автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка технологий ремонтно-изоляционных работ в скважинах месторождений Западной Сибири с применением смолы ТС-10

/

* #

с^ На правах рукопис!

НУРБАЕВ БАЙЗУЛЛА

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ С ПРИМЕНЕНИЕМ СМОЛЫ ТС-10

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень, 1997

Работа выполнена в ОАО "Запсибгазпром" и на кафедре "Прикладная математика" Тюменского государственного нефтегазового университета.

Научный руководитель

Научный консультант

- доктор технических наук, профессор Заслуженный деятель науки РБ

Р.Я. Кучумов

- кандидат технических наук, В.Н. Никифоров

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор А.Т. Кошелев

кандидат геол.-минер. наук, профессор Н.Л. Шешуков

Ведущее предприятие

ТгоменНИИГипрогаз

Защита диссертации состоится "<¿3" 41997 г. в /У часов на заседании диссертационного Совета Д.064.07.03 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан "Лб" Л 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного

Совета, доктор технических на"

профессор

В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Разрабатываемые нефтяные месторождения Западной Сибири имеют свои особенности. Основные скопления нефти содержатся в продуктивных горизонтах, представленных песчано-глинистыми эбразованиями. По своему составу они значительно отличаются и являются толимиктовыми, существенно полевошпатовыми, характеризуются обилием в ■шх неустойчивых компонентов. Им свойственна высокая неоднородность и фсрывистость. Характерными особенностями продуктивных пластов являются также наличие широких водонефтяных зон и высокая пластовая температура ;80-100°С). Разработка нефтяных месторождений ведется в условиях интенсивного заводнения продуктивных пластов, которое в значительной ;тепени способствует прорывам закачиваемых вод по наиболее проницаемым интервалам пласта и преждевременному обводнению скважин.

Современное состояние нефтедобычи в стране характеризуется эксплуатацией огромного количества скважин в течение длительного времени, -гто обуславливает нарушение герметичности системы "обсадные колонны -цементное кольцо - порода". Интенсивность перетоков многократно увеличивается при наличии недостатков в конструкции скважин, связанные с этсутствием цементного кольца за кондуктором и за эксплуатационной колонной в интервалах расположения пресных и примыкающих к ним минерализованных вод, неизолированными поглощающими пластами за эбсадными колоннами и нарушениями колонн. В настоящее время ¡начительная часть скважин месторождений Западной Сибири относится 4менно к указанной категории. Поэтому в исследованиях, направленных на товышение эффективности ремонтно-изоляционных работ, основное внимание должно быть уделено разработке научного обоснования выбора объектов зоздействия, новых изолирующих составов, технологий и методов изоляции зодопритоков, а также целесообразности и эффективности проведения работ то ограничению водопритоков.

Разработка научных основ применения водоизолирующих составов на эснове смолы ТС-10 и повышения их эффективности предполагает <омплексное решение следующих задач:

• лабораторные исследования водоизолирующих составов на основе смолы ТС-10;

• исследования по совершенствованию водоизолирующих характеристик смолы ТС-10;

• промыслово-экспериментальные исследования по ограничению притока воды в скважинах.

Решение этой проблемы определяет цель и задачи исследований.

Цель работы. Разработка эффективных водоизолирующих составов и технологий изоляционных работ с применением смолы ТС-10 на поздней стадии эксплуатации месторождений.

Основные задачи исследований:

1. Исследования по разработке составов для изоляции вод;

2. Создание установки для определения водоизолирующих характеристик водных растворов смолы ТС-10;

3. Исследование фильтруемости водных растворов смолы ТС-10;

4. Исследование полимерцементных растворов на основе смолы ТС-10;

5. Исследование возможностей улучшения прочностных и адгезионных характеристик отвержденных образцов на основе составов смолы ТС-10;

6. Исследование процесса смешения смолы ТС-10 с водными растворами солей;

7. Изолирующие составы на основе смолы ТС-10 с наполнителями;

8. Совершенствование технологии раздельной закачки смолы ТС-10 и отвердителя;

9. Анализ результатов промысловых экспериментов по изоляции пластовых вод;

10. Анализ результатов испытания технологии изоляционных работ в скважинах с применением смолы ТС-10 с коротким сроком отверждения;

11. Анализ эффективности ремонтно-изоляционных работ по ограничению притока воды на месторождениях Западной Сибири и научные основы прогнозирования успешности изоляционных работ.

Методы решения задач. При решении поставленных задач использованы методы математической статистики, теория подобия и размерностей, а также лабораторные и промысловые исследования.

Научная новизна

1. Решена задача адаптирования водоизолирующих составов на основе смолы ТС-10 к условиям месторождений Среднего Приобья. Установлено, что сокращение времени начала отверждения смолы позволяет улучшить качество образца за счет увеличения количества отвердителя. Отвердители могут применяться в определенном интервале температур: 20-40°С -формалин; 40-60°С - формалин + уротропин; 60-80°С - уротропин.

2. Результатами исследования по фильтрации смолы ТС-10 через керны установлено две области фильтруемости смолы: образцы с проницаемостью от 10 до 60 мД и от 60 до 300 мД. При одной и той же проницаемости водонасьпценный керн фильтрует смолы в 4 раза больше, чем нефтенасыщенный, то есть смола не обладает селективностью, но фильтруемость ее преобладает в водонасыщенной части пласта. Это свойство предложено использовать для селективной изоляции.

3. Установлено, что полимерцементные растворы на оснозе смолы ТС-10 с отверждающими фильтратами относятся к тампонажным смесям с регулируемыми сроками схватывания и прочности, что выгодно отличает от обычных водоцементных растворов и позволяет эффективно применить их в трещиноватых и кавернозных коллекторах при пластовых температурах от 50°С до 80°С.

4. Исследованиями по определению силы адгезии смолы ТС-10 к горной породе, цементному камню и стали установлено, что адгезия смолы к горной породе и цементному камню обусловлено не только механическими силами сцепления, но и адсорбционной силой взаимодействия. При насыщении керна водой полярные метилольные группы, содержащиеся в смоле, взаимодействуют с гидроксилами воды, адсорбированными на поверхности керна, в результате чего возникает сила молекулярной адгезии. Показано, что даже незначительные добавки наполнителя улучшают прочностные характеристики состава, адгезию к металлу и старому цементному камню и отличается стабильностью отверждения.

5. Установлено, что при закачке тампонажного раствора на основе смолы ТС-10 по колонне и продавки его водой (технической, сеноманской) к

растворами солей происходит разбавление и смешение их между собой. В результате отвержденный полимер имеет рыхлую структуру и неудовлетворительное качество. Основным направлением, уменьшающим степень разбавления тампонажной смеси продавочной жидкостью, является применение изоляционного материала с коротким сроком отверждения и закачка его по колонне при развитом турбулентном режиме движения. Это возможно только при применении раздельной закачки ( по колонне НКТ и затрубному пространству) смолы и отвердителя.

На защиту выносится научное обобщение результатов лабораторных и

промыслово-экспериментальных исследований, обеспечивающие

эффективность применения водоизолирующих составов на основе смолы

ТС-10 для специфических условий Западной Сибири.

Практическая ценность

1. Результаты исследования использованы в инструкции "Временная инструкция по приготовлению растворов на основе смолы ТС-10 для изоляции работ в скважинах на месторождениях Западной Сибири", которая нашла широкое применение на промыслах.

2. Технологии ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны путем циклической закачки цементного раствора, с предварительной установкой экрана из композиции на основе смолы ТС-10.

3. Технология изоляции ( отключения ) вскрытых перфорацией горизонтов для регулирования темпов заводнения продуктивных пластов, путем последовательной закачки в пласт под давлением изоляционной композиции на основе смолы ТС-10, полимерцементного раствора и цементного раствора на водной основе.

4. Технология изоляции подошвенных вод и вод, поступающих в скважину по заколонному пространству из ближайших водоносных горизонтов.

5. Технология устранения интервалов негерметичности обсадных колонн с использованием водного раствора смолы ТС-10 с коротким сроками отверждения.

6. Технология по изоляции поглощения вод, закачиваемых для поддержания пластового давления.

Реализация результатов работы. Технологии по изоляции негерметичностей эксплуатационных и обсадных колонн, вскрытых перфорацией горизонтов, подошвенных вод и вод поступающих в скважину по заколонному пространству из близлежащих водоносных горизонтов реализованы на Западно-Сургутском, Тетерево-Мартымьянском, Усть-Балыкском, Мамонтовском, Мегионском и Правдинском месторождениях. Временная инструкция по приготовлению растворов на основе смолы ТС-10 широко применяется при подборе водоизолирующих составов на промыслах.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на заседании секции добычи, сбора и подготовки нефти и газа ученого Совета СибНИИНП 1975, 1976 г.г.; на заседании секции добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти и газа и экономических исследований ученого Совета Гипротюменнефтегаз, 1973 г.; на заседании секции бурения и АСУТП ученого Совета СибНИИНП, 1977 г.; на заседании технического Совета НГДУ "Шаимнефть", 1975 г.; на научно-методическом семинаре кафедры "Прикладная математика" ТюмГНГУ, 1995, 1996 г.г. и на международной научно-технической конференции ОАО "Запсибгазпром", Тюмень, 1997 г.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе "Временная инструкция по приготовлению растворов на основе смолы ТС-10 для изоляции работ в скважинах на месторождениях Западной Сибири".

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 95 наименований. Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 22 рисунка и 24 таблицы.

Содержание работы

В первой главе приведены краткий обзор и анализ работ и методов по ликвидации перетоков жидкости в заколонных пространствах, по изоляции поглощающих пластов и водоперетоков в нефтяных скважинах, а также классификация водоизолирующих составов.

В разные годы различные аспекты технологии ремонтно-изоляционных и ремонтно-восстановительных работ рассматривались в работах Амияна В.А., Блажеивича В.А., Габдуллина Р.Г., Горбунова А.Т., Добрянского В.Г., Загирова М.М., Земцова Ю.В., Кадырова P.P., Клещенко А.И., Кошелева А.Т., Комиссарова А.И., Мавлютова М.Р., Маляренко A.B., Муслимова Р.Х., Сидорова И.А., Уметбаева В.Г., Умрихиной E.H., Усачева П.Ф., Усова C.B., Шарипова А.У., Шумилова В.А., Юсупова И.Г., Ягафарова А.К. и многих других. В рассмотренных исследованиях в области РИР изучены вопросы ограничения притока попутно добываемой воды и механизм изоляции обводненных интервалов пласта. Исследования в области РВР, хотя они и посвящены изоляционным работам, но не достаточно полно рассмотрены многовариантность технологических схем в зависимости от геологических и гидродинамических условий в заколонном пространстве. Отсутствуют четко разработанные научно-методические основы проведения РВР.

Как видно из приведенного анализа, в настоящее время при ремонтно-изоляционных работах в нефтяных скважинах используют следующие тампонажные материалы:

• смеси на базе минеральных вяжущих веществ;

• смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные тампонажные материалы;

• растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными добавками;

• сжимающиеся тампонажные материалы.

Исследования показали, что в скважинах с низкой приемистостью эффективно применить полимерные тампонажные материалы и полимерцементные растворы. Отметим, что при герметизации и ремонте обсадных колонн в условиях низкой приемистости эффективнее полимерные тампонажные материалы, а при ликвидации прорыва пластовых вод в условиях высокой приемистости - цементнополимерные растворы.

Среди полимерных тампонажных материалов при РИР широко применяются материалы на основе фенолформальдегидных смол ( ТС-10, ТСД-9 ), фенолоспирты, селективные тампонажные материалы - гидрофобный тампонажный материал, гидролизованный полиакрилонитрил ( гипан ),

юдорастворимый тампонажный состав, кремнийорганическая система и др. В (ачестве отвердителей для смол используется формальдегид или уротропин. Недостатками растворов на основе смол является их дороговизна. Находят применение также отверждаемые глинистые растворы, где в смеси на основе |)снолформальдегидной смолы вместо воды используется глинистый раствор.

В последние годы для РИР широко применяется водоизолирующий эеагент АКОР, который создан на основе хлора не содержащих отходов троизводства алкоксисиланов и алкоксисилоксилов, состоящих из шкосодержащего кремнийорганического соединения и кристаллогидратов ;олей металлов. В качестве кремнийорганических соединений применяется :месь этил-бутилэфиров ортокремниевой кислоты, а также смолка этилсиликата. Кристаллогидраты выполняют функцию поставщика воды и катализируют поликонденсационные процессы образования неплавкого и нерастворимого тела, а также для расширения температурного интервала применяемого состава и обеспечения его отверждения в полном объеме.

При РИР и РВР предпочтение отдается материалам и методам селективного действия. Известно, что к селективным относятся методы [ способы ), обеспечивающие избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачке изолирующих реагентов по всей его толщине. С другой стороны селективный метод не может обладать абсолютной избирательностью, так как наряду со снижением продуктивности обводненных интервалов в результате изоляционных работ возможно повышение проницаемости нефтенасыщенных интервалов пласта.

Разработаны и в ограниченных объемах применяются селективные методы, основанные на использовании в качестве изоляционных реагентов твердых углеводородов в керосине, парафиновых отложений в нефти, латексе, натриевых солей нафтеновых кислот. Преимуществом методов этой группы является возможность применения их без точных сведений о местоположении водонасыщенных интервалов и проведения водоизоляционных работ без разделения водо- и нефтенасыщенных интервалов. Однако они не получили широкого применения из-за низкой эффективности.

С учетом сделанного обзора и природы селективных изоляционных материалов, методы их применения можно условно разделить на следующие группы:

• методы на основе закачки в пласт органических полимерных материалов;

• методы, основанные на применении неорганических водоизолирующих реагентов;

• методы на основе закачки в пласт элементоорганических соединений.

На практике используют также водоизолирующие материалы из акриловых водорастворимых полимеров. Отметим, что применение гипана ограничено в условиях Западной Сибири в связи с низкой минерализацией пластовых и закачиваемых вод. Использование полиакриламида ограничивают трудности приготовления растворов и низкая технологичность в зимних условиях.

Ограниченное применение нашли полиолефины, которые растворяются в нефти и находятся в твердом состоянии при контакте с пластовой водой. Для селективной изоляции применяют также нефтесернокислотные смеси, тяжелые нефтепродукты. Но коллекторские свойства, минерализация пластовых вод, температура нефтяных месторождений Западной Сибири не дают основания рекомендовать к широкому применению вышеперечисленные методы ограничения притока пластовых вод.

Обращает на себя внимание разработка метода, основанного на использовании остродефицитных полиизоцианатов и полиуретанов, так как они инертны по отношению к нефти а с водой образуют твердый полимер. Они применяются при высоких пластовых температурах 90-150°С.

Из методов второй группы, находят применение неорганические соли и их растворы, которые вследствие ионного обмена с солями пластовой воды или предварительно закачанной в пласт жидкостью, образуют нерастворимые в воде осадки или гели. Для ограничения водопритоков могут использоваться некоторые химические элементы. Например, магний, который способен реагировать с водой с выделением нерастворимого осадка гидроокиси магния. Реализация этих методов сдерживается дефицитностью реагентов, их токсичностью и взрывоопасностыо при РИР. Ведутся разработки

изолирующего материала на основе силикатов щелочных металлов, в частности жидкого стекла.

В последние годы широко используются методы селективной изоляции пластовых вод, основанные на закачке в пласт элементоорганических соединений. Практический интерес для РИР на скважинах представляют гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения. Гидролизующие кремнийорганические соединения способны образовывать в пластовых условиях закупоривающий породу полиорганосилоксановый полимер, обладающий высокими адгезионными характеристиками к породе, гидрофобной активностью и высокими селективными свойствами. Однако этот способ также имеет недостатки, так как водоизолирующий состав на основе хлорсиланов токсичен и агрессивен выделением больших объемов хлористого водорода, вследствие гидролиза их влагой воздуха. Эти соединения взрыво- и пожароопасны.

До сих пор основным материалом, применяемым при проведении РИР, остается цементный раствор. Однако анализ работ по изоляции пластогой воды цементными растворами в "Тюменьгеология" за последние годы показал 20% успешных операций, что указывает на низкую эффективность РИР. Аналогичные результаты достигнуты и в подразделениях Тюменской нефтяной компании ( 30-35% ). Низкая успешность операций по РИР обуславливает поиск более эффективных изоляционных материалов и способов, совершенствования существующих методов.

Вторая глава посвящена лабораторным исследованиям водоизолирующих составов на основе смолы ТС-10. Результаты лабораторных исследований, максимально приближенных к условиям Западной Сибири показали, что на основе синтетической смолы ТС-10 возможно создание водоизолирующих составов. Для проведения опытов была создана экспериментальная установка, позволяющая определить водоизолирующие характеристики водных растворов смолы ТС-10 и моделировать пластовое давление и температуру, а также разработана методика проведения экспериментов.

Проведенные эксперименты позволили установить, что образцы смолы полученные под давлением прочные и дают меньше усадки на воздухе.

Сокращение времени начала отверждения смолы позволяет улучшить качество образца за счет увеличения количества отвердителя, сшивая полимеры трехмерной структуры. В качестве отвердителя использованы уротропин и формалин. Добавка окиси кальция сокращает время начала отверждения и увеличивает время окончательного схватывания. Образцы при отверждении расширяются, более прочны и имеют хорошую адгезию.

Увеличение концентрации уротропина приводит к уменьшению времени отверждения образцов. Начиная с концентрации уротропина 10% и более, время отверждения остается практически постоянным. Аналогичная картина наблюдается и с увеличением формалина. Причем, чем меньше его концентрация, тем эта зависимость более заметна. Увеличение концентрации формалина выше 10% не имеет практического смысла, так как время перехода водного раствора смолы из жидкого состояния в резинообразное составляет 3040 минут и этого может оказаться недостаточным для закачки смолы в скважину. Исследования зависимости времени отверждения водного раствора смолы ТС-10 от количества отвердителя при давлениях от 15 до 20 МПа и температуре 80°С показали, что время перехода водного раствора смолы из жидкого состояния в резинообразное и полное время отверждения смолы заметно сокращаются. С учетом давления, времени, необходимого для проведения изоляционных работ на скважине, предложен ряд составов смолы ТС-10: ТС-10 - 50%, Н20 - 50%, уротропин - 6+8%, формалин - 3+5%. Установлено, что отвердители могут применяться в определенном интервале температур: 20ч-40°С - формалин, 40+60°С - формалин +уротропин, 60+80°С -уротропин.

Исследование водного раствора смолы при степени разбавления смолы в отношении 3:2 показало, что время отверждения и качество отвержденного полимера оставалось неизменным. А при степени разбавления 4:1 приводит к резкому изменению свойств отвержденного полимера. Образцы получаются пористыми, но не прочными. Время отверждения уменьшается и составляет 15-20 мин. Водные растворы смолы ТС-10, выдержанные в течение 5 суток при температуре 20°С показали стабильность рекомендованных рецептов смолы во времени.

Результаты исследования по фильтрации смолы ТС-10 через керны на :тановке УИПК-1М показали, что можно выделить две области ильтруемости смолы. К первой относятся образцы с проницаемостью от 10 до ) мД, а к второй - от 60 до 300 мД. В первом интервале скорость фильтрации ,нпе в керосинонасыщенных, а во втором - водонасыщенных образцах. При тпой и той же проницаемости водонасыщенный керн фильтрует смолы в 4 1за больше, чем нефтенасыщенный. Это означает, что смола не обладает ¡лективностью, но фильтруемость ее преобладает в водонасыщенной части иста. Это свойство можно использовать для селективной изоляции путем ютветствующего подбора состава и объема закачиваемой смолы.

Полимерцементный раствор выгодно отличается от водного раствора лолы тем, что при изменении в широком интервале количества отвердителя ¡-18%) и времени отверждения (80-190 мин.) имеем хорошее качество гвержденных образцов. Это дает возможность, при необходимости, управлять земенем отверждения образцов. При постоянном содержании отвердителя. с энижением температуры время отверждения резко возрастает, олимерцементный раствор, как и смола, с увеличением температуры резко меняет вязкость и облегчает фильтруемость раствора в пласт.

Прочность образцов полимерцементного раствора превышает в 3-4 раза точность образцов, приготовленных из смолы и несколько выше, чем у эразцов, приготовленных на водной основе с водоцементным отношением 5. Увеличение прочности образцов полимерцементного раствора с меньшим держанием цемента объясняется уменьшением хрупкости и появлением в их упругости. При действии нагрузки образец прогибается, после снятия «вращается в прежнее состояние. Прочность и упругость образцов с убавлением цемента увеличивается больше, чем при использовании других 1полнителей, так как цемент не инертный наполнитель. Он взаимодействует ; только с водой, но и со смолой. Возможно, что в процессе отверждения при эвышенной температуре окись кальция, содержащаяся в цементе, связывает щроксильные группы фенольных ядер. Образуются феноляты и таким Зразом появляются дополнительные сшивающие агенты.

Исследования показали, что время отверждения и качество образцов, элученных в автоклаве при давлении 15-20 МПа, не отличаются по

характеристикам от образцов полученных в атмосферных условиях. Это означает, что давление не влияет на процесс отверждения и качество полимерцементного раствора.

Таким образом, полимерцементные растворы с отверждающими фильтратами относятся к тампонажным смесям с регулируемыми сроками схватывания и прочности, что выгодно отличает от обычных водоцементных растворов и позволяет эффективно применить их в трещиноватых и кавернозных коллекторах. Для изоляционных работ на скважинах при 50-80°С рекомендованы несколько вариантов рецептов.

В третьей главе приведены результаты лабораторных исследований по совершенствованию водоизолирующих характеристик смолы ТС-10. Экспериментальные исследования показали, что совмещение смолы ТС-10 с поливиниловым спиртом и поливинилбутиралем, для улучшения адгезионных свойств и прочностных характеристик, не дало положительного результата. Смола ТС-10 совмещалась с 10% раствором поливинилового спирта в соотношении 1:1, 10% уротропина бралось к общему объему состава. Контрольные образцы готовились с таким же содержанием уротропина, в соотношении смолы к воде - 1:1. Все образцы отверждались при температуре 80°С и выдерживались в воде в течение двух месяцев. Результаты исследования показали, что прочность модифицированных образцов в начале несколько выше, но с течением времени падает и становится ниже, чем у контрольных. Попытка совместить смолу ТС-10 с поливинилбутиралем оказалась также неудачной. Полимер хорошо растворялся в ацетоне, но был нерастворим в спиртах. Добавление 10% раствора поливинилбутираля в ацетоне к смоле ТС-10 вызывает ее коагуляцию.

Исследования по определению силы адгезии смолы ТС-10 к горной породе, цементному камню и стали показали, что адгезия смолы к горной породе и цементному камню обусловлена не только механическими силами сцепления (так как наличие пор в структуре этих материалов способствует проникновению и последующему отверждению смолы по всему объему образца), но и адсорбционной силой взаимодействия. При насыщении керна водой полярные метилольные группы, содержащиеся в смоле, взаимодействуют с гидроксилами воды, адсорбированными на поверхности

керна, в результате чего возникает сила сцепления по механизму адсорбированной или молекулярной адгезии. Если на поверхности горной породы адсорбированы неполярные молекулы углеводородов, создается гидрофобная пленка, препятствующая взаимодействию функциональных групп, смолы с водой, в этом случае отсутствует адсорбционная и действует только механическая адгезия, что заметно уменьшает прочность соединения. Слабая адгезия смолы ТС-10 к стали, напротив, объясняется отсутствием механических сил сцепления и наличием только слабых адсорбционных сил сцепления.

Таким образом, смола ТС-10 обладает удовлетворительной адгезией к горной породе и цементному камню. Силы адгезии смолы, отвержденной в различных условиях, со сталью незначительны. Однако для улучшения адгезии необходимо по возможности устранять доступными средствами загрязнение нефтью и смолистыми веществами поверхности обсадных труб и стенки скважины.

В процессе закачки тампонажного материала на основе смолы ГС-10 по колонне и продавки его водой и растворами солей происходит смешение их между собой. Это явление отрицательно сказывается на качестве отвержденного материала и в целом на успешность РИР. Экспериментальные исследования показали, что с возрастанием вязкости нижней жидкости отношение плотностей р„.ж/рт,м. приближается к единице. Это означает, что при достаточно большой вязкости нижней жидкости (н.ж.) плотность ее может быть равной плотности тампонажного материала (т.м.) Из всех жидкостей, применяемых в экспериментах в качестве продавочных, только техническая и сеноманская вода растворяют смолу ТС-10. Поскольку вопрос смешения рассматривается в статике, то растворение обусловлено процессом диффузии и зависит от площади и времени контактирования растворов. При объеме 40 см3 потери составили 2-3%. Проведены эксперименты с целью определения возможности отверждения смолы ТС-10 при контакте ее с нижней и верхней продавочной жидкостью в статическом состоянии. Результаты исследования показали, что тампонажный материал отвердился без потерь при соотношении плотностей р„ ж./рт.м. не менее 1,2 и рт.м/рв.ж. не более 1,06. Оказалось, что при отверждении плотность тампонажного материала меняется, так как в

результате процесса поликонденсации образуется новый продукт, имеющий свои физико-химические свойства. Плотность конечного продукта превышает плотность свежеприготовленного раствора на 10-20%. Вследствие увеличения плотности тампонажного материала происходит постепенное смещение его в нижнюю часть трубки, а вытесненный объем продавочной жидкости поднимается вверх и в результате происходит разбавление смолы. Отвержденный полимер имеет рыхлую структуру и неудовлетворительное качество.

Исследованы влияния различных добавок на прочность отвержденных образцов, удельный вес и вязкость. Показано, что даже незначительные добавки наполнителя улучшают прочностные характеристики состава, а также адгезию к металлу и старому цементному камню. Изолирующий состав с наполнителями отличается стабильностью отверждения. Рекомендованы композиции с наполнителями ( строительный мел, глинопорошок ) для проведения изоляционных работ и крепления скважин на месторождениях Западной Сибири.

Исследованы изолирующие материалы на основе смолы ТС-10 с волокнистыми наполнителями ( стекловолокно и асбестовая крошка ). Применение асбестовой крошки дало хороший результат. При смачивании асбеста смолой ТС-10 волокно его набухает и равномерно распределяется по всему объему. В химическое взаимодействие со смолой асбест не вступает, рН раствора не меняется и не оказывает влияния на время его отверждения. Стеклянное волокно, несмотря на его хорошие армирующие свойства, непригодно для изготовления тампонажного материала, так как обладает большой скоростью седиментации и при перемешивании собирается в комок.

Основным направлением, уменьшающим степень разбавления тампонажной смеси продавочной жидкостью, является применение изоляционного материала с коротким сроком отверждения и закачка его по колонне при развитом турбулентном режиме движения. Это возможно только при применении раздельной закачки ( по колонне НКТ и затрубному пространству) смолы и отвердителя.

Установлено, что длина пути перемешивания водного раствора смолы ТС-10 с формалином находится в прямой зависимости от приемистости

гкважины, температуры среды и диаметра обсадных труб, что необходимо учитывать при планировании РИР в скважинах.

В четвертой главе приведены результаты промыслово-экспериментальных исследований по ограничению притока воды в скважинах. Проведены изоляционные работы по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в скв.143 Западно-Сургутского месторождения путем циклической закачки цементного раствора, с предварительной установкой экрана из композиции на основе смолы ТС-10. В колонне был установлен цементный мост в интервале 1460-1620 м., НКТ были подняты до глубины 1450 м. и скважина оставлена на ОЗЦ под давлением 10 МПа. Через :утки разбурили цементный мост. В процессе разбуривания производили поинтервальную опрессовку колонны давлением 10 МПа в интервалах: 0-1540 и.; 0-1570 м. и 0-1586 м. Эксплуатационная колонна признана герметичной. Скважина освоена и пущена в эксплуатацию.

Вторым направлением экспериментальных работ является изоляция ^ отключение ) одного из вскрытых перфорацией горизонтов. Экспериментальные исследования проводились на скв. 10 Западно-Сургутского месторождения. Для регулирования темпов заводнения продуктивных горизонтов был отключен пласт Бц и закачка проводилась в пласты Б] и Бх раздельно. Учитывая геолого-литологическую характеристику зскрытых перфорацией горизонтов, изоляция пласта Бц производилась путем последовательной закачки в пласт под давлением изоляционной композиции на эснове смолы ТС-10, полимерцементного раствора и цементного раствора на зодной основе. Перед проведением изоляционных работ ниже пласта Бц был установлен цементный мост в интервале 2155-2125 с целью разобщения пласта Вц от Бх в процессе изоляции. Испытания пласта Бц на приемистость показали, 1то изоляционные работы проведены успешно. Пласт Бц при давлении на устье 50 15 МПа воду не принимает.

Третьим направлением промысловых экспериментов является изоляция подошвенных вод и вод, поступающих в продукцию скважины по заколонному пространству из близлежащих водоносных горизонтов. Эксперимент проводился на скв. 219 Западно-Сургутского месторождения с использованием изоляционной композиции на основе смолы ТС-10. Проведенные

геофизические исследования не дали однозначного ответа о причине обводнения скважины. Наиболее предположительным является то, что обводненность продукции происходит в результате разрушения цементного камня между пластами Б] и Б1 и поступления воды из пласта Б1 по затрубному пространству через перфорационные отверстия из интервала 2069-2071 м. Перед проведением изоляционных работ был установлен цементный мост между пластами Бх и Б] с целью их разобщения в процессе проведения работ. При спущенных на глубину 2075 м. НКТ и собранной на устье фонтанной арматуре в пласт закачено 3,2 м3 композиции на основе смолы ТС-10. Закачка в пласт велась при давлении 9-15 МПа. После закачки в пласт указанной изоляционной композиции в колонне установили цементный мост в интервале 2075-2060 м. После разбуривания смоляного моста до глубины 2069 м скважина находится в ожидании освоения. Негерметичность изолирована.

Проведен промысловый эксперимент по изоляции вод закачиваемых для поддержания пластового давления, прорвавшихся к эксплуатационным скважинам по высокопроницаемым пропласткам, на скв. 721 Тетерево-Мортымьянского месторождения с помощью смолы ТС-10. Перед проведением изоляционных работ, для определения интервала поглощения, проводились промыслово-геофизические исследования ( закачка изотопа Бе59, запись РГТ-1 ). Было установлено, что основной объем жидкости поглощен верхней частью пласта. Оптимальные объемы и концентрация рабочей смеси смолы выбиралась из расчета приемистости пласта, а также учитывался технологический цикл проведения работы. Исходя из этого, выбран следующий состав при пластовой температуре 80°С: смола ТС-10 - 50%, Н2О -50%, уротропин - 8%, время схватывания - 4 часа. Изоляционная работа проводилась по следующей схеме: промывка скважины водой, закачка в пласт 4м3 водосмоляной смеси, продавка водой до нижних дыр перфорации, отверждение смолы в пласте под давлением (4 часа ), закачка 2м3 второй порции рабочей смеси смолы с продавкой водой до нижних дыр перфорации и ОЗС на 36 часов под давлением. После выдержки смолы в пласте приступили к подъему НКТ. Трубы оказались прихваченными. При разбуривании стакана выяснилось, что закачка первой порции рабочей смеси осуществлялась при открытом затрубном пространстве с давлением рабочей смеси смолы до низа

HKT с тем, чтобы в пласт не попала буферная жидкость. После ликвидации прихвата НКТ скважина исследовалась при компрессировании на приток. Результаты исследований показали, что приток происходит в нижней части пласта. С целью перекрытия отдающих интервалов была залита нижняя част! пласта цементным раствором без давления. На основании полученных результатов можно утверждать, что интервалы перфорации намеченные и изоляции надежно изолированы.

Изоляционные работы по устранению интервалов негерметичности обсадных колонн с использованием водного раствора смолы ТС-10 с короткими сроками отверждения проведены на скважинах 275, 292 и 1126, соответственно, Западно-Сургутского, Усть-Балыкского и Мамонтовскогя месторождений. В изоляционных работах использовались растворы смолы со сроками отверждения 10, 20 и 30 мин. Во всех случаях тампонажная смесь отвердилась в условиях скважин, что подтверждается полученными положительными результатами РИР. При ликвидации негерметичносту обсадных колонн смола ТС-10 применялась в скважинах 212, 5479, 1089Ü Советского и Самотлорского месторождений. При этом РИР проводились пс общеизвестной технологии повторного цементажа скважин, повсеместнс применяемой на практике водоизоляционных работ. Ремонтно-изоляционные работы по отключению отдельных пластов с использованием смолы ТС-1С проводились в скважинах 107, 109 и 1111, соответственно, Западно-Сургутского, Мегионского и Правдинского месторождений.

Проведен анализ промыслового материала по ограничению притока водь в нефтяных скважинах на месторождениях Западной Сибири. РИР на скважинах проводились, в основном, с применением водоцементныа растворов. Лишь на четырех скважинах в качестве тампонажного материалг использовалась смола ТС-10, в двух применялась последовательная закачка смолы ТС-10 и цементного раствора. Методика проведения РИР с тампонажными материалами ( цементный раствор, смола ТС-10 ) идентичны, то есть почти во всех случаях в зону нарушения колонны ( без дополнительной перфорации ) под давлением закачивался тампонажный материал. По истечению времени ОЗЦ, ОЗС колонна испытывалась на герметичность существующими на практике методами. Анализ показал, что наиболее

приемлемым тампонажным материалом является смола ТС-10 и ее применение в сочетании с цементным раствором.

Для прогнозирования успешности РИР в скважинах предложен метод потенциальных функций и диагностическая процедура Вальда. Задача решена с использованием наиболее значимых геологических и технологических факторов, в том числе неоднородность пласта, пластовое давление, комплексный параметр - осередняющий каждую скважину по добывным возможностям, основа цементного раствора, объем раствора, задавленного за колонну и давление на забое при задавливании раствора. Определены пороги для принятия решения. Успешность работ по изоляции пластовой воды составила 75%.

Основные выводы н рекомендации

1. Установлено, что сокращение времени начала отверждения смолы позволяет улучшить качество образца за счет увеличения количества отвердителя (формалин, уротропин ), сшивая полимера трехмерной структуры. Однако, начиная с концентрации уротропина 10% и более, время отверждения остается практически постоянной, а увеличение концентрации формалина выше 10% не имеет практического смысла, так как время перехода водного pací ..opa смолы из жидкого состояния в резинообразное составляет 30-40 мин. и этого может оказаться недостаточным для закачки смолы в скважину. Отвердители могут применяться в определенном интервале температур: 20-40°С - формалин; 40-60°С - уротропин + формалин; 60-80°С - уротропин.

2. Результаты исследования зависимости времени отверждения водного раствора смолы ТС-10 от количества отвердителя при давлениях от 15 до 20 МПа и температуре 80°С показали, что время перехода водного раствора смолы в резинообразное и полное время отверждения смолы заметно сокращается. Предложен ряд составов смолы ТС-10: ТС-10 - 50%, Н20 - 50%, уротропин - 6+8%, формалин - 3+5%. Водные растворы смолы, выдержанные в течение 5 суток при 20°С, показали стабильность рекомендованных рецептов смолы во времени. При степени разбавления смолы 4:1 наблюдается резкое изменение свойств отвержденного полимера. Образцы

получаются пористыми, но не прочными. Время отверждения сокращается до 15-20 мин.

3. Определены две области фильтруемости водного раствора смолы ТС-10: образцы с проницаемостью от 10 до 60 мД и от 60 до 300 мД. Установлено, что при одной и той же проницаемости водонасыщенный керн фильтрует смолы 4 раза больше, чем в нефтенасыщенный. Это означает, что смола не обладает селективностью, но фильтруемость ее преобладает в водонасыщенной части пласта. Это свойство можно использовать для селективной изоляции путем соответствующего подбора состава и объема закачиваемой смолы.

4. Установлено, что полимерцементный раствор на основе смолы ТС-10 прр изменении в широком интервале количества отвердителя ( 8-18% ) и времени отверждения ( 80-190 мин. ) обеспечивает хорошее качество отверждениз образцов и позволяет управлять временем их отверждения. При постоянного содержании отвердителя с понижением температуры время отвержденш резко возрастает, а увеличение температуры резко меняет вязкост] полимерцементного раствора и облегчает фильтруемость раствора в пласт Прочность образцов полимерцементного раствора выше прочност! образцов, приготовленных на основе смолы и цементного раствора с водо цементным отношением 0,5. Увеличение прочности образцов полимерноп раствора с меньшим содержанием цемента объясняется уменьшение» хрупкости и появлением в них упругости. Давление не влияет на процеа отверждения и качество полимерцемента. Полимерцемснтные раствор! эффективно применять в трещиноватых и кавернозных коллекторах. Дл1 изоляционных работ на скважинах при 50-80°С рекомендованы специальны! рецепты.

5. Результатами лабораторных исследований установлено, что смола ТС-II обладает удовлетворительной адгезией к горной породе и цементном| камню, хотя силы адгезии смолы, отвержденной в различных условиях, а сталью не значительны. Однако, даже незначительные добавки наполнится ( строительный мел, глинопорошок ) улучшают прочностные характеристик состава, а также адгезию к металлу и старому цементному камин Изолирующий состав с наполнителями отличается стабильность!

. - ■ . 22 отверждения. Рекомендованы несколько композиций с наполнителями для проведения изоляционных работ и крепления скважин.

6. Экспериментальными исследованиями установлено, что в статическом состоянии при прямом контактировании исследуемых жидкостей происходит их смешение, вследствие естественной конвекции и потеря тампонирующих свойств водного раствора смолы ТС-10, а также его объема за счет диффузии. Потери зависят от плотности, вязкости, взанморастворимости контактирумых жидкостей и определяются временем и площадью их контактирования. Для уменьшения степени смешивания предложена раздельная закачка смолы ТС-10 и отвердителя. Показано, что длина пути перемешивания водного раствора смолы с формалином зависит от приемистости скважины, температуры среды и диаметра обсадных труб.

7. Реализованы на скважинах следующие технологии изоляционных работ на основе водоизолирующих составов смолы ТС-10:

• ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны;

• изоляция вскрытых перфорацией горизонтов для регулирования темпов заводнения продуктивных пластов;

• изоляция подошвенных вод и вод, поступающих в скважину по заколонному пространству из близлежащих водоносных горизонтов;

• ликвидация интервалов негерметичности обсадных колонн;

• изоляция поглощения вод в нагнетательных скважинах.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Нурбаев Б., Мельникова H.A. и др. Исследования синтетической смолы ТС-10 в качестве тампонажного материала на месторождениях Западной Сибири - Тюмень: Сборник научных трудов Гипротюменнефтегаз, вып. 37, 1973.

2. Старкова Н.Р., Нурбаев Б., Белов В.И. Некоторые результаты исследований полимерцементного раствора на основе смолы ТС-10. - Тюмень: Сборник научных трудов СибНИИНП, вып. 1, 1975.

3. Турбин В.А., Смаков Р.И., Нурбаев Б. Применение синтетических полимеров для ограничения притока вод в скважины. - Тюмень: Сборник научных трудов СибНИИНП, вып. 5, 1976.

. Куликова Н.В., Пермякова Л.А., Нурбаев Б. Анализ экономической эффективности изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. -Тюмень: Сборник научных трудов СибНИИНП, вып. 5, 1976.

. Нурбаев Б., Турбин В.А. Применение смолы ТС-10 для ремонтно-изоляционных работ в скважинах на Правдинском месторождении. -Тюмень: Сборник научных трудов СибНИИНП, вып. 8, 1977.

. Нурбаев Б. и др. Определение показателей прочности адгезионных сил смолы ТС-10 к различным материалам. - Тюмень: Сборник научных трудов СибНИИНП, вып. 8, 1977.

. Нурбаев Б., Кучумов Р.Я. Лабораторные исследования водоизолирующих составов на основе смолы ТС-10. - Тюмень: Тезисы докладов международной научно-технической конференции. ОАО "Запсибгазпром",

I. Нурбаев Б., Кучумов Р.Я. Исследования по совершенствованию водоизолирующих характеристик смолы ТС-10. - Тюмень: Тезисы докладов международной научно-технической конференции. ОАО "Запсибгазпром",

К Нурбаев Б., Кучумов Р.Я. Промыслово-экспериментальные исследования по ограничению притока воды в скважинах. - Тюмень: Тезисы докладов международной научно-технической конференции. ОАО "Запсибгазпром",

0. Нурбаев Б., Старкова Н.Р. и др. Временная инструкция по приготовлению растворов на основе смолы ТС-10 для изоляции работ в скважинах на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1974.

11. Нурбаев Б. Разработка технологий ремонтно-изоляционных работ в скважинах месторождений Западной Сибири с применением смолы ТС-10. -Тюмень: Тезисы докладов международной научно-технической конференции. ОАО "Запсибгазпром", 1997.

1997.

1997.

1997.

Соискатель

Б. Нурбаев