа в гидравлической системе редуктором давления 23. Контроль давления газа осуществляется с помощью образцового манометра 7. Порядок проведения экспериментов на фильтрационной установке состоит из трех этапов: - подготовки модели пласта и фильтрационной установки; - фильтрации насыщающей пористую среду жидкости и исследуемого тампонажного состава по схеме «скважина-пласт» и «пласт-скважина» Рисунок 2.2. - Схема фильтрационной установки 1 - баллон со сжатым газом; 2,3 - сосуды с рабочей жидкостью; 4 - модель пласта; 5,6,7 - манометры; 8,9 - мерные емкости; 10 - трубопроводы; 11,...,22 - вентили; 23 - редуктор давления через модель пласта для установления параметров фильтрации и водоизолирующих свойств; - обработки результатов исследований.
Подготовку модели пласта к проведению исследований начинали с обработки кварцевого песка. Песок засыпали в эксикатор, заливали 30 % -ным раствором соляной кислоты и, при периодическом перемешивании фарфоровой ложкой, выдерживали в кислотном растворе 72 ч. Затем, после слива кислотного раствора, песок промывался дистиллированной водой до полной нейтрализации раствора (рН=7). В последующем, песок просушивался в сушильном шкафу при температуре 105 - 120 С до постоянного веса.
Затем кварцевый песок неопределенной фракции перемалывался на шаровой мельнице в течение 3,0 - 3,5 ч. Молотый песок насыпали в ведро (1/3 часть) и промывали дистиллированной водой. Качество промывания контролировали по окончанию появления на поверхности воды налета серого цвета (пыли). Промытый песок просушивался при температуре 105 - 120 С до постоянного веса.
Заданные значения коэффициента проницаемости модели пласта обеспечивали за счет подбора фракций кварцевого песка. Для этого перемолотый песок после просушивания рассеивали по фракциям в течение одного часа [59]. Рассеивание производилось на специальных ситах. Перед набиванием детали модели пласта промывали в керосине и в воде. Затем производилась их сушка на стеллаже, сборка и проверка герметичности резьбовых соединений путем нагнетания воздуха. Пропуск воздуха обнаруживали по появлению пузырей на участках, смазанных мыльной пеной.
Общая характеристика технологии
При проведении различных видов РИР к тампонирующим составам предъявляются требования, связанные со спецификой этих работ. Одним из немногих типов тампонирующих материалов, который может быть успешно использован для герметизации эксплуатационных колонн, ликвидации заколонных перетоков и для селективного ограничения притока вод из обводненнных нефтяных коллекторов в широком интервале геолого-технических условий, является ряд гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений. Тампонирующие материалы на основе кремнийорганических соединений нашли свое применение на нефтяных месторождениях Краснодарского края и Сибири [23, 25, 26, 27]. Это составы АКОР, ВТС - 1 и ВТС - 2, продукты 119 - 204 и др.
В ОАО «Татнефть» нашла применение технология РИР с использованием кремнийорганического продукта 119 - 296Т [41, 42, 43, 69, 99]. Продукт был создан на основе малотоксичных отходов производства этилсиликата - 40, тетраэтоксисилана [105]. Эфиры ортокремниевой кислоты при смешении с водой расслаиваются и образуют две несмешивающиеся фазы. С целью гомогенизации системы и придания устойчивой водорастворимости тампонажному составу были исследованы процессы гелеобразования кремнийорганического продукта 119 - 296, разбавленного отходом метилкарбинола, что привело к созданию продукта, являющегося основным компонентом изолирующей композиции.
Тампонажные составы на основе кремнийорганического продукта 119 -296Т малотоксичны, обладают низкой коррозионной активностью, имеют температуру застывания ниже минус 60 С. Они могут применяться в широком интервале пластовых температур, обладают хорошей фильтруемостью в пористые среды за счет гомогенности и низкой динамической вязкости. Физико-химические показатели продукта 119 - 296Т по ТУ 2229-266-05763441-99 приведены в таблице 3.1.
Приготовление тампонажного состава на основе продукта 119-296Т производят непосредственно перед закачиванием в пласт в следующей последовательности. В продукт 119-296Т добавляют инициатор структурирования, количество которого определяется в зависимости от необходимых сроков отверждения. После добавления инициатора структурирования производится перемешивание состава в течение 20 минут путем циркуляции по схеме «агрегат ЦА-320 - автоцистерна». Эта схема пригодна для работы в зимнее время. При температуре окружающего воздуха более 10 С смешение компонентов и закачку состава в скважину производят через тройник-смеситель во избежание преждевременного отверждения.
К настоящему времени проведены ремонтно - изоляционные работы с использованием тампонажних составов на основе кремнийорганического продукта 119-296Т более чем на 200 скважинах ОАО «Татнефть». Среднее количество дополнительно добытой нефти на скважинах Ромашкинского месторождения, обработанных в 2002 г., составляет 350 т. Опытные работы по ограничению притока вод составами на основе продукта 119-296Т проводились на скважинах Малгобек-Вознесенского и Карабулак-Ачалукского нефтяных месторождений Республики Ингушетия. Для этих месторождений характерна повышенная температура в интервалах залегания продуктивных коллекторов (около 105 С) [96]. Ввиду малого завоза кремнийорганического продукта 119-296Т в Ингушнефтегазпром, водоизоляционные работы проделаны с меньшим количеством реагента, тем не менее, результаты работ положительные.
Технология РИР с использованием кремнийорганического продукта 119-296Т применялась в ОАО «Татнефть» в течение ряда лет. С целью определения оптимальных условий применения технологии, были обобщены, систематизированы и проанализированы результаты 44 операций по РИР, проведенных на добывающих скважинах Ромашкинского месторождения в 2002 г. [101].
Анализ был проведен с использованием методов математической статистики и, в частности, последовательной диагностической процедуры принятия решений, обоснование применения которой для распознания было дано Вальдом А. и Генкиным А.А. [46, 47, 60]. Было оценено влияние на дополнительную добычу нефти и снижение обводненности продукции скважины, после проведения РИР, геолого-технических факторов, приведенных ниже: - пластовое давление; толщина непроницаемой перемычки между обводненным и нефтенасыщенным коллекторами; - дебит скважины по жидкости до проведения РИР; - обводненность продукции скважины до проведения РИР; - удельный вес добываемой воды; - коэффициент продуктивности скважины; - отношение перфорированной толщины пласта к эффективной толщине пласта; - удельная приемистость скважины до проведения РИР; - удельная приемистость скважины в конце закачки; - расход кремнийорганического продукта 119-296Т на 1м изолируемого пласта; - расход 24 %-го раствора соляной кислоты на 1м кремнийорганического продукта 119-296Т; - отношение удельной приемистости скважины после мероприятия к удельной приемистости скважины до мероприятия.
Анализ показал, что степень снижения обводненности продукции и дополнительная добыча нефти после проведения РИР возрастают при: - снижении удельного веса добываемой воды; - наличии и увеличении толщины непроницаемой перегородки между обводненным и нефтенасыщенным коллекторами; - уменьшении численного значения отношения перфорированной толщины пласта к эффективной толщине пласта.
На основании сказанного ранее можно предположить, что ограничение водопритока тампонажными составами на основе кремнийорганического продукта 119-296Т нецелесообразно планировать на скважинах, эксплуатируемых при наличии следующих условий: - продукция скважины содержит воду с высоким удельным весом; перфорацией вскрыта большая часть эффективной толщины продуктивного пласта; - малая толщина или отсутствие непроницаемой перегородки между обводненным и нефтенасыщенным коллекторами.
Методы математической статистики позволяют определить факторы, оказывающие влияние на эффективность технологии, однако они не характеризуют явления, которые являются причинами происходящего. В данной работе была предпринята попытка выявления процессов, приводящих к снижению результативности РИР, с использованием тампонажных составов на основе кремнийорганического продукта 119-296Т.
Свойства кремнийорганического продукта «Силор», возможность использования тамонажного состава на его основе для проведения ремонтно-изоляционных работ
Кремнийорганический продукт «Силор», выпускаемый по ТУ 2229-052-05766761-2003, получают химической переработкой отходов производства кремнийорганических резиновых смесей, герметиков, компаундов, образующихся при изготовлении резинотехнических изделий на основе силиконовых каучуков. В процессе переработки образуется суспензия дисперсного кремнезема (аэросила и белой сажи) в олигомерах алкиповых эфиров ортокремниевых кислот. «Силор» применяется в промышленности строительных материалов с целью гидрофобизации бетонных, кирпичных и деревянных покрытий.
«Силор» не токсичен, не обладает кожно-резорбтивным и кумулятивным действием. Продукт удобен для работы в зимнее время, поскольку температура замерзания его ниже минус 60 С. «Силор» не способен образовывать токсичные соединения в воздушной среде и сточных водах.
Возможность приготовления тампонажного состава на основе продукта «Силор» обусловлена формированием твердой водонерастворимой полимерной массы при смешении кремний органического продукта «Силор» с водным раствором соляной кислоты [100]. Тампонажный состав может быть приготовлен смешиванием расчетных объемов кремнийорганического продукта «Силор» и товарной нефти с последующим добавлением водного раствора соляной кислоты. Приготовление тампонажного состава может производиться непосредственно на скважине. После добавления водного раствора соляной кислоты, по истечении периода структурирования, получают тампонирующую массу. Время отверждения тампонажного состава может регулироваться в широких пределах и зависит от количества и концентрации добавленной соляной кислоты.
В изолируемом пласте тампонажный состав смешивается с нефтью в нефтенасыщенных интервалах и гидролизуется водой, содержащейся в обводненных интервалах. В результате реакции гидролитической поликонденсации происходит отверждение композиции во всем насыщенном ею поровом объеме водоносной части пласта. Образующийся полимер занимает до 9 5-ти % от объема состава, стоек относительно агрессивного воздействия пластовых жидкостей, имеет удовлетворительные прочностные характеристики и высокую адгезию к горным породам и металлу обсадных труб. Эти свойства позволяют предотвратить выдавливание тампонажного состава из пласта и исключить повторные РИР.
Приготовление тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор» для проведения исследований происходило в последовательности, описанной в п. 2.5.
Для приготовления тампонажного состава использовался водный раствор соляной кислоты 2-8 %-ной концентрации. Были рассмотрены варианты приготовления тампонажного состава с использованием товарной кислоты, разбавленной до необходимой концентрации пресной или минерализованной водой. Как показали проведенные исследования, использование минерализованной воды способствует расслоению тампонажного состава. Плотность раствора соляной кислоты, приготовленного на минерализованной воде, существенно превышает плотность других ингредиентов тампонажного состава, поэтому происходит его осаждение. После расслоения равномерное распределение соляной кислоты в объеме тампонажного состава становится невозможным. Сразу после расслоения происходит отверждение тампонажного состава в объеме, содержащем в избытке осажденную соляную кислоту. Скоротечное отверждение в объеме, содержащем в избытке осажденную соляную кислоту, делает невозможным применение тампонажного состава, хотя в дальнейшем он отверждается полностью. Приготовление раствора соляной кислоты на пресной воде позволяет снизить его удельный вес, предотвратить расслоение тампонажного состава. Поэтому используемые в дальнейших исследованиях рецептуры тампонажного составы готовились с использованием раствора соляной кислоты, приготовленного на пресной воде. Рецептуры исследованных составов приведены в таблице 4.2.
Отверждение тампонажного состава на основе продукта «Силор», как и большинства тампонажных составов на основе кремнийорганических соединений, происходит в результате протекания реакции гидролитической поликонденсации. Реакция имеет экзотермический характер, и после смешения компонентов тампонажного состава происходит выделение большого количества тепла, вызывающее сильный разогрев состава. С увеличением температуры разогрева, сокращаются сроки структурирования. Разогрев тампонажного состава может вызывать его скоротечное отверждение. С целью установления зависимости времени отверждения от температуры разогрева, были исследованы тампонажные составы на основе продукта «Силор» с различным содержанием дисперсного кремнезема. В исследованиях использовалась рецептура состава № 10 (табл. 4.2). Тампонажный состав готовился на основе продукта «Силор» с содержанием дисперсного кремнезема 2,1 % мае; 6,5 % мае; 14,0 % мае. и 21,1 % мае.
В процессе структурирования составов по методике, приведенной в п. 2.4, определялась максимальная температура разогрева состава. На рисунке 4.1 приведен график, характеризующий зависимость температуры разогрева от содержания дисперсного кремнезема. Анализ зависимости показывает, что с увеличением содержания аэросила и белой сажи максимальная температура разогрева состава снижается. Температура разогрева ограничивается, видимо, за счет снижения скорости реакции гидролитической поликонденсации в присутствии дисперсного кремнезема. Содержащийся в кремнииорганическом продукте «Силор» дисперсный кремнезем выполняет роль стабилизатора реакции гидролитической поликонденсации.
