Разработка углеводородных суспензий цемента, стабилизированных ПАВ, для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах

Ефимов, Максим Николаевич

Разработка углеводородных суспензий цемента, стабилизированных ПАВ, для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.11 ВАК РФ

Ефимов, Максим Николаевич АВТОР

кандидата технических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Москва МЕСТО ЗАЩИТЫ

2012 ГОД ЗАЩИТЫ

02.00.11 КОД ВАК РФ

Диссертация по химии на тему «Разработка углеводородных суспензий цемента, стабилизированных ПАВ, для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах»

Автореферат диссертации на тему "Разработка углеводородных суспензий цемента, стабилизированных ПАВ, для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах"

На правах рукописи

005011393

ЕФИМОВ МАКСИМ НИКОЛАЕВИЧ

РАЗРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ СУСПЕНЗИЙ ЦЕМЕНТА, СТАБИЛИЗИРОВАННЫХ ПАВ, ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 02.00.11 ■ «Коллоидная химия»

1 МАР 2072

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2012

005011393

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина» на кафедре технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Магадова Любовь Абдулаевна Официальные оппоненты:

Крупин Станислав Васильевич, доктор технических наук, профессор кафедры физической и коллоидной химии Казанского Национального Исследовательского Технологического Университета

Хлебников Вадим Николаевич, доктор технических наук, профессор кафедры физической и коллоидной химии Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина

Ведущая организация: ООО «РН-УфаНИПИНефть»

Защита диссертации состоится «20» марта 2012 года в 15.00 ч в аудитории 541 на заседании диссертационного совета Д 212.200.04 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан « 5» февраля 2012 года.

Ученый секретарь Диссертационного совета, д.т.н., профессор

Р.З. Сафиева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Поступление воды в скважину возможно как по каналам фильтрации по мере истощения залежи, так и за счет прорыва нагнетаемой воды, поступления ее посредством заколонной циркуляции сверху или снизу продуктивного горизонта, а также из-за нарушения целостности обсадной колонны.

Технологии ограничения водопритоков за счет закачки тампонирующих материалов снижают количество добываемой из скважины воды, но при этом снижают также и добычу нефти, так как неселективно кольматируют все поры коллектора.

При ремонтно-изоляционных работах (РИР) в добывающих скважинах необходимо применение таких водоизоляционных материалов, которые селективно снижают количество добываемой из скважины воды, не уменьшая при этом дебита нефти.

Эффективными тампонажными материалами для изоляции водопритоков, обладающими селективными свойствами, являются нефтецементы - суспензии цемента в нефти, широко применявшиеся в России и за рубежом. Однако нефтецементы обладают рядом недостатков, такими как высокая вязкость и фильт-ратоотдача, низкая седиментационная устойчивость.

Цель работы: Выявление механизма образования и стабилизации углеводородных суспензий цемента (УСЦ) с повышенной агрегативной устойчивостью, низкой вязкостью и высокой степенью образования цементного камня для разработки составов и технологий для РИР в добывающих скважинах.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих реагентов для селективной изоляции водопри-токов в добывающих скважинах.

2. Научное обоснование выбора реагентов для углеводородной суспензии цемента (УСЦ): композиции ПАВ, дисперсионной среды, цемента различной дисперсности для регулирования вязкостных, седиментационных и фильтрационных свойств.

3. Обоснование применения цементов различной степени помола для изоляции водопритока в добывающих скважинах, работающих в условиях различного типа коллекторов (терригенный, карбонатный, смешанный) и приемистости скважин.

4. Разработка технических условий для производства специальных цементных смесей и реагентов для выполнения водоизоляционных работ (ВИР).

5. Разработка технологии изоляции водопритоков с применением УСЦ различной дисперсности.

6. Промысловые испытания разработанных УСЦ при РИР (ликвидация заколонной циркуляции и ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны) и проведение селективной изоляции водопритоков, анализ полученных результатов.

Научная новизна

1. На основе изучения механизма образования и стабилизации углеводородных суспензий цемента установлено, что для повышения агрегативной устойчивости УСЦ и управления степенью гидрофобности поверхности частиц цемента необходимо сочетание анионоактивного маслорастворимого ПАВ -продукта конденсации жирных кислот и аминов (Гидрофобизатор АБР) и неио-ногенного водорастворимого ПАВ - оксэтилированного нонилфенола (Нефте-нол ВКС-Н). Определены оптимальные соотношения между этими классами ПАВ для обеспечения седиментационной устойчивости суспензий.

2. Разработана методика определения селективности УСЦ.

3. Экспериментально показано, что для управления фильтратоотдачей и седиментационной стабильностью УСЦ необходимо в суспензию добавлять тонкодисперсный минеральный наполнитель - микрокремнезем и маслораство-римый полимер - полиизобутилен или их сочетания.

4. Экспериментально доказана возможность проникновения УСЦ в высокопроницаемые зоны коллектора. Определены глубины проникновения углеводородных суспензий цемента в модель пласта в зависимости от дисперсности применяемой цементной смеси (ЦС) и проницаемости модели пласта.

5. Экспериментально установлена необходимость закачки буфера углеводородной жидкости в количестве не менее одного объема пор перед закачкой УСЦ в пористую среду, насыщенную водой.

Практическая ценность н реализация в промышленности

1. Разработаны новые УСЦ «Безводный тампонажный раствор на углеводородной основе (БТРУО)» с применением ЦС «БТРУО» марок «Стандарт», «Медиум» и «Микро» для проведения РИР и селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах, обладающие низкой фильтратоотдачей, высокой седиментационной устойчивостью.

2. Разработана новая комплексная технология селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах с использованием углеводородного раствора ПАВ, обратной эмульсии с докреплением УСЦ «БТРУО» с использованием ЦС с различной степенью дисперсности в зависимости от типа коллектора и степени дренированности пласта.

3. Разработаны ТУ на новые реагенты для УСЦ «БТРУО»: «ДС БТРУО», «ПАВ БТРУО», «ЦС БТРУО» марок «Стандарт», «Медиум» и «Микро», а также налажен их выпуск в ЗАО «Петрохим».

4. Разработанные реагенты и комплексная технология изоляции водопритоков успешно внедрены на объектах ОАО «Оренбургнефть» (проведено 12 операций с успешностью 67 %); ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» (проведено 4 операции с успешностью 85 %), ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (проведено 9 операций с успешностью 80 %).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

- на 7-ой научно-технической конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2007 г.);

- на IV, V, VI Всероссийских научно-практических конференциях «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, 2008, 2009,2010 гг.);

- на Международных научно-технических конференциях «Геопетроль-2008», «Геопетроль -2010» (г. Закопане, г. Краков 2008,2010 гг.);

- на XIII, XIV, XV Международных научно-практических конференциях «Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазового комплекса» (г. Владимир, 2009,2010,2011 гг.);

- на VIII Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 80-летию Российского университета нефти и газа имени И.М. Губкина (г. Москва, 2010 г.).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано: 6 статей, в том числе 3 статьи в научных изданиях, включенных в перечень ВАК, 10 тезисов докладов. Получен 1 патент на изобретение.

Структура и объем работы

Содержание диссертационной работы включает введение, 4 главы, заключение, список литературы из 103 наименований и приложения.

Общий объем работы - 165 страниц машинописного текста, в том числе 38 рисунков, 36 таблиц и 1 приложение.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю профессору д.т.н. Магадовой Л.А., [к.т.н. Магадову Р.с|, заведующему лабораторией к.т.н. Ефимову H.H., к.т.н. Мариненко В.Н., с.н.с. ООО «НИПИмор-нефть» к.т.н. Акопян P.A., аспиранту Черыговой М.А., м.н.с. Мазурову В.А. за помощь, оказанную при работе над диссертацией, заведующему лабораторией к.т.н. Губанову В.Б. за помощь в организации и проведении фильтрационных

экспериментов, сотрудникам кафедры «Технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина за поддержку и ценные замечания.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, представлена научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе представлены наиболее перспективные методы ограничения притока нагнетаемой воды в добывающие скважины, продемонстрировавшие высокую технологическую и экономическую эффективность в различных геолого-физических условиях скважин и пластов. Вопросами разработки и применения методов водоизоляционных работ в добывающих скважинах занимались: Блажевич В.А., Булатов А.И., Вахитов Г.Г., Гавура В.Е., Газизов А.Ш., Земцов Ю.В., Кабиров М.М, Клещенко И.И., Кошелев А.Т., Кубарев Н.П., Ку-рочкин В.М., Лысенко В.Д., Молчан И.А., Муслимов Р.Х., Палий А.О., Под-дубный Ю.А., Рябоконь С.А., Телин А.Г., Стрижнев В.А., Стрижнев К.В., Уметбаев В.Г., Халтурин В.Г., Хасаншин Р.Н., Хисамутдинов Н.И, Павлов И.В. и многие другие исследователи.

Весомый вклад в теоретические и экспериментальные исследования по стабилизации ПАВ углеводородных суспензий внесли отечественные ученые. Видное место среди них занимают: академик Ребиндер П.А., Жигач К.Ф., Мухин Л.К., Заворотный В.Л., Касперский В.Б., Шишков С.Н., Глущенко В.Н. и многие другие ученые.

Проведен анализ опыта применения углеводородных суспензий цемента (УСЦ), приготовленных на нефти и дизельном топливе, при РИР в нефтяных добывающих скважинах, выявлены их недостатки и преимущества.

Обоснована необходимость создания новой технологии РИР с применением (УСЦ) и предварительной закачкой гидрофобного экрана из нефтяного раствора ПАВ или обратной эмульсии.

На основании анализа литературных данных и лабораторных исследований были разработаны технологические требования к составу УСЦ:

- состав должен обладать селективностью, т.е. образовывать цементный камень только в водонасыщенной части продуктивного горизонта при контакте с водой;

- состав должен обладать низкой пластической вязкостью (пластическая вязкость не должна превышать 60 мПа-с при 40°С) для снижения гидравлических потерь при нагнетании суспензии в скважину;

- состав должен иметь высокую седиментационную стабильность (показатель стабильности должен быть не более 20 кг/м3) во времени (24 часа);

- состав композиции ПАВ, входящий в состав УСЦ, должен обеспечивать наиболее полное замещение углеводородной жидкости на воду для образования прочного и непроницаемого цементного камня. Степень замещения дисперсионной среды водой должна быть не менее 70 %, степень образования цементного камня должна быть не менее 90 %;

- ПАВ и минеральные добавки, входящие в состав УСЦ должны обеспечивать минимальные фильтрационные потери (до 200 мл/30 мин) для увеличения глубины проникновения УСЦ в трещины и водопроводящие каналы.

Во второй главе приведены описания методов исследований.

Для выполнения поставленных задач с учетом технологических требований к УСЦ были использованы следующие стандартные методы исследований:

- исследования реологических свойств УСЦ, отражающие гидравлические потери при нагнетании в скважину и характеризующие седиментационную устойчивость суспензий (определение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига) на ротационном вискозиметре Рапп-35;

- исследование седиментационной стабильности УСЦ, которая определялась с помощью цилиндра стабильности ЦС-2;

- определение межфазного натяжения растворов ПАВ в керосине на границе с водой с помощью автоматического сталагмометра (метод объема капли);

- определение фильтрационных потерь на фильтр-прессе низкого давления фирмы Рапп.

Для того чтобы определить максимальную эффективную концентрацию ПАВ в УСЦ была разработана экспресс-методика, оценивающая величину се-диментационного объема суспензии цемента в углеводороде в зависимости от концентрации ПАВ.

В градуированные пробирки объемом 25 мл засыпалась навеска цемента 5,0 г с размерами частиц от 40 до 45 мкм. Отдельно в керосине КО-25 готовились растворы различных ПАВ. Концентрация ПАВ от 1,0 до 0,0025 % масс, регулировалась методом разбавления раствора ПАВ керосином. Растворы ПАВ в количестве 15 г заливались в пробирки с навеской цемента. Пробирки встряхивали одновременно в течение 3 минут и оставляли в покое. Высоту осадка цемента в пробирках оценивали через сутки. Опыт повторяли три раза. По итогам эксперимента строили график зависимости высоты осадка суспензии цемента от концентрации ПАВ.

Для оценки селективности УСЦ и степени образования цементного камня была разработана методика определения селективности УСЦ на модели, имитирующей водо- и нефтенасыщенные интервалы пласта. Эскиз модели представлен на рис. 1. Данная модель представляет собой сообщающиеся сосуды. Вариант № 1 представляет водонасыщенную часть пласта, а вариант № 2 - неф-тенасыщенную часть. Левая часть модели представляет собой пористую среду (песок), насыщенную водой на варианте модели № 1 и нефтью на варианте модели № 2. В обе левые части модели после насыщения пористой среды флюидом заливается одинаковый объем УСЦ. Правая часть модели представляет напорный горизонт: в первом случае - водонасыщенный, во втором - нефтенасы-щенный, который создается превышением столба жидкости над уровнем цементной суспензии в левой части.

С помощью этой модели через 24 часа после заливки УСЦ в модель велась оценка степени замещения (Сзам, %) дисперсионной среды водой, что является отношением объема вытесненной дисперсионной среды к объему диспер-

сионной среды УСЦ, залитой в модель и вычисляется степень образования цементного камня (Со6р, %), как отношение объема образовавшегося камня УСЦ к объему залитой УСЦ.

Рис. 1 - Модель оценки селективности УСЦ

В третьей главе представлены результаты лабораторных испытаний по разработке составов УСЦ для селективной изоляции воды.

Поскольку на вязкость суспензий значительно влияет вязкость дисперсионной среды, то в качестве дисперсионной среды нами было выбрано дизельное топливо, как среда, обладающая низкой вязкостью и высокой температурой вспышки.

Из литературных источников известно, что для стабилизации УСЦ и повышения углеводородцементного отношения могут применяться углеводород-растворимые ПАВ. Для предварительных исследований были выбраны углево-дородрастворимые анионоактивные ПАВ - продукт конденсации жирных кислот с аминами «Гидрофобизатор АБР» (АБР) и алкилбензолсульфонат кальция (АБСК).

Для определения рабочего диапазона концентраций ПАВ «АБР» и «АБСК» была разработана методика определения эффективной концентрации ПАВ, по которой оценивалось влияние ПАВ на величину седиментационного

объема суспензии цемента в углеводороде в зависимости от концентрации ПАВ.

На рис. 2 показана зависимость объема осадка цемента в 25 % масс, суспензии цемента в керосине от концентрации ПАВ «АБР» и «АБСК».

-АБСК

-АБР

О 0,125 0,25 0,375 0,5 0,625 0,75 0,875 1 Концентрация ПАВ, % масс.

Рис. 2 - Зависимость объема осадка цемента в 25% масс, суспензии цемента в керосине от концентрации ПАВ Из рис. 2 видно, что уменьшение количества осадка происходит в суспензиях с содержанием ПАВ примерно до 0,25 % масс., дальнейшее увеличение концентрации ПАВ не уменьшает количество осадка.

На следующем этапе работ исследовали влияние ПАВ «АБР» и «АБСК» в концентрациях от 0,02 до 0,2 % масс, на седиментационную устойчивость, реологические свойства, фильтратоотдачу УСЦ с содержанием дисперсионной среды - дизельного топлива в количестве 25 % масс., дисперсной фазы - ЦС БТРУО Стандарт (тампонажного портландцемента класса в) — остальное.

В таблице 1 приведены данные о влиянии концентрации «АБР» и «АБСК» на физико-химические свойства УСЦ, на образование цементного камня и степень замещения углеводородной жидкости на воду, определенные с помощью модели оценки селективности составов УСЦ.

Влияние ПАВ «АБР» и «АБСК» на свойства УСЦ

Наименование Концентрация, % масс.

Дизельное топливо 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

ЦС БТРУО «Стандарт» 74,98 74,96 74,92 74,80 74,98 74,96 74,92 74,80

ПАВ «АБР» 0,02 0,04 0,08 0,20 0 0 0 0

ПАВ «АБСК» 0 0 0 0 0,02 0,04 0,08 0,20

Всего 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00

Характеристики

Пластическая вязкость при 40 "С, мПа-с 197,0 104,0 82,0 62,0 186,0 96,0 72,0 51,0

Динамическое напряжение сдвига при 40 °С, дПа 68,3 30,2 14,1 12,8 71,2 28,6 4,2 0,5

Фильтратоотдача, мл/30 мин 530 525 523 515 532 502 354 275

Седиментационная стабильность, кг/м3 26 30 32 35 28 31 36 40

Степень образования камня, % 100 67,2 35,1 7,7 100 64,2 29,3 4,7

Степень замещения углеводородной фазы на воду, % 89,9 45,7 15,5 10,9 86,5 43,6 13,8 7,2

Из табл. 1 следует, что применение только маслорастворимого ПАВ «АБР» или «АБСК» не позволяет получить УСЦ с требуемыми характеристиками. При увеличении концентрации маслорастворимого ПАВ с уменьшением вязкости УСЦ ухудшается седиментационная устойчивость, уменьшается степень образования цементного камня и степень замещения углеводородной фазы на воду.

Одним из способов регулирования агрегативной устойчивости концентрированных углеводородных суспензий явилось совместное использование водо- и маслорастворимых ПАВ.

Для уменьшения вязкости суспензии и улучшения замещения дисперсионной среды на воду в суспензии, стабилизированные «АБР» и «АБСК», был добавлен водорастворимый неионогенный ПАВ: оксиэтилированный нонилфе-нол - Нефтенол ВКС-Н (ВКС-Н).

Результаты исследований представлены в таблицах 2 и 3.

Физико-химические свойства УСЦ, стабилизированных «ВКС-Н» и «АБР»

Наименование Концентрация, % масс

Дизельное топливо 24,40 24,40 24,40 24,40 24,40 24,40

ЦС БТРУО «Стандарт» 75,50 75,45 75,35 75,45 75,35 75,30

ПАВ «ВКС-Н» 0,05 0,10 0,20 0,05 0,15 0,20

ПАВ «АБР» 0,05 0,05 0,05 0,10 0,10 0,10

Всего 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00

Параметры Значение

Пластическая вязкость при 40 °С, мПа-с 74,0 60,3 36,0 39,0 37,0 33,0

Динамическое напряжение сдвига при 40 °С, дПа 4,9 4,7 4,2 4,1 2,5 1,2

Фильтратоотдача, мл/30 мин 348 352 320 356 280 120

Седиментационная стабильность, кг/м3 10 11 20 30 25 40

Степень образования камня, % 100 100 100 65 88 100

Прочность камня на сжатие, МПа 18,1 17,8 17,4 9,3 12,2 14,7

Таблица 3

Физико-химические свойства УСЦ, стабилизированных «ВКС-Н» и «АБСК»

Наименование Концентрация, % масс

Дизельное топливо 24,40 24,40 24,40 24,40 24,40 24,40

ЦС БТРУО «Стандарт» 75,50 75,45 75,35 75,45 75,35 75,30

ПАВ «ВКС-Н» 0,05 0,10 0,20 0,05 0,15 0,20

ПАВ «АБСК» 0,05 0,05 0,05 0,10 0,10 0,10

Всего 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00

Параметры Значение

Пластическая вязкость при 40 °С, мПа-с 76,0 63,0 42,0 37,0 35,0 32,0

Динамическое напряжение сдвига при 40 °С, дПа 4,6 4,0 3,8 2,7 2,1 1,0

Фильтратоотдача, мл/30 мин 256 230 300 155 168 115

Седиментационная стабильность, кг/м3 25 35 30 35 35 45

Степень образования камня, % 75 80 90 55 67 78

Прочность камня на сжатие, МПа 12,0 14,3 14,8 5,1 8,3 9,8

Суспензии цемента, приготовленные с применением ПАВ «АБСК» и «ВКС-Н», хуже образуют цементный камень, чем суспензии, приготовленные с применением «АБР» и «ВКС-Н». Поэтому для приготовления УСЦ в качестве маслорастворимого ПАВ было решено использовать ПАВ «АБР».

Для углеводородных суспензий характерна зависимость их вязкости от содержания ПАВ. Такие зависимости характерны для смеси ПАВ, когда малые добавки второго ПАВ изменяют вязкость суспензии в несколько раз. На рис. 3 показано изменение пластической вязкости УСЦ стабилизированной 0,05 % масс. «АБР» в зависимости от концентрации второго ПАВ (ВКС-Н).

90 0 я ^ 9 80 я" 3 70 | ¡60 Я §50 1 40 К а 30 0,

33 0,06 0,09 0,12 0,15 0,18 0,21 0,24 0,27 0,3 0,33 0,36 0,39 Концентрация, % масс.

Рис. 3 - Зависимость пластической вязкости УСЦ стабилизированной 0,05 % масс. «АБР» в зависимости от концентрации второго ПАВ (ВКС-Н)

Механизм такого действия ПАВ обусловлен, вероятнее всего, утолщением сорбционных слоев ПАВ, что способствует увеличению расстояния между частицами цемента, сглаживает неровности поверхности частиц цемента, и как следствие, приводит к снижению трения между ними и вязкости суспензии. Следует отметить, что ввод неионогенного водорастворимого ПАВ «ВКС-Н», кроме снижения вязкости, способствует более быстрому и полному замещению углеводородной жидкости на воду. При комнатной температуре полное замещение происходит за 8 часов, в отличие от 16 часов с одним «АБР», а степень замещения углеводородной жидкости на воду составляет 92-100 %.

На рис. 4 показаны кривые межфазного натяжения растворов ПАВ в керосине на границе с водой. Из графиков видно, что смеси ПАВ «АБР» и «ВКС-

Н» (1:1), «АБСК» и «ВКС-Н» (1:1) обладают более низким межфазным натяжением по сравнению с индивидуальными ПАВ («АБР» и «АБСК»),

Рис. 4- Зависимости межфазного натяжения индивидуальных ПАВ («АБР» и «АБСК») и их смесей с «ВКС-Н» (1:1) на границе керосин-вода от концентрации ПАВ в керосине Таким образом, при использовании композиции ПАВ, состоящей из мас-лорастворимого анионактивного ПАВ «АБР» и водорастворимого неионоген-ного ПАВ «ВКС-Н», при определенном соотношении наблюдаются значительное подавление седиментации, резкое снижение вязкости суспензии при полном замещении углеводородной фазы на воду при исследовании на модели оценки селективности.

В итоге был разработан состав УСЦ, который обладает оптимальными физико-химическими свойствами. Состав УСЦ представлен в табл. 4.

Состав и свойства УСЦ

Наименование Концентрация, % масс.

Дизельное топливо 25,50

ЦС БТРУО «Стандарт» 74,30

ПАВ «ВКС-Н» 0,15

ПАВ «АБР» 0,05

Всего 100,00

Параметры Значение

Плотность, г/см3 1,89

Пластическая вязкость (20/40°С), мПа-с 65,0/41,0

Динамическое напряжение сдвига (20/40°С), дПа 6,3/4,1

Фильтратоотдача, мл/30 мин 344

Степень образования камня, % 100

Показатель стабильности, кг/м3 12

Прочность камня на сжатие, МПа 17,8

Далее в работе был сделан выбор различных добавок к УСЦ для снижения фильтрационных потерь. Как видно из табл. 4, раствор УСЦ обладает удовлетворительной вязкостью и динамическим напряжением сдвига (ДНС), но при этом имеет высокую фильтратоотдачу. Для снижения фильтратоотдачи были опробованы различные жидкие и порошкообразные регуляторы фильтратоотдачи. Жидкими добавками являлись нефтерастворимые полимеры (полиизобу-тилен), эфиры, спирты, в том числе многоатомные, порошкообразными - бентонит, микрокремнезем, органофильный бентонит, лигносульфонат и др.

Ниже, на рис. 5 и 6 приведены гистограммы фильтратоотдачи растворов УСЦ с различными жидкими и твердыми добавками. Для оценки снижения фильтратоотдачи были исследованы жидкие добавки в концентрации 2,0 % масс, и твердые добавки в концентрации 3,5 % масс.

§ 500

2 400 я

5 = зоо

о н

Р 200 л

ё юо о

® Метгтэптенгтткояь к Гяпцернн У- Додеканол + УСЦ беч добавок « Изобутанол | Эфир олеиновой кислоты ■ Пощпиобутилен

Рис. 5 - Фильтратоотдача УСЦ с содержанием различных жидких добавок (2,0% масс.)

400

5 350

§ 300 5

250

я г

I 200

Й 150

о.

£ 100

® Органоггаша Орбенх-91

■ Мпкрокремнезем

'л Опока молотая

а Дпатоыш молотый

й Лигиосульфокат

порошковый И УСЦ 5е1 добавок

:-:• КССБ-4

* КССБ-2

Бенгонпговаягташа

Рис. 6 - Фильтратоотдача УСЦ с содержанием различных твердых добавок (3,5% масс.)

Как видно из рис. 5 и б значительно снижают фильтрацию эфиры, нефте-растворимый полимер (полиизобутилен), микрокремнезем и органоглина. Однако при использовании эфиров, наряду со снижением фильтратоотдачи, снижается ДНС, что является признаком седиментационной неустойчивости. Введение спиртов способствует снижению седиментационной устойчивости и увеличению фильтратоотдачи. Введение органоглины значительно уменьшает степень образования цементного камня. Наибольшее снижение фильтратоотдачи при сохранении требуемых свойств УСЦ наблюдается при совместном использовании микрокремнезема в концентрации 3,0 % масс, и полиизобутилена в концентрации 0,5 % масс.

Следующим этапом в совершенствовании свойств УСЦ стало применение в качестве дисперсионной фазы ЦС высокой дисперсности (микроцемента) -«ЦС БТРУО» марок «Медиум» и «Микро», получаемых помолом тампонажно-го портландцемента класса G (ПЦТ I-G-CC-1) на специальной струйной мельнице.

При этом для получения УСЦ «БТРУО» с «ЦС БТРУО» марки «Микро», удовлетворяющей предъявляемым требованиям, количество дисперсионной среды в УСЦ было увеличено до 50 % масс., а общее количество ПАВ было увеличено до 0,5 % масс.

В третьей главе представлены фильтрационные эксперименты, проводившиеся для оценки проникающей способности УСЦ «БТРУО» с «ЦС БТРУО» различных марок. Под проникающей способностью подразумевается способность состава прокачиваться через пористую среду модели при приложении внешнего давления.

Для оценки проникающей способности УСЦ «БТРУО» в водонасыщен-ный пласт без предварительной закачки буферной углеводородной жидкости и с ее использованием были проведены эксперименты на многофункциональной фильтрационной установке высокого давления HP-CFS.

Моделирование трещиновато-пористой среды проводили на линейной модели пласта с использованием в качестве пористой среды проппантов Fore-Prop марок 16/30, 12/18 и 10/14, которые по размерам условно можно разделить на мелкую, среднюю и крупную фракции проппанта, с проницаемостью по воде, соответственно: 600±15, 1000±25, 1350150 мкм2.

Для первой серии экспериментов использовались водонасыщенные модели пласта. Однако было замечено, что в процессе закачки происходила реакция цементного состава с водой, и он приобретал высокую вязкость, что вызывало резкий рост давления закачки и невозможность продолжения эксперимента. Поэтому в опытах проводили закачку буферной углеводородной жидкости (керосин) в водонасыщенную модель пласта с целью оттеснения воды в объеме одного порового пространства модели. Затем оценивалась проникающая спо-

собность УСЦ «БТРУО» с применением разных марок «ЦС БТРУО» в модель пласта, насыщенную углеводородной фазой и содержащей остаточную воду. Известно, что проникающую способность цементного раствора определяет максимальный размер частиц. Параметры использованных в исследованиях составов УСЦ «БТРУО» приведены в табл. 5.

Таблица 5

Параметры составов УСЦ «БТРУО»

Параметры БТРУО МИКРО БТРУО МЕДИУМ БТРУО СТАНДАРТ

Плотность, г/см3 1,40 1,55 1,79

Пластическая вязкость при 40°С, мПа-с 9,0 18,0 36,0

Максимальный размер частиц цемента, мкм 10 50 110

Удельная поверхность цементной смеси, м2/кг 912 609 298

По результатам экспериментов на насыпных моделях, заполненных различными фракциями проппанта с остаточной водонасыщенностью, был построен график относительной глубины проникновения УСЦ «БТРУО» в зависимости от применяемой марки «ЦС БТРУО» и проницаемости модели пласта (рис.

7).

Рис. 7 - Относительная глубина проникновения УСЦ «БТРУО», приготовленных из «ЦС БТРУО» различных марок, в модель пласта различной проницаемости с остаточной водонасыщенностью Относительной глубиной проникновения в нашем случае является отношение глубины проникновения УСЦ к длине модели. За единицу приняли полное проникновение УСЦ в модель пласта. В результате проведенных фильтра-

ционных экспериментов была экспериментально подтверждена необходимость закачки буферной углеводородной жидкости в водонасыщенную модель перед закачкой УСЦ «БТРУО» и оценена проникающая способность УСЦ «БТРУО» с «ЦС БТРУО» различной дисперсности.

В четвертой главе представлены варианты технологии РИР и селективной изоляции водопритоков, дан анализ первых экспериментальных работ, представлены результаты промышленных работ с применением УСЦ «БТРУО» с «ЦС БТРУО» разных марок в условиях высокообводнившихся месторождений Западной Сибири.

Первые работы с участием автора совместно с ООО «Геотехнокин-ЮГ» были проведены на скважинах ОАО «ТНК-БП» в Оренбургской области в 2008 г. Для проведения работ использовались стандартный портландцемент, ПАВ, дизельное топливо и спецоборудование, применяемое при производстве РИР.

Из анализа первых проведенных работ по селективной изоляции водопритоков были сделаны следующие выводы:

- для дальнейшего продолжения работ необходима разработка композиции ПАВ, эффективной для достижения низкой вязкости УСЦ «БТРУО» и получения прочного непроницаемого цементного камня;

- для снижения реологических свойств суспензии и давления закачивания УСЦ «БТРУО» в пласт, а также для работы в зимнее время необходимо разработать требования к дисперсионной среде и наладить ее производство;

- для обеспечения качественной изоляции пласта необходимо увеличить объем закачиваемой УСЦ «БТРУО» с 0,1 м3/м перфорации до 0,4-1,0 м'/м перфорации, для чего необходимо использовать «ЦС БТРУО» с различной степенью дисперсности (Стандарт - <3(0,9)<90 мкм, ётах=110мкм; Медиум -с1(0,9)<45 мкм, с!тах=50 мкм; Микро - с!(0,9)<5 мкм, с)тах=10 мкм);

- при проведении селективной водоизоляции необходимо заменить водную жидкость глушения на безводную (нефть, обратная эмульсия).

Для повышения эффективности РИР селективными УСЦ «БТРУО» была разработана комплексная технология применения растворов на углеводородной основе, т.е. перед закачкой УСЦ «БТРУО» необходима закачка оторочки селективного водоизолирующего материала - углеводородного раствора ПАВ «Гид-рофобизатора АБР» и (или) обратной эмульсии на его основе в зависимости от приемистости скважины.

На первом этапе подготовительных работ необходимо определить приемистость скважины (на трех режимах).

По результатам замера приемистости скважины принимается окончательное решение об объемах и типе первого цикла закачки жидкости для селективной водоизоляции (раствора ПАВ или обратной эмульсии), а также необходимого объема УСЦ «БТРУО».

Рекомендуемые объемы закачиваемых селективных составов в зависимости от приемистости обрабатываемой скважины приведены в табл. б.

Таблица 6

Рекомендуемые объемы закачиваемых селективных составов в

зависимости от приемистости обрабатываемой скважины

Оценка п риемистости Используемые растворы

Качественная Количественная, при 10,0 МПа

Очень высокая 600 - 800 MJ/cyr Нефтяной раствор ПАВ 10 м3+ обратная эмульсия в/м (50/50) в объеме 50 м3 + обратная эмульсия в/м (60/40) в объеме 60 м3 + обратная эмульсия в/м (70/30) в объеме 60 м3 + УСЦ «БТРУО» «Стандарт» в объеме 0,5 м3/м перфорации

Высокая 400 - 600 м3/суг Нефтяной раствор ПАВ 10 м3 + обратная эмульсия в/м (50/50) в объеме З0м3 + обратная эмульсия в/м (60/40) в объеме 50 м3 +УСЦ «БТРУО» «Медиум» в объеме 0,4 м3 /м перфорации

Средняя 300 - 400 м'/сут Нефтяной раствор ПАВ 20 м3 + обратная эмульсия в/м (50/50) в объеме 30-50 м3 + УСЦ «БТРУО» «Микро» в объеме 0,3 м3/м перфорации

Низкая 200 - 300 м7сут Нефтяной раствор ПАВ 40-60 м3 + УСЦ «БТРУО» «Микро» в объеме 0,25 м3/м перфорации

Очень низкая 60-150 м'/сут Нефтяной раствор ПАВ 25-40 м3 + УСЦ «БТРУО» «Микро» в объеме 0,2 м3/м перфорации

В результате внедрения технологии селективной изоляции водопритоков в 2008-2009 гг. на месторождениях ОАО «Оренбургнефть» было проведено 12 операций по селективной изоляции водопритоков в карбонатных коллекторах с успешностью 67 %.

С применением комплексной технологии селективной изоляции в июне-ноябре 2010 г. были проведены четыре операции на Сугмутском месторождении ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и четыре операции на Барсуковском месторождении ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» с успешностью 85 %.

В июне-октябре 2010 г. с применением разработанных реагентов ДС «БТРУО», ПАВ «БТРУО» и «ЦС БТРУО» марки «Микро» были проведены ре-монтно-изоляционные операции по ликвидации заколонных перетоков и негерметичности обсадной колонны в 5 скважинах Карамовского, Спорышевского и Вынгапуровского месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» с успешностью 80 %.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Проведен анализ опыта применения нефтецементных и дизельцементных растворов при РИР в нефтяных добывающих скважинах. Выявлены недостатки и преимущества УСЦ. Разработаны требования к УСЦ.

2. Разработаны методика определения эффективной концентрации ПАВ и методика оценки селективности УСЦ, позволяющая определять степень образования цементного камня и степень замещения углеводородной жидкости на воду.

3. Установлено, что для получения седиментационно-устойчивой суспензии цемента в углеводородной дисперсионной среде необходимо использование композиции ПАВ, состоящей из маслорастворимого анионактивного ПАВ -продукта конденсации жирных кислот с аминами (ПАВ «Гидрофобизатор АБР») и водорастворимого неионогенного ПАВ - оксэтилированного нонилфе-нола («Нефтенол ВКС-Н»).

4. Впервые экспериментально установлено, что управление фильтрационными потерями УСЦ возможно за счет введения в суспензию следующих веществ:

тонкодисперсного минерального наполнителя микрокремнезема и маслорас-творимого полимера полиизобутилена или их сочетаний в зависимости от условий применения УСЦ в конкретной скважине.

5. Получен патент РФ № 2357999. Тампонажный раствор «НЦР ХИМЕКО -ВМН».

6. На основании фильтрационных экспериментов и опытных работ на скважинах установлено, что использование «ЦС БТРУО» марки «Стандарт» в УСЦ «БТРУО» возможно только при РИР в высокопроницаемых карбонатных и вы-сокодренированных терригенных коллекторах на завершающем этапе эксплуатации скважин. Доказана необходимость закачивания углеводородной буферной жидкости перед порцией УСЦ для предотвращения преждевременного загущения и роста давления закачки УСЦ.

7. Показано, что для расширения области применения УСЦ «БТРУО» в скважинах с терригенными и карбонатными коллекторами необходимо использование цементов с различной степенью дисперсности: ЦС «БТРУО» марок «Стандарт», «Медиум» и «Микро».

8. Разработаны рекомендации по применению УСЦ «БТРУО»: марка «ЦС БТРУО», объем раствора, объем буферной жидкости с учётом приемистости, типа коллектора, дебита скважины.

9. В результате внедрения разработанной технологии селективной изоляции во-допритоков на месторождениях ОАО «Оренбургнефть» было проведено 12 операций по селективной изоляции водопритоков в карбонатных коллекторах с успешностью 67 %; с применением комплексной технологии селективной изоляции проведены четыре операции на Сугмутском месторождении ОАО «Газ-промнефть-Ноябрьскнефтегаз» и четыре операции на Барсуковском месторождении ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» с успешностью 85 %.

10. С применением разработанных реагентов ДС «БТРУО», ПАВ «БТРУО» и ЦС марки «Микро» были проведены ремонтно-изоляционные операции по ликвидации заколонных перетоков и негерметичности обсадной колонны в пяти

скважинах Карамовского, Спорышевского и Вынгапуровского месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» с успешностью 80 %.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Заворотный В.Л., Магадова Л.А., Ефимов H.H., Ефимов М.Н. Нефтецемент-ные растворы для селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах // Тезисы докладов 7-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2007. - С. 86-87.

2. Силин М.А., Заворотный В.Л., Ефимов H.H., Заворотный A.B., Ефимов М.Н. Комплексная технология применения технологических жидкостей на углеводородной основе // Тезисы докладов IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». - М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 26-27 июня 2008г. - С. 12-14.

3. Ефимов H.H., Ефимов М.Н., Заворотный В.Л., Рудь М.И., Магадова Л.А, Дмитриева И.А. Тампонажные растворы на углеводородной основе для производства ремонтно-изоляционных работ// Тезисы докладов IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». - М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 26-27 июня 2008 г. - С. 24-26.

4. Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов H.H., Губанов В.Б., Заворотный В.Л., Ефимов М.Н. Новые технологии для ремонтно-изоляционных работ // Интервал. -№ 6 (116). -2008. - С.14-17.

5. Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов H.H., Заворотный В.Л., Ефимов М.Н., Феткулаев Л.А., Бернштейн A.M. Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных скважинах с использованием тампонажных растворов на углеводородной основе // Материалы XIII Международной научно-практической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазового комплекса». - Владимир. - 2009. - С.164-171.

6. Патент РФ № 2357999 МПК С09К008/467. Тампонажный раствор «НЦР ХИМЕКО - ВМН» / Силин М.А., Гаевой Е.Г., Рудь М.И., Магадова Л.А., Заворотный В.Л., Ефимов Н.Н, Ефимов М.Н., Заворотный A.B. Хисметов Т.В., Бернштейн A.M., Гилаев Г.Г., Хасаев P.A. оглы, Виноградов Е.В. -№2007142461/03; Опубл. 10.06.2009.

7. Магадова Л.А., Ефимов М.Н., Ефимов H.H., Черыгова М.А. Методика выбора ПАВ для тампонажного раствора на углеводородной основе // Материалы VIII Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 80-летию Российского университета нефти и газа имени И.М. Губкина. М.:РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - 2010. - С. 298.

8. Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов М.Н. Тампонажные растворы на углеводородной основе для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах// Материалы VIII Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 80-летию Российского университета нефти и газа имени И.М. Губкина. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - 2010. - С. 308.

9. Ефимов М.Н., Черыгова М.А. Регулирование фильтрационных свойств углеводородных суспензий цемента// 64-я Студенческая научная конференция «Нефть и газ-2010», Тезисы докладов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 12-15 апреля 2010 г.- С. 45.

10. Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов H.H., Заворотный В.Л., Ефимов М.Н. Изоляция водопритоков в добывающих скважинах с использованием комплексной технологии // Материалы XIV Международной научно-практической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие химические реагенты и материалы в эффективных технологических жидкостях для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. - Суздаль. - 2010. -С. 173-176.

11. Силин М.А., Магадова Л.А., Заворотный В.Л., Ефимов H.H., Ефимов М.Н., Феткулаев Л.А. Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах с использованием установки гибкая труба (УГТ) - Колтюбинг с применением безводного тампонажного углеводородного раствора на углеводородной основе // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2010. - №2. - С.68-70.

12. Ефимов H.H., Ефимов М.Н., Магадова Л.А. Обеспечение качества изоляции водопритоков в нефтяных скважинах тампонажными растворами на углеводородной основе // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2010. -№3,-С. 51-56.

13. Магадова Л.А., Ефимов H.H., Губанов В.Б., Ефимов М.Н. Сравнительная оценка проникающей способности безводных тампонажных растворов на углеводородной основе в пористую среду // Время колтюбинга. - 2010. - №32, июнь. - С. 46-49.

14. Магадова Л.А., Силин М.А., Ефимов H.H., Ефимов М.Н., Нигматуллин Т.Э., Хасаншин Р.Н. Опыт изоляции водопритоков в добывающих нефтяных скважинах с применением селективных материалов на углеводородной основе // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2011. - №3. - С. 68-72.

15. Ефимов H.H., Ефимов М.Н., Магадова Л.А. Тампонажные растворы на углеводородной основе в нефтедобыче. // Материалы Международной научно-технической конференции «Геопетроль-2008». Закопане, Краков - Польша. -2008.-С. 699-702.

16. Ефимов H.H., Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов М.Н. Комплексная технология ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах с применением водоизолирующих селективных составов на углеводородной основе. // Материалы Международной научно-технической конференции «Геопетроль-2010». Закопане, Краков - Польша. 2010. - С. 873- 879.

17. Магадова Л.А., Ефимов H.H., Ефимов М.Н., Черыгова М.А. Управление технологическими свойствами углеводородных суспензий цемента с помощью композиции ПАВ // Технологии нефти и газа. - 2011. - № 2. - С. 25-29.

Диссертант

Ефимов М.Н.

Ефимов Максим Николаевич Разработка углеводородных суспензий цемента, стабилизированных ПАВ, для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах. Автореф. дисс. на соискание ученой степени кандидата техн. наук. Подписано в печать 14.02.2012. Заказ № 7056 Формат 60x90/16. Усл. печ. л. 1. Тираж 100 экз. Типография «Реглет» г. Москва, Проспект Вернадского, д. 39 (495) 363-78-98

Текст научной работы диссертации и автореферата по химии, кандидата технических наук, Ефимов, Максим Николаевич, Москва

61 12-5/1767

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА" (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

На правах рукописи

ЕФИМОВ МАКСИМ НИКОЛАЕВИЧ

Специальность 02.00.11 -«Коллоидная химия»

диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель

доктор технических наук Магадова Л. А.

Москва-2012

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 4

Глава 1. Литературный обзор 8

1.1 Причины обводнения скважин и методы борьбы с ними 10

1.2 Тампонажные материалы, применяемые для водоизоляции 12

1.2.1 Тампонирующие смеси на базе органических вяжущих 15 материалов - полимерные тампонажные материалы (ПТМ)

1.2.2 Гелеобразующие водоизоляционные материалы (ГВМ) 24

1.2.3 Цементно-полимерные тампонажные растворы 33

1.2.4 Углеводородные суспензии цементов (УСЦ) 45 Глава 2. Методы исследования 59

2.1 Методика приготовления УСЦ в лабораторных условиях 59

2.2 Методика оценки максимальной эффективной концентрации 59 ПАВ в модельной УСЦ

2.3 Методики исследования УСЦ 60

2.4 Методика фильтрационного эксперимента 69 Глава 3. Разработка составов УСЦ с регулируемыми физико- 72 химическими свойствами

3.1 Применяемые реагенты 72

3.2 Подбор ПАВ и определение их оптимальных концентраций 73

3.2.1 Выбор дисперсионной среды и ПАВ 73

3.2.2 Определение максимальной эффективной концентрации ПАВ 74

3.2.3 Определение оптимальных концентраций ПАВ «АБР»

и «АБСК» в УСЦ 76

3.2.4 Исследование свойств УСЦ с использованием смеси ПАВ «АБР» и «ВКС-Н», «АБСК» и «ВКС-Н» 78

3.2.5 Определение межфазного натяжения растворов ПАВ 80

3.2.6 Определение межфазного натяжения комплексов ПАВ 84

3.2.7 Определение оптимального соотношения реагентов по технологическим параметрам УСЦ 85

3.2.8 Подбор тонкодисперсных добавок-регуляторов физико-химических свойств УСЦ 91

3.2.9 Подбор жидких добавок-регуляторов физико-химических свойств УСЦ 99

3.3 Разработка УСЦ с применением цементных смесей высокой дисперсности «ЦС БТРУО» марок «Медиум» и «Микро» 109

3.4 Фильтрационные эксперименты 117 Глава 4 Результаты проведения промысловых испытаний разработанных составов и технологий селективной изоляции и ликвидации заколонных перетоков 127 Основные выводы и рекомендации 13 7 Литература 139 Приложение А 150

Введение

В настоящее время нефтяные компании мира добывают в среднем три тонны воды на каждую тонну нефти, извлекаемой из истощающихся пластов. Огромные средства тратятся ежегодно на подготовку и утилизацию добываемой воды. В процессе эксплуатации месторождения обводненность продукции постоянно увеличивается. В результате, расходы на переработку воды достигают стоимости добываемой нефти, а обводненность — «экономического предела». Поступление воды в скважину возможно как по каналам фильтрации по мере истощения залежи, так и за счет прорыва нагнетаемой воды, поступления ее посредством заколонной циркуляции сверху или снизу продуктивного горизонта, а также из-за нарушения целостности обсадной колонны. Технологии ограничения водопритоков за счет закачки тампонирующих материалов снижают количество добываемой из скважины воды, но при этом снижают также и добычу нефти, т.к. неселективно кольматируют все поры коллектора.

уменьшая при этом дебита нефти.

Эффективным тампонажным материалом для изоляции водопритоков, обладающим селективными свойствами, являются нефтецементы -суспензии цемента в нефти, широко применяющиеся в России и за рубежом. Однако нефтецементы обладают рядом недостатков, такими как высокая вязкость и фильтратоотдача, низкая седиментационная устойчивость и недостаточная прочность цементного камня.

камня для разработки составов и технологий для РИР в добывающих скважинах.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих реагентов для селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах.

5. Разработка технологии изоляции водопритоков с применением УСЦ различной дисперсности.

Научная новизна

1. На основе изучения механизма образования и стабилизации

углеводородных суспензий цемента установлено, что для повышения

агрегативной устойчивости УСЦ и управления степенью гидрофобности

поверхности частиц цемента необходимо сочетание анионоактивного

маслорастворимого ПАВ - продукта конденсации жирных кислот и аминов

(Гидрофобизатор АБР) и неионогенного водорастворимого ПАВ -оксэтилированного нонилфенола (Нефтенол ВКС-Н). Определены оптимальные соотношения между этими классами ПАВ для обеспечения седиментационной устойчивости суспензий.

2. Разработана методика определения селективности УСЦ.

3. Экспериментально показано, что для управления фильтратоотдачей и седиментационной стабильностью УСЦ необходимо в суспензию добавлять тонкодисперсный минеральный наполнитель - микрокремнезем и маслорастворимый полимер - полиизобутилен или их сочетания.

Практическая ценность и реализация в промышленности

2. Разработана новая комплексная технология изоляции водопритоков в добывающих скважинах с использованием углеводородного раствора ПАВ, обратной эмульсии с докреплением УСЦ «БТРУО» с использованием ЦС с различной степенью дисперсности в зависимости от типа коллектора и степени дренированности пласта.

Глава 1 Литературный обзор

Большие возможности увеличения нефтеотдачи с применением физико-химических методов воздействия на пласты, разрабатываемые с заводнением, отмечались еще в середине прошлого века в работах Бабаляна Г.А., Крылова А.П., Мархасина И.Л. и др. В последующие годы необходимость и перспективность применения комбинированных технологий (заводнение + физико-химия) отмечаются в трудах Сургучева М.Л., Вахитова Г.Г., Гавуры В.Е., Горбунова А.Т., Желтова Ю.П., Муслимова Р.Х., Мищенко И.Т., Телина А.Г. и других исследователей. Вопросами разработки и применения методов водоизоляционных работ в добывающих скважинах занимались: Блажевич В.А., Булатов А.И., Вахитов Г.Г., Гавура В.Е., Газизов А.Ш., Земцов Ю.В., Кабиров М.М, Клещенко И.И., Кошелев А.Т., Кубарев Н.П., Курочкин В.М., Лысенко В.Д., Молчан И.А., Муслимов Р.Х., Палий А.О., Поддубный Ю.А., Рябоконь С.А., Телин А.Г., Стрижнев В.А., Стрижнев К.В., Уметбаев В.Г., Халтурин В.Г., Хасаншин Р.Н., Хисамутдинов Н.И, Павлов И.В. и многие другие исследователи.

Эффективное проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также напрямую связанные с этим вопросы регулирования объемов и профилей закачки воды в нагнетательные скважины, являются в настоящее время главенствующими в обеспечении высоких показателей выработки запасов нефти. При этом приоритетными направлениями совершенствования данного круга вопросов выступают следующие общие задачи, неразрывно связанные между собой:

- повышение адресности проведения данного вида работ в продуктивном пласте, направленного на изоляцию наиболее промытых и выработанных участков пласта;

- повышение эффективности существующих технологий водоограничения, тампонирующих составов и специальных добавок, устройств и способов по ограничению водопритоков;

- общего повышения эффективности системы заводнения на основе ограничения подвижности пластовых вод и смены направлений фильтрационных потоков.

К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий регулирования заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использования тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов. Технологии ограничения водопритока должны обладать селективностью воздействия на промытые водонасыщенные интервалы, сохраняя коллекторские свойства нефтенасыщенной части продуктивного пласта; иметь высокую фильтруемость в пористой среде для создания изолирующего потокоотклоняющего экрана заданного радиуса действия; быть устойчивыми к воздействию пластовых флюидов, температуры и давления, а также технологических жидкостей; обладать высокой адгезией к горной породе, трубам и цементному камню; компоненты, входящие в состав изолирующих композиций, должны быть доступны, нетоксичны и безопасны.

Как показано в разделе, наиболее перспективными для применения являются водоизоляционные технологии, основанные на использовании полимерных составов; силикатов и алюмосиликатов; кремнийорганических соединений; углеводородных суспензий цементов.

Значительное разнообразие представленных методов, подходов и технологий не свидетельствует о том, что все они с равной долей успешности могут быть применены на любых залежах нефти. Напротив, промысловый опыт свидетельствует, что уровень эффекта от внедрения технологий и методов ограничения водопритока носит неравномерный характер - от

резкого и значительного улучшения промысловых характеристик до отсутствия эффекта по отдельным скважинам и участкам.

На основе проведенного анализа выявлена высокая степень зависимости эффективности реализации заводнения с сопровождающими изоляционными работами от особенностей геологического строения коллектора. Карбонатные коллектора с развитой трещинной системой требуют иную организацию закачки и потокоотклоняющих технологий, нежели водоплавающие залежи с активной подошвенной водой. Технологии, показывающие высокую эффективность на терригенных залежах Урало-Поволжья, ограниченно применимы для полимиктовых коллекторов Западной Сибири с повышенным глиносодержанием цемента. При этом сочетание нескольких осложняющих выработку запасов факторов требует разработки дополнительных технологических решений.

Все вышесказанное свидетельствует о важности проблемы получения критериев успешной применимости водоизоляционных технологий в зависимости от уровня выработки запасов, степени геологической неоднородности отдельных пропластков коллектора, обширности (протяженности) зон, подвергаемых обработке.

Таким образом, вопросы теоретического исследования адресности и обоснованности назначения и проведения технологий ограничения водопритока в зависимости от особенностей геологического строения каждого из рассматриваемых объектов сохраняют свою актуальность и требуют дальнейшего развития.

1.1 Причины обводнения скважин и методы борьбы с ними

В настоящее время большинство месторождений нефти и газа находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой степенью обводненности (более 80 %), низкими пластовыми давлениями и разрушением призабойной зоны. Проблема обводненности как нефтяных, так

и газовых скважин месторождений России является одной из основных [1].

Для сохранения проектных уровней добычи нефти и газа необходимо на должном уровне поддерживать техническое состояние эксплуатационного фонда скважин за счет современного и качественного проведения всех видов ремонтно-изоляционных работ.

Основными видами ремонтно-изоляционных работ являются: отключение отдельных обводненных пропластков, ликвидация заколонных перетоков и изоляция обводненных пропластков.

В работе [2] был проведен анализ основных причин обводнения скважин, и было установлено, что их можно классифицировать по следующим признакам:

1) обводнение скважины за счет подтягивания конуса подошвенной воды;

2) обводнение скважин, связано с заколонными перетоками;

3) обводнение скважин нагнетаемой водой;

4) обводнение скважин через негерметичность эксплуатационных колон. Для разработки рациональных мероприятий по проведению

изоляционных работ и получению эффективных результатов необходимо выявить причины обводнения и установить источник поступления в нее воды. Для этого проводится необходимый комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в состав которого входят методы, применяемые как на стадиях поисков и разведки месторождений, так и в процессе контроля за их разработкой [3].

Для ликвидации поступления воды в скважины применяют разные технологии, одними из которых являются:

1) изоляция от проникновения верхних вод;

2) изоляция от проникновения нижних вод;

3) изоляция вод поступающих через соседнюю скважину;

4) изоляция от проникновения подошвенных вод;

5) ликвидация конуса подошвенных вод;

6) ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн.

1.2 Тампонажные материалы, применяемые для водоизоляции

Качественное проведение ремонтных работ зависит не только от выбора способа технологии, но и от изоляционных возможностей применяемых составов. В отечественной и зарубежной литературе для ремонтно-изоляционных работ применяют различные тампонажные материалы для разных геолого-физических условий месторождений [3]. Такими материалами являются:

смеси на основе минеральных вяжущих веществ (тампонажный портландцемент), шлак, гипс, и их композиции);

тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов - полимерные тампонажные материалы (ПТМ);

тампонажные растворы, полученные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), то есть цементно-полимерные растворы (ЦПР);

гелеобразующие водоизоляционные материалы (ГВМ); углеводородные суспензии цемента (УСЦ); По химической природе реагенты для водоизоляции можно разделить на следующие группы [4]:

1. Составы на основе органических материалов: ВУС и сшитые полимерные составы на основе ПАА; водонабухающие полимеры;

полимеры Гипан и Гивпан; оксиэтил, -карбоксиметилцеллулоза;

технологии на основе органических формальдегидных смол.

2. Составы на основе элементоорганических соединений: кремнеорганические (АКОР, АКОР-2, АКОР-4, АКОР-ЮО,АКОР-БН

продукт 119-204, ГКЖ-11); алюмоорганические;

титанорганические и т.д.

3. Составы на основе неорганических материалов:

цементы;

силикаты (жидкое стекло - соляная кислота, силикатно-щелочные растворы, силином) и алюмосиликаты (нефелин, цеолитсодержащий компонент);

соли алюминия (хлорид, сульфат алюминия, алюмокалиевые квасцы со щелочами);

реагенты ГАЛКА, Термогель.

4. Комбинированные технологии, технологии на основе