книги из ГПНТБ / Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах

Рис. 37. Каротажная диаграмма и изменение дебитов нефти и воды по скв. 80.

1 — изменение дебита нефти; 2 — то же жидкости; 3 — то же воды.

Кроме того, па большинстве скважин эффект от изоляции очень продолжителен и в некоторых случаях превышает 24—36 месяцев.

Поскольку этот метод является единственным, дающим в настоящее время положитель­ ные результаты при изоляции подошвенных вод в литологи­

Изоляция подошвенных вод задавкой в трещины, образованные при гидроразрыве пласта,- гидрофобной водо-нефтяной эмульсии с последующей задавкой цемента на водной основе

Изоляция подошвенных вод задавкой в трещины, образован­ ные при гидроразрыве пласта, вязкой нефти с последующим це­ ментированием забоя широко применяется на промыслах Баш­ кирии.

92

Однако этот метод изоляции требует большого количества мазута, который приходится транспортировать с заводов на промыслы, что удорожает стоимость и усложняет организацию изоляционных работ.

Кроме того, применение большого количества мазута в зим­ нее время вызывает необходимость его разогрева на скважинах в момент приготовления смеси мазута с нефтью, для чего необхо­ димы две-три машины ППУ, а это также удорожает стоимость ра­ бот.

Поэтому в 1957—1958 гг. в УфНИИ [6] проводились работы по замене мазута другими водоизолирующими реагентами на базе местного сырья, существующего на промыслах.

Лабораторные работы и последующие промышленные испыта­ ния были направлены на получение гидрофобных водо-нефтяных эмульсий, основными компонентами которых являются обычная девонская нефть и вода. Лабораторные работы показали, что в присутствии подходящих эмульгаторов можно получить очень

ный применением их на трещиноватых кернах, почти равен 100%. В качестве эмульгатора были испытаны парафиновые отложе­ ния, мазут, битум, асфальтиты и другие, т. е. в основном с содер­

жанием асфальтосмолистых веществ.

Лабораторные работы также показали, что эмульсии полу­ чаются хорошего качества как с пластовой, так и с технической водой. Полученные с технической водой, они не разлагаются пла­ стовой водой и не смешиваются с ней при легком перемешивании; при сильном перемешивании вязкость их значительно увеличи­ вается, тем самым повышается качество эмульсий как водоизоли­ рующих реагентов.

Благодаря промышленным испытаниям по получению гидро­ фобных водо-нефтяных эмульсий разработали рецептуру их при­ готовления, а также выявили влияние интенсивности перемеши­ вания воды и нефти на качества эмульсий. Было установлено, что

вотличие от парафиновых отложений наиболее подходящим

идоступным эмульгатором является мазут.

Врезультате промышленных испытаний получения эмульсий

(мазут вязкостью 3000 сантипуаз при 30° С) с 5 до 20% по отно­ шению к девонской нефти при перемешивании в агрегате ЦА-300 на III скорости в течение 5 мин. позволяет увеличивать вязкость эмульсии с 200 до 400 сантипуаз.

2. При тех же соотношениях эмульгатора, методе и времени перемешивания вязкость эмульсии увеличивается с 105 до

93

4850 сантипуаз при увеличении содержания воды в эмульсии с 33 до 66%, при большем увеличении эмульсия становится не­

Таким образом, наиболее приемлемым и удобным способом получения гидрофобных водо-нефтяных эмульсий является гид­ равлический способ, предложенный К. Т. Максимовым и С. А. Чумановым (НПУ Туймазанефть), преимущество которого заклю­ чается в том, что:

а) эмульсии приготовляются мгновенно, поэтому экономится

время; б) эмульсии готовят в момент их задавки в скважину, поэтому

нет необходимости установки на скважине нескольких мерников, так как нефть, мазут и воду подвозят на скважину за 1—2 часа

до начала работ; в) эмульсии можно получать различной вязкости простой

сменой штуцеров смесительной воронки при сохранении наибо­ лее удобного соотношения фаз (1:1).

Большинство промышленных испытаний по изоляции подош­ венных вод проводили с применением гидрофобной водо-нефтяной эмульсин. Эмульсию получили гидравлическим способом при. помощи смесительной воронки с 10-лки штуцером.

Характеристика эмульсии

лее не прослеживалась)

Итак, в результате лабораторных работ и промышленных ис­ пытаний получили новый водопзолирующий селективный реагент, на приготовление которого расходуется 90% сырья, находящегося непосредственно па промыслах (девонская нефть и вода). Этот реагент заменяет вязкую нефть, для получения которой требуется от 80 до 85% мазута, т. е. сырья, которое необходимо завозить на промыслы.

Технология проведения изоляционных работ с применением

94

гидрофобной водо-нефтяной эмульсии в основном та же, что и при изоляции подошвенных вод вязкой нефтью с применением гидроразрыва пласта и последующим цементированием забоя. Разница заключается в том, что в пласт вместо вязкой нефти задавливают гидрофобную водо-нефтяную эмульсию, приготовляе­ мую в момент ее задавки в пласт.

Кроме того, было установлено, что перед последним цементи­ рованием выгоднее промывать скважину водой, содержащей поверхностно-активные вещества, в течение 2—4 час., чем пла­

В скважины было задавлено 50—60 ж3 гидрофобной водо-неф­ тяной эмульсии вязкостью 2000—2500 сантипуаз и 0,5—2,0 -и3 цементного раствора на водной основе.

Интересно отметить, что, несмотря па очень высокую вязкость эмульсии, ее задавливали в пласт гораздо скорее, чем вязкую нефть. В среднем вся операция задавки эмульсии в пласт вместе

ивошедших в эксплуатацию, по шести скважинам получены поло­ жительные результаты, выразившиеся в снижении добычи воды

иувеличении или сохранении добычи нефти. На скв. 515 добыча нефти увеличилась, но процентное содержание воды осталось без изменения. На скв. 1294 положительных результатов не получили.

95.

ЦЕМЕНТ НА ВОДНОЙ И УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

донепроницаемого экрана большой протяженности невозможна, поскольку цементные частички не в состоянии проникать в поры пласта.

Изоляция подошвенных вод задавкой цемента на водной основе в трещины, образованные в пласте при гидроразрыве

Еще до того как стал известен гидроразрыв пласта, в США проводили задавку в скважину цементных растворов под высоким давлением. При этом удавалось задавливать гораздо большие ко­ личества цементного раствора, чем при обычном цементировании скважин при невысоких давлениях. Вскоре, однако, этот метод в США забраковали, так как во многих случаях скважины после задавки в них цементных растворов под высоким давлением или вообще переставали давать нефть, или ее дебит сильно снижался.

логическую схему изоляционных работ, по которой были прове­ дены промышленные испытания.

Однако эта технология не устраняла недостатков «разрыв­ ного цементажа»: на многих скважинах дебит нефти после изоля­ ционных работ заметно снизился.

В 1956 г. сотрудники УфНИИ совместно с работниками НПУ Туймазанефть улучшили схему изоляционных работ, исключив прежние недостатки [5,8].

Обе технологические схемы проведения промышленных испы­ таний описаны в главе VI настоящей книги. Результаты промыш­ ленных испытаний представлены в табл. 19.

Анализ показал, что промышленные испытания изоляции по­ дошвенных вод названным выше методом дают положительные ре­ зультаты только прп исправлении некачественного цементирова­ ния или при изоляции подошвенных вод в литологически неоднородных пластах с использованием естественных разделов пласта в качестве водонепроницаемых экранов.

В монолитных литологпчески однородных пластах этот метод не дает положительного, а тем более продолжительного эффекта.

Изоляция подошвенных вод задавкой в трещины, образованные прп гидроразрыве, цемента на углеводородной основе

Применение цементных суспензий на углеводородной основе достаточно освещено в литературе [10, 14, 15, 26, 33, 38]. Пре­ имуществами суспензий цемента на углеводородной основе перед

96

теми же суспензиями на водной основе являются: а) относитель­ ная селективность; б) долгий срок схватывания при их смешении с водой, исключающий прихват заливочных труб во время вве­ дения суспензий в пласт с пакером прп высоких давлениях; в) об­ разование более плотного цементного камня.

Цементные суспензии на углеводородной основе должны иметь следующие качества: а) достаточную текучесть при максималь­ ной концентрации цемента; б) сравнительную устойчивость сус­ пензий; в) наиболее полную отмывку углеводородной основы от

добавляют незначительные количества поверхностно-активных веществ, увеличивающих концентрацию цемента в суспензиях и уменьшающих дисперсность системы. Эти вещества способст­ вуют также лучшей отмывке пластовой водой нефтепродуктов из

ный ВНИИ и другие поверхностно-активные вещества: НЧК, асидол, фенол.

В результате лабораторных исследований, проведенных с сус­ пензиями цемента в керосине, дизельном топливе и девонской нефти, были сделаны следующие выводы.

1.Без поверхностно-активны к веществ повысить концентрацию выше 1,2 г/см3 с сохранением удовлетворительной текучести не удается для суспензий на основе керосина пли дизельного топлива;

внефти концентрацию цемента можно повысить до 1,6—1,8 г/см3.

2.Добавка поверхностно-активных веществ в небольших ко­ личествах (0,5—1,0% от веса цемента) таких, как крезол, НЧК,

битум, асидол и фенол, увеличивает концентрацию цемента в суспензии на основе керосина и дизельного топлива до 1,8— 2,0 г/см3, сохраняя достаточную текучесть.

3. Вытеснение нефтепродуктов пластовой водой из суспензии происходит тем полнее и скорее, чем легче нефтепродукт, т. е. керосин вытесняется легче дизельного топлива, а последнее

всвою очередь — легче нефти.

4.Прочность цементного камня прямо пропорциональна ко­ личеству вытесненного нефтепродукта.

5.Исследованные поверхностно-активные вещества, улучшая текучесть суспензий, затрудняют вытеснение нефтепродуктов из су­

спензий водой, следовательно, снижают прочность цементною камня.

6. Наиболее доступными, давшими удовлетворительные ре­ зультаты в лабораторных условиях являются суспензии цемента в дизельном топливе с добавкой 0,5% крезола или 1% НЧК.

98

Однако полученный цементный камень, особенно в присутствии НЧК, непрочен, хотя эффективность изоляционных работ этими

Они могут частично или полностью снизить проницаемость тре­ щиноватых кернов.

Промышленные испытания изоляции подошвенных вод задав­ кой в трещины, образованные при гидроразрыве пласта, цемента па основе керосина или дизельного топлива проводили на 10 сква­ жинах по технологии, предложенной УфНИИ и ВНИИ.

1.Отбивали ВНК методом РК и снимали контрольную кри­ вую ГК.

2.Перфорировали колонну на 1 м ниже ВНК в интервале 0,5—1,0 м 30—60 выстрелами беспулевой, кумулятивной перфо­

рации (ПК-103).

3.Проводили посадку пакера с якорем на 3—10 м выше эксплуатационных отверстий после вытеснения воды из заливоч­ ных труб и с забоя девонской нефтью.

4.Опрессовав пакер, производили гпдроразрыв пласта пятью

агрегатами ЦА-300 и в пласт задавливали 5—15.м3девонской неф­ ти, добавляя радиоактивные вещества в последние 2—4 м3 нефти.

5. Срывали пакер через 12—24 часа и промывали скважину подщелоченной пли пластовой водой обратной промывкой для удаления радиоактивных веществ из колонны скважины.

6. Снимали кривую ГК для фиксации местоположения тре­ щин, образованных при гидроразрыве.

7. Устанавливали пакер и задавливали в пласт суспензии цемента, затворенного на керосине или дизельном топливе, если гпдроразрыв произошел в намеченном интервале, в количествах, зависящих от приемистости пластом этой суспензии.

8.Срывали пакер после продавкп водой цементной суспензии

иоставшийся в колонне цемент вымывали водой (обратная про­

мывка).

9. Проводили цементную забойную заливку интервала пер­ форации под давлением.

10.Разбуривали цементный стакан после ОЗЦ на 0,5 м выше трещин, образованных при гпдроразрыве пласта, и перфориро­ вали скважину от искусственного забоя до кровли пласта куму­ лятивной перфорацией из расчета 30 выстрелов на 1 м мощности пласта.

11.Скважина вступала в эксплуатацию с пониженным отбо­

ром жидкости в течение первого месяца работы.

Для осуществления гпдроразрыва необходимо более тщательно выбирать жидкость.

В этом случае вода по может служить жидкостью гпдроразрыва, так как она вступает в контакт с цементом па углеводородной

По новой технологии в 1957 г. проведены промышленные испытания на четырех скважинах, подтвердившие целесообраз­ ность ее применения.

Как видно из табл. 20, этот метод дает положительные резуль­ таты прп борьбе с подошвенной водой прп обводнении скважин через негерметичное цементное кольцо за колонной. В монолитных же пластах при качественном цементировании процент положитель­ ных результатов невелик (50%) и эффективность изоляционных работ при этом недолговечна (2—5 месяцев).

Кроме того, метод неселективен; вследствие расслоения тре­ щин в нефтенасыщенной части пласта при гидроразрыве цемент­ ная суспензия попадает в них и, уплотняясь, снижает прони­ цаемость данной части пласта. Так, значительное снижение добычи нефти было зарегистрировано па двух скважинах.

Необходимо также отметить, что все примененные до сего времени поверхностно-активные вещества в условиях темпера­ туры и давления девонских месторождений Башкирии не способ­ ствуют улучшению отмывки углеводородной жидкости от цемента. Образующийся цементный камень менее прочен, чем полученный из суспензий, не содержащих поверхностно-активных веществ.

В результате работ УфНИИ 1957 г. [6] было найдено поверх­ ностно-активное вещество, которое позволило лучше отмывать дизельное топливо от цемента, сохраняя при этом достаточную текучесть суспензий; при этом цементный камень оказался проч­ нее полученного из обычных суспензий. Таким поверхностноактивным веществом являются спирты кашалотового жира.

ЗОЛЬ КРЕМНИЕВОЙ КИСЛОТЫ

Золь кремниевой кислоты является неселективным реагентом, образующим с течением времени гель в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта и не растворимым в пластовых нефти и воде.

Золь кремниевой кислоты получается действием избытка соля­ ной кислоты на кремнекислый натрий:

Na2SiO3+2HCl = H2SiO3+2NaCl.

В 1944 г. проф. Г. М. Панчепков исследовал золи кремниевой кислоты, полученные из жидкого стекла и соляной кислоты, для закупорки водоносных песков. В 1948 г. Г. Н. Хапгпльдин [17] продолжил эти исследования и пришел к следующим выводам.

1.Золи кремниевой кислоты могут быть подобраны с любым заранее заданным сроком застудневания применительно к про­ мысловым условиям.

2.Золи кремниевой кислоты фильтруются через девонский

песчаник со значительным затуханием.

3. Свежеприготовленный золь кремниевой кислоты предста­ вляет собой жидкость, структура которой при течении быстро раз-

102