Насыщенный при 20°С раствор СаСl2 имеет плотность 1382-1383 кг/мЗ. В промысловых условиях плотности растворов, приготовленных из твердого СаСl2 на пресной и минерализованной водах, составляют соответственно 1350 и 1260-1270 кг/мЗ. Дальнейшее увеличение содержания СаСl2 в растворе приводит к образованию пересыщенных растворов, применение которых при глушении может привести к снижению проницаемости продуктивного пласта. Для восстановления продуктивности пласта ведут дополнительные длительные промывки.
На практике до 50-70% объема растворов СаСl2 используют повторно. При этом в процессе первичного использования происходит разбавление раствора СаС12, вследствие чего повторно растворы СаС12 применяются в скважинах с меньшим пластовым давлением.
Вместе с тем, как было показано, имеется значительное число скважин, требующих для своего глушения ЖГС намного большей плотности. Во многих из них при проведении ремонтных работ почти повсеместно используют утяжеленные глинистые растворы плотностью до 1700 кг/мЗ и выше.
Наличие в растворах твердой фазы и их нестабильность значительно усложняют как проведение самой операции глушения, так и ремонтных работ в целом, а также процесс подготовки нефти.
Нестабильность глинистых растворов обусловливает необходимость неоднократного задавливания скважины в процессе проведения ремонтных работ в ней. При этом помимо роста самих затрат на глинистый раствор значительно увеличиваются сроки проведения ремонтных работ, потребность в оборудовании (автоцистерны, насосные агрегаты) и т.д.
Выделение твердой фазы из глинистых растворов приводит к ее оседанию в виде плотного осадка или корки на забое скважины, стенках труб и скважинного оборудования. Последнее приводит к необходимости проведения специальных и трудоемких работ по удалению осадка и очистке оборудования от плотной корки. Резко снижается эффективность РИР в скважине, часты случаи выхода из строя УЭЦН.
Проникновение твердых частиц глинистых растворов (глина, утяжелители) приводит к резкому снижению проницаемости призабойной зоны пласта. Производительность скважин после их глушения глинистыми растворами снижается в 2-3 раза и более.
Кроме того, при использовании в качестве ЖГС утяжеленных глинистых растворов происходит загрязнение прискважинной территории в результате перелива жидкости из скважины при разложении раствора, образование большого количества нефтесодержащих отходов на установках подготовки нефти и т.д.
В некоторых скважинах ремонтные работы вынужденно проводят с частичным переливом жидкости в обваловки или с закачкой её в коллектор. Иногда в скважинах из-за высокого пластового давления ремонтные работы, несмотря на необходимость, не проводят в течение продолжительного времени и не могут быть проведены с глушением вообще.
Как уже было сказано, ремонтные работ, и в частности РИР, являются одним из основных средств реализации проектов разработки нефтяных месторождений. Исходя из этого, возможность и условия проведения РИР должны быть, обоснованы еще при установлении основных показателей разработки, т.е. в процессе составления проекта разработки нефтяного месторождения.
Одной из возможностей проведения ремонтных работ в скважинах с повышенным пластовым давлением является снижение его ограничением (или прекращением) закачки воды в нагнетательные скважины. Способ этот - универсальный. Вместе с тем использование его зачастую сдерживается неизбежными потерями в закачке воды и добыче нефти и отсутствием на сегодня методики определения их величин и учета при планировании объемов добычи нефти и закачки воды.
Изоляция пластовых вод цементными растворами
Цементные растворы на водной или углеводородной основе в настоящее время широко распространены как тампонирующие материалы при проведении водоизоляционных работ на месторождениях Татарии. В течение последних пяти лет использование цементных растворов несколько сократилось за счет применения полимерных и других нецементных тампонирующих материалов. Однако доля цементных растворов в общем количестве изоляционных материалов очень высока - около 75%.
При выборе скважин для анализа проведения изоляционных работ исключались скважины:
- эксплуатирующие угленосные горизонты и обводненные водой этих горизонтов;
- где плотность воды была ниже 1,18 г/см3,
После отбрасывания скважин указанных категории, для анализа были взяты материалы изоляционных работ по ЖЛ скважинам.
Цементные растворы, как на водной, так и на углеводородной основе общеизвестны. Отметим лишь, что цементные растворы на водной основе приготавливают смешением обычного тампонажного цемента с пресной технической водой. Водоцементный фактор растворов колеблется в пределах 0,45--0,5.
Растворы на углеводородной основе на промыслах Татарии приготавливают, смешивая дизельное топливо с обычным тампонажным цементом. В качестве ПАВ применяют дисолван, добавляя его до 2% объема к смеси.
Цементные растворы закачивают в пласт по насоснокомпрессорным трубам, при этом цементный раствор на водной основе закачивают последовательно за пластовой водой и продавливают ею же, а при закачке цементного раствора на углеводородной основе применяют жидкости-разделители до и после цементного раствора. Объем разделительной жидкости берут в пределах 0,5--1,0 м3, что предотвращает преждевременное затвердение цементного.
При задавливании цементных растворов в пласт использовались давления, значительно превышающие допустимое давление на эксплуатационную колонну. Поэтому в большинстве случаев закачки цементного раствора проводили по заливочным трубам, оборудованным пакером, предохраняющим эксплуатационную колонну от действия избыточного давления. В связи с этим около 70% изоляционных работ проводят с использованием пакеров высокого давления.
Тщательное изучение материалов водоизоляционных работ показывает, что наряду с различными способами задавливания цементных растворов в пласт существуют два отличных друг от друга способа изоляции путей водопритоков.
По первому способу закрытие путей водопритоков достигается перекрытием цементным мостом фильтра скважины, эксплуатирующей нижний пласт, частично обводненный. Метод, применяется для изоляции как нижней, так и подошвенной воды - неселективная изоляция вод.
По второму способу изоляция вод достигается за счет перекрытия обводненной части пласта цементным мостом, закрытия путей водопритоков, вследствие кольматации их частицами цементного раствора или под действием других сил при выполнении операции по задавливанию цементного раствора. Данный способ применяется при изоляции нижней и подошвенной воды. Работы по изоляции выполняются как с применением пакера, так и без него и складываются из следующих операций.
При изоляции подошвенной воды:
-- перекрывается фильтр предполагаемой обводненной части пласта цементным мостом, а нефтеносная часть пласта вскрывается снова;
цементный мост разбуривается до нижних перфорационных отверстий старого фильтра, и дополнительно вскрывается кровля нефтеносной части пласта;
цементный мост после изоляционных работ устанавливается ниже старого фильтра и дополнительно вскрывается нефтеносная часть пласта.
При изоляции нижних вод:
-- цементный мост устанавливается на уровне нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта и последний вскрывается снова;
-- цементный мост устанавливается глубже нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта, а нефтеносный пласт вскрывается снова.
Данный случай в отличие от первого будем называть селективной изоляцией вод.
Рис. 1 Закрытие путей водопритоков с использованием цементного раствора: а -- в скважине, обводненной нижней водой; Б -- в скважине, обводненной подошвенной водой; а -- перекрытие обводненного пласта цементным мостом; б -- наращивание искусственного забоя; в -- перекрытие цементным мостом обводненной части пласта; г -- создание цементной оторочки в зоне ВНК или заполнение затрубного пространства цементным раствором.
Неселективный и селективный методы изоляции нижних и подошвенных вод схематически показаны на рис 1.
При селективной изоляции подошвенной воды успешность работ выше, чем при изоляции нижней воды, с использованием цементного раствора как на водной, так и на углеводородной основе. При неселективной изоляции успешность работ в случае изоляции нижней воды с использованием цементного раствора на водной основе выше, чем на углеводородной.
Следует отметить, что после проведения изоляционных работ достигается снижение обводненности на некоторую величину, т. е. происходит частичная изоляция вод.
При неселективной изоляции нижних вод с использованием цементного раствора на водной основе дебит нефти более чем в 3 раза выше дебита до изоляционных работ и при изоляции подошвенной воды -- примерно в 2 раза. В случае использования цементного раствора на углеводородной основе прирост дебита нефти при изоляции подошвенной воды выше, чем при изоляции нижней воды, и отмечается значительное снижение обводненности с использованием цементного раствора на водной основе (по 30 скважинам более чем в 2 раза).
Значительное снижение обводненности отмечается при изоляции нижней воды с использованием цементных растворов на водной и углеводородной основе.
Периодом восстановления обводненности называется тот промежуток времени после проведения изоляционных работ, в течение которого содержание воды в продукции при эксплуатации скважины становится равным зафиксированному перед изоляционными работами.
Сравнительно короткий период восстановления обводненности при использовании цементных растворов на углеводородной основе, очевидно, связан с явлением медленного отверждения этого раствора. Вследствие этого при создании определенной депрессии на забой происходит прорыв воды, что приводит к резкому восстановлению обводненности до величины, которая отмечалась перед изоляционными работами.
Водоизолирующий состав на основе жидкого стекла
В последние годы создано несколько водоизолирующих составов на основе силикатов щелочных металлов, в частности жидкого стекла (R2O * nSiO2), где R означает калий или натрий.
Особенностью силикатов щелочных металлов является способность их взаимодействовать с ионами поливалентных металлов и другими коагулирующими агентами и образовывать гелеобразные системы или твердый тампонирующий материал. Составы на основе жидкого стекла можно применять в коллекторах любой, в том числе и низкой проницаемости, поскольку последние закачиваются в пласт в виде маловязких растворов, а образование тампонирующего материала происходит непосредственно в пласте. Нами для высокотемпературных скважин разработано два состава на основе жидкого стекла.
В условиях высоких температур для проведения водоизоляционных работ целесообразно использовать жидкое стекло как наиболее фильтрующийся материал. При давлениях 0,1-3 МПа оно в течение длительного времени сохраняет свои свойства при температурах до 200 °С. При этих условиях жидкое стекло практически не вступает в химическое взаимодействие с породами пласта, но обладает адгезией к ним.
Жидкое стекло (силикат натрия Na2SiO3), получаемое из силикат-глыбы обработкой паром в автоклавах, является неорганическим полимером. Модуль жидкого стекла регулируется щелочью и не превышает 2,8-3,0; концентрация водорастворимых силикатов 50%, плотность 1280-1400 кг/м3. В буровой практике жидкое стекло применяется в качестве структурообразователя, крепящей добавки и ингибитора в буровых растворах и ускорителя схватывания тампонажной смеси.
Нитрат аммония (NH4NO3) представляет собой бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде (50 г/100 г при t=10 °С), применяется при обработке пластов как ингибитор коррозии.
Параформ (параформальдегид) -- смесь полиоксиметилгликолей (СН2О)n, где n=8-10, представляет собой бесцветные кристаллы, содержит 91-98% формальдегида, в холодной воде растворяется медленно, в горячей - быстро, образуя растворы формальдегида.
При взаимодействии нитрата аммония и параформа образуется азотная кислота, а при взаимодействии жидкого стекла с кислотой (изменения рН среды) происходит образование закупоривающей массы.
При изучении изолирующей способности композиции для дальнейших исследований был взят состав на основе жидкого стекла и 12,5%-ной азотной кислоты при объемном соотношении 1:1.
Результаты эксперимента показали, что закупоривающая способность композиции достаточна для того, чтобы состав на основе Na2SiO3 и 12,5 %-ной HNO3, полученной из параформа и NH4NO3, рекомендовать к практическому использованию.
Второй состав включает в себя жидкое стекло и спиртовый раствор хлорида кальция. Для эксперимента были выбраны следующие реагенты: хлорид кальция 6-водный (СаС12*6Н2О), спирт этиловый (С2Н5ОН) или метиловый (СН3ОН), жидкое стекло (Na2SiO3) с концентрацией растворимых силикатов 50%. Процент содержания СаС12*6Н2О в спирте варьировал от 3 до 10%; объемное отношение спиртового раствора СаС12*6Н2О:Na2SiO3 - от 1:1 до - 1:0,5.
При разработке нефтяных залежей с одновременным снижением обводненности добываемой продукции достигается повышение гидродинамического сопротивления в зоне наибольшей проницаемости, расширяется область воздействия закачиваемым реагентом и вовлечение в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.
РИР с использованием синтетических смол на основе сланцевых фенолов.
В настоящее время практически РИР всех видов ведутся с применением синтетических смол на основе сланцевых фенолов ТСД-9 и ТС-10. Наибольшее распространение указанные смолы получили при: отключении отдельных обводненных интервалов пласта; исправлении негерметичного цементного кольца; отключении отдельных пластов; ликвидации нарушений в обсадных колоннах.
Отключение отдельных обводненных интервалов пласта является наиболее сложным видом РИР. При этом имеются в виду пласты, характеризующиеся по геофизическим данным как монолитные. Принципиальная возможность ограничения притока воды при отключении обводненных интервалов в подобных пластах обосновывается возможным наличием в них непроницаемых прослоев, не выделяемых геофизическими методами исследования.
Исходя из этого, РИР данной группы проводят по схеме селективной изоляции. Как правило, при проведении таких РИР должны быть решены одновременно несколько задач: выявление в разрезе пласта нефтенасыщенных интервалов, непроницаемых прослоев и исключение из разработки в данной скважине уже обводненных интервалов.
Технология РИР с использованием смол ТСД-9 и ТС-10 во всех случаях аналогична технологии этих работ с применением тампонажного цемента.
"Успешность" проведенных РИР оценивают в соответствии с существующей методикой, основанной на сопоставлении величин дебита нефти и содержания воды в добываемой продукции до и после проведения РИР.
К категории успешных отнесены РИР, обеспечившие: увеличение или сохранение дебита нефти при снижении объема добываемой воды; значительное снижение притока воды при небольшом снижении дебита нефти.
Оценка экономической эффективности проводимых РИР с применением смол, равно как и с любым другим изоляционным материалом, затруднена.
Выбор смолы ТСД-9 для применения ее в скважинах определен величиной температуры продуктивных пластов до 40°С.
Объекты проведения РИР различаются между собой по вязкости пластовой нефти, степени неоднородности, условиям выработки и обводнения, стадии разработки и т.д. Месторождения девона и нижнего карбона характеризуются упруговодонапорным режимом и разрабатываются с поддержанием пластового давления заводнением. Залежи нефти в известковых рифовых массивах пермского возраста характеризуются режимом газовой шапки, который постепенно переходит к режиму растворенного газа, а затем к гравитационному.
В некоторых НГДУ смолу используют эпизодически в единичных скважинах и, по сути дела, проводимые работы не выходят из стадии опытно-промышленных, поскольку за указанный период на некоторых месторождениях изменились условия проведения РИР: приобщены дополнительные горизонты, повышены пластовое давление, степень обводнения и т.д.
Указанные обстоятельства в значительной степени обусловили низкую успешность проведенных работ - в среднем 52,6%. Смолу применяют в скважинах с наиболее сложными условиями, при отсутствии четких представлений о путях поступления изолируемой воды в скважину и часто после безрезультатного применения всего перечня имеющихся других методов РИР. Бессистемность проведения РИР затрудняет отработку и совершенствование одной из основных их составляющих - технологии, а ограниченность масштабов вносит элемент случайности в оценку их эффективности.
Отключение обводненных интервалов пласта проводится по нескольким технологическим схемам.
Полностью по схеме селективной изоляции - закачка раствора смолы по всему интервалу перфорации с перекрытием его мостом, последующее разбуривание стакана и перфорация пласта в прежнем интервале - работы проведены в 56 скважинах. Из них в семи скважинах для перекрытия ствола мостом использовали цементный раствор, который закачивали непосредственно вслед за раствором смолы ТСД-9.
Назначение применяемого цементного раствора - предупреждение выноса раствора смолы ТСД-9 из изолируемого интервала в ствол скважины до начала отверждения смолы.
Указанные работы проведены в скважинах с высоким содержанием воды (90% и более). Успешность их в среднем по 49 скважинам без цементного раствора и по семи скважинам с цементным раствором составляет соответственно 40 и 42,8%.
В девяти скважинах указанный метод был применен при наличии сведений об обводнении подошвенной части пласта, которая была отключена мостом из отверженной смолы. В восьми случаях проведенные работы оказались успешными (88,9%). Сохранение и даже увеличение притока нефти в них подтверждают селективное проникновение неселективных изоляционных материалов в обводненные части пласта, обладающие большей проницаемостью.
Это со всей очевидностью подтверждено, и результатами применения метода в двух нагнетательных скважинах для регулирования закачки воды по толщине пласта. Причем, в обеих скважинах смолу закачивали по всей толщине заводняемого пласта при наличии в нем открытых трещин. Обе скважины освоены под закачку воды непосредственно после разбуривания моста из отвержденной смолы. При этом была снижена приемистость интервалов, содержащих трещины.
Наконец, в пяти скважинах смолу ТСД-9 использовали для создания водоизолирующего экрана в заданном интервале пласта дополнительно вскрывавшегося ПК-103 или ГПП в пределах существующего интервала перфорации. Смолу закачивали по всей толщине пласта через НКТ с пакером. В двух скважинах пласт перекрывали цементным мостом.
