КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИЕ ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ АКОР, ПУТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ 2006

КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИЕ ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ АКОР, ПУТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ


А.М. Строганов, В.М. Строганов (ООО "НПФ "Нитпо")

На основе кремнийорганических соединений (КОС) разработано большое число водоизолируюших материалов и композиций. Они претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров (продукт 119-204) до водонаполненных композиций (АКОР-4, АКОР Б-4, ВТС, ВТОКС, АКОР БН-4).

Водоизолирующие составы на основе алкоксипроизводных КОС можно разделить на две основные группы. Первая группа включает олигомерные органоалкокси(хлор)силоксаны и композиции на их основе это продукт 119-204, ВТС-2. Вторая группа – составы на основе алкиловых эфиров ортокремниевой кислоты, в частности, на основе тетраэтоксилана и продуктов его частичной конденсации (этилсиликатов) к ним относятся АКОР, продукт 119-296, ВТС-1, ВТОКС.

Первоначально в качестве катализатора реакции гидролитической поликонденсации этиловых эфиров ортокремниевой кислоты были использованы органохлорсиланы или олигоорганоэтокси-(хлор)-силоксаны [1], в дальнейшем, кристаллогидраты солей переходных металлов (практическое применение нашел кристаллогидрат хлорного железа FeCl3·6H2O). Ввод связанной кристаллизационной воды в эфиры ортокремниевой кислоты, обеспечил отверждение тампонирующего состава во всем объеме. Скорость отверждения составов, получивших название АКОР-2, варьируется в широких пределах в зависимости от химической природы кремнийорганического эфира, кристаллогидрата, количества кристаллогидрата и температуры отверждения [2,3].

Помимо существенного улучшения показателей РИР, внедрение АКОР-2 позволило сформулировать принципиально новую задачу: необходимость повышения сродства гидрофобного КОС к воде не с помощью специальной полярной жидкости (АКОР-1), а путем изменения физико-химической природы самого водоизолирующего реагента.

Задача была успешно реализована в водонаполненных составах АКОР-4 [4]. Составы готовятся вводом в алкоксипроизводные КОС кристаллогидрата хлорного железа с дальнейшим порционным вводом по определенному режиму воды или растворов хлоридов щелочных, и/или щелочноземельных металлов. В процессе приготовления состава АКОР-4 образуются силанолы, которые позволяют составу в неограниченном количестве смешиваться с водой без потери способности к гидролитической поликонденсации и других ценных свойств КОС. Составы АКОР-4 имеют рН=1,5-3 – оптимальное для водонаполненных кремний органических составов. Применение составов АКОР-4 дало возможность увеличить объемы закачки тампонажных композиций за счет разбавления КОС водой не увеличивая стоимость затрат на материалы, а самое главное на порядок возросла селективность воздействия на обводненные интервалы пласта. Селективность составов АКОР-4 обусловлена различной фазовой проницаемостью при фильтрации в водо- и нефтенасышенные интервалы пласта, составы преимущественно фильтруются в водонасыщенную зону. Кроме этого, при фильтрации составов в нефтенасыщенной зоне пласта образуется эмульсия блокирующая нефтенасыщенную зону и перераспределяющая поток водонаполненного состава АКОР-4 преимущественно в водонасыщенную зону. Составы АКОР-4 в водонасыщенном интервале пласта образуют довольно прочный водонепроницаемый гель, обладающий высокой адгезией к породе. В нефтенасыщенном интервале пласта образуется непрочный, рыхлый гель, при депрессии легко выносимый из пласта.

Простота приготовления составов АКОР-4, высокая технологичность в суровых климатических условиях, уникальное сочетание физико-химических, изолирующих и селективных свойств позволили разработать предельно простую технологическую схему РИР, исключающую применение любых буферных жидкостей:

  • закачка состава и продавка до башмака НКТ водой или солевым раствором;
  • продавка состава в пласт в полном объеме (или перепродавка в пласт);
  • выдержка на реакцию отверждения в течение 12…24 ч и запуск скважины в эксплуатацию.
При многих достоинствах составов АКОР-2 и АКОР-4 из-за использования в них кристаллогидрата хлорного железа были отмечены определенные сложности в их приготовлении и закачке в скважину. Это было учтено при разработке одноупаковочного материала АКОР-Б100 и АКОР-Б300 [5,6].

Одноупаковочные материалы АКОР-Б можно было использовать как в товарном виде, так и готовить на их основе водонаполненные композиции, разбавляя водой в 3-7 раз и более. Материалы АКОР-Б100 и АКОР-Б300 были предназначены для ограничения водопритоков в скважинах с пластовыми и забойными температурами соответственно до 120 и 300 0С. Высокие технологические свойства, эффективность применения, простота приготовления и другие положительные свойства привели к широкомасштабному промышленному внедрению одноупаковочных материалов типа АКОР-Б. В 1988 г. объем опытной партии АКОР-Б100 поставленной на промыслы, составил 480 т, в 1989 г. – 1055 т, в 1990 г. – 1810 т.

Одноупаковочные материалы типа АКОР-Б использовались до 2000 года. При этом было выполнено более 1700 скважино-операций с применением этих материалов. Только в ПО "Юганскнефтегаз" на 1991 год были проведены РИР в 730 скважинах [7].

Следует отметить, что первые кремнийорганические составы АКОР (АКОР-1, АКОР-2) были разработаны в 1983 году во ВНИПИТермнефть. Эти составы готовились из отдельных компонентов на скважинах непосредственно перед их применением. Одноупаковочные составы АКОР – материалы АКОР Б100 и АКОР Б300 разработаны во ВНИИКРнефть. Следующее поколение кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР БН (АКОР БН100, АКОР БН101, …, АКОР БН104, АКОР БН300) ТУ 2458-001-01172772-99 разработаны Научно-производственной фирмой "Нитпо"( товарные знаки № 212788 и № 226740).

Выпуск материалов АКОР БН вместо АКОР-Б100 и АКОР-Б300 налажен в 2000 году. Они имеют ряд преимуществ в сравнении с АКОР-Б: лучше совмещаются с водой, водными растворами солей и полимеров, практически не образуют осадок при совмещении с водой, обладают более высокой селективностью, улучшенными фильтрационными, прочностными характеристиками и рядом других технологических показателей.

Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР-БН представляют собой жидкость от желто-коричневого до темно-коричневого цвета с температурой замерзания ниже минус 50 0С, с динамической вязкостью 1-30 мПа×с и плотностью 980-1100 кг/м3 (при 20 0С). В присутствии воды кремнийорганический тампонажный материал АКОР-БН гидролизуется с образованием жидких водорастворимых продуктов, которые затем отверждаются (гелируют).

Материалы АКОР БН® – базовые реагенты. В зависимости от поставленной цели и выбранной технологической схемы ведения работ их можно использовать в товарном виде (заводской готовности) или на их основе готовить различные изоляционные составы и композиции. Наиболее употребляемым является водонаполненный состав в соотношении АКОР БН – вода = 1 – 3 (при необходимости можно разбавлять водой в 1-10 раз). Эта водонаполненная композиция не утрачивает способность к отверждению, не теряет эксплуатационные свойства и в дальнейшем под воздействием температуры и других факторов образует гель в полном объеме, который не растворяется водой. Они могут быть использованы в широком интервале пластовых или забойных температур от -10 до 300 0С, способны отверждаться под воздействием воды любого типа и любой минерализации и предназначены для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных, газовых и ПГХ скважинах.

Расход товарного материала АКОР БН на одну скважино-операцию обычно составляет 1,5 – 4,5 тонн и зависит от вида проводимых работ, объекта воздействия (скважина-пласт) и выбранной технологической схемы.

Некоторые свойства составов АКОР БН®

При изоляции водопритоков большое значение имеют фильтрационные и водоизолирующие свойства состава. Состав должен легко проникать в водонасыщенные пласты, вытеснять из них воду или смешиваться с ней и превращаться в гель, имеющий определенные структурно-механические свойства. В тоже время в нефтенасыщенные пласты он должен фильтроваться слабо или превращаться в гель, который только незначительно снижает проницаемость нефтенасыщенного пласта. В этом случае, проявляется селективность (избирательность) действия водоизолирующего состава. Селективность состава позволяет проводить водоизоляционные работы без разобщения нефтенасыщенных и обводненных участков пласта в стволе скважины.

Фильтрационные свойства состава АКОР при фильтрации через естественные керны, насыщенные водой и трансформаторным маслом (модель нефти) показаны на рис. 1.



Рисунок 1 – Фильтрация составов АКОР-БН® через естественные керны
с различным насыщением (перепад давления 0,35 МПа, температура 20 0С)

На рисунке видно, что при прочих равных условиях в водонасыщенный керн закачано в 12,7 раза больше состава АКОР, чем в нефтенасыщенный. Это подтверждает высокую селективность распределения состава, т.е. состав фильтруется преимущественно в водонасыщенный пласт и изолирует его.

После термостатирования кернов при 60 0С в течение 36 часов определялась проницаемость водонасыщенного керна по воде, по маслу – маслонасыщенного. Результаты определений приведятся в таблице 1.

Из приведенных данных видно, что составы АКОР имеют высокую изолирующую способность. Проницаемость водонасыщенных кернов снижается на 99-100 % и не восстанавливается при обратной фильтрации при градиенте давления до 28,6 МПа/м. Нефтенасыщенные керны после обработки сохранили некоторую проницаемость, которая имеет тенденцию к восстановлению при обратной фильтрации масла (нефти) через керн, несмотря на то, что 80 % порового пространства маслонасыщенного керна было заполнено изоляционным составом (эти исследования проводились на кернах, которые использовались для изучения фильтрации в разнонасыщенные пористые среды).

Практическое применение некоторых водоизолирующих составов показывает, что, даже при оптимальном насыщении изолируемого пласта составом, приток воды уменьшается незначительно, а эффект является кратковременным. Это объясняется тем, что образующийся гель имеет малую пластическую прочность. При некоторой депрессии гель разрушается или вымывается из пласта. Следовательно, применяемый гель должен иметь определенный уровень пластической прочности, которая характеризует прочность структуры при пластично-вязком разрушении.

Таблица 1 – Изменение проницаемости естественных кернов до и после обработки водоизолирующим составом АКОР-БН®


Таблица № 1
Динамика изменения пластической прочности гелей на основе состава АКОР-БН во времени с различным содержанием воды при температуре 80 0С показана в таблице 2.

В результате исследований, установлено следующее:

  • при увеличении количества воды в составе водоизоляционной композиции пластическая прочность геля уменьшается;
  • рост пластической прочности происходит в течение первых 24¸48 часов после образования геля;
  • стабилизация пластической прочности наблюдается через 60¸70 часов после образования геля.
Зная пластическую прочность водоизолирующего состава, можно рассчитать минимально необходимую толщину оторочки (радиус обработки), при которой тампонирующий материал надежно изолирует пласт в определенных геолого-технических условиях.

Пример расчета критического радиуса обработки призабойной зоны для некоторых моделей пластов, представлен на рис. 2.

Для расчета приняты следующие значения параметров:

  • депрессия 20 МПа;
  • пористость 15,5 %;
  • коэффициент запаса прочности 3.
Таблица 2 – Изменение во времени пластической прочности гелей на основе состава АКОР-БН® с различным содержанием воды



Таблица № 2
Рисунок 2 – Зависимость критического радиуса изолирующего экрана (обработки)
от пластической прочности состава АКОР-БН®-4/3

Из результатов исследований установлено, что радиус водоизолирующего экрана зависит от свойств состава (геля) и геолого-технических условий работы скважин. В коллекторах порового типа, имеющих низкую проницаемость, оказывается достаточным создание изолирующего экрана радиусом 0,25 м. При этом состав АКОР надежно изолирует водопритоки, не разрушаясь при депрессии на пласт до 20 МПа. В тоже время, при наличии в пласте трещин с раскрытием более 0,1 мм, радиус водоизолирующего экрана может превышать десятки метров. В таких условиях с целью повышения надежности изоляции водопритоков рекомендуется проведение докрепления изолируемого интервала цементным раствором или составами на основе синтетических смол.

Приготовление водонаполненного состава АКОР-БН®

При приготовлении водонаполненных составов АКОР БН вода вводится порционно. После ввода первой порции воды происходит экзотермическая реакция, в результате которой получаются продукты реакции, неограниченно смешивающиеся с водой в любой пропорции, без расслоения. При этом могут быть использована практически любая вода, вплоть до солевых растворов, применяемых для глушения скважин. Единственным ограничением служит требование к кислотности среды, которая ограничивается верхним пределом рН<6,5, т.е. при производстве ремонтно-изоляционных работ необходимо исключение контакта с щелочной средой.

Технология приготовления водонаполненного состава АКОР-БН® в цементировочном агрегате ЦА-320

Базовый состав, в соотношении к воде 1:3, готовится в следующем порядке: в левый бункер (по ходу агрегата) ЦА-320 закачивается 1,5 м3 товарного АКОР БН, добавляется 0,3-0,6 м3 воды и полученная смесь перемешивается до повышения температуры на 15-50 0С в течение 5-30 минут. Затем в этот же бункер, добавляется вода с доведением общего объема смеси до 3 м3. Затем смесь перемешивается 5-15 минут. По готовности однородной массы открывается задвижка, и полученный раствор перекачивается во второй бункер агрегата с добавлением 3 м3воды и осреднением смеси перемешиванием в течение 5-15 минут. После чего водонаполненный состав АКОР БН в объеме 6 м3 готов к закачке в скважину.

Для получения составов с соотношением АКОР БН : вода 1:5, 1:7 и 1:10, приготовленный состав в соотношении 1:3 и необходимое количество воды параллельно через тройник закачивается в НКТ или готовится в мернике второго агрегата (или емкости) перемешиванием в необходимой пропорции с водой.

Аналогично могут быть приготовлены составы АКОР с разбавлением водой 1:1 и 1:2, но при этом необходимо учитывать объемный фактор, особенно при минимальных и максимальных температурах окружающей среды, зимой или летом. При низких температурах, при вводе первой порции воды, состав будет долго разогреваться, а при высоких очень быстро. Поэтому зимой первая порция воды должна быть меньше, а летом больше.

При приготовлении водонаполненного состава АКОР необходимо соблюдение ряда условий:

  • для более точной дозировки при приготовлении должно использоваться не менее
    1 м3 товарного состава АКОР БН;
  • вода, используемая для приготовления составов должна иметь рН=5-6 (любое попадание щелочных реагентов или щелочной воды приводит к быстрому гелеобразованию составов АКОР);
  • мерники ЦА должны быть чистыми и сухими, насос перед началом работ промывается и освобождается от остатков воды продувкой;
  • товарный продукт АКОР БН закачивается в скважину через буфер перед составом и после него, при этом в качестве буферных жидкостей предпочтительней использование полярных растворителей, к которым относятся гликоли, спирты, ацетон и др., могут быть также использованы и углеводородные жидкости (нефть, дизтопливо, газоконденсат);
  • объем каждой пачки нефти должен составлять 0,3÷1 м3, в зависимости от глубины скважины и цели применения реагента.
Примерная технология водоизоляционных работ

Комплекс работ по селективной изоляции водопритока выполняется в следующей последовательности:

  • скважина обвязывается с необходимым технологическим оборудованием, нагнетательные линии опрессовывается на полуторократое ожидаемое давление;
  • готовится водоизолирующий состав в объеме необходимом для изоляции водопритока в зависимости от мощности пласта и радиуса обработки (рис. 1);
  • рассчитывается время реакции с учетом объемного соотношения АКОР БН-вода и типа применяемого реагента (рис. 2);
  • приготовленный состав закачивается через НКТ в скважину и продавливается в пласт расчетным количеством продавочной жидкости;
  • при невозможности осуществить продавку состава в пласт, осуществляют обратную промывку с противодавлением на пласт, равным конечному давлению продавки;
  • в процессе выполнения работы осуществляется контроль за расходом изоляционного состава, продавочной жидкости, давлением закачки и продавки;
  • скважина закрывается и оставляется на время реагирования состава в течение 24-48 часов под давлением, равным конечному давлению продавки.
Рисунок 3 – Номограмма для расчета времени реакции в зависимости
от типа реагента и объемного соотношения АКОР БН® – вода

При осуществлении технологического процесса используется стандартное оборудование устья скважины, механизмы и агрегаты, применяемые при подземном и капитальном ремонте скважин и обработке призабойной зоны пласта. Виды и необходимое количество технических средств для осуществления процесса определяются выбранной технологической схемой и объемом закачиваемых реагентов. Минимальное количество технических средств: 2 цементировочных агрегата типа ЦА-320, 2-3 автоцистерны с емкостью 8-10 м3. В некоторых случаях АКОР необходимо докреплять цементным раствором и/или использовать пакер.

Освоение скважины

Освоение скважины проводится способом, принятым на месторождении. При этом:

  • после проведения водоизоляционных работ без докрепления цементным раствором обычно не требуется производить повторное вскрытие (реперфорацию);
  • для подключения в работу нефтяных пропластков, не работавших до проведения РИР, применяются кислотные ванны и кислотные обработки по типовым технологиям для данного месторождения;
  • объем кислоты не должен превышать объема водоизолирующего материала с целью предотвращения разрушения пласта;
  • кислотные составы следует использовать с добавками, ингибирующими осадкообразование продуктов реакции;
  • давление нагнетания при кислотных обработках после ОЗС не должно превышать давление нагнетания тампонажного материала в конце продавки;
  • после изоляционных работ фонтанные скважины осваиваются плавным запуском с наименьшей депрессией, вызывающей приток нефти из пласта;
  • в скважинах, оборудованных насосными установками, после проведения РИР выполняются гидродинамические исследования для подбора насоса необходимой производительности;
  • при пуске скважины в работу выполняется контроль динамического уровня с целью недопущения депрессии на пласт превышающей 10 МПа;
  • после окончания изоляционных работ и стабилизации притока жидкости из пласта скважина выводится на постоянный режим работы;
  • после проведения РИР, если в процессе работ не были подключены неработавшие интервалы пласта, скважина должна эксплуатироваться с дебитом, не превышающим дебит до проведения РИР или, что более предпочтительно, с пониженным на 20-40 %.
Возможные осложнения при использовании водоизолирующих составов

Преждевременное гелеобразование (отверждение состава на поверхности в емкости и технологических линиях) может иметь место при нарушении рекомендаций по приготовлению водонаполненных составов (значительное уменьшение первоначально вводимого количества воды, особенно при высоких температурах окружающего воздуха, применение воды или растворов с рН>6,5). В этом случае необходимо разбавить состав водой в 2-3 раза и вымыть состав из НКТ, технологических линий и емкостей.

Резкое увеличение давления продавливания состава в пласт выше давления опрессовки эксплуатационной колонны может произойти в результате нарушения технологии. При этом необходимо остановить, продавливание (закачку) состава на 3-5 мин. Если после этого давление упало, то можно продолжить продавливание состава в пласт. Операцию при необходимости повторить 2-3 раза.

При дальнейшем росте давления до давления опрессовки процесс останавливается. Обратной промывкой состав вымывается из НКТ. После этого в пласт продавливается 1-3 м3 продавочной жидкости.

При отсутствии притока нефти из пласта выполняются промыслово-геофизические исследования для определения распределения материала в ПЗП и выяснения причин отсутствия притока. На основании полученных данных выполняется комплекс работ по вызову притока.

При необходимости образовавшийся в скважине или порах и трещинах коллектора гель на основе реагента АКОР БН может быть растворим и вымыт прокачкой концентрированных растворов щелочей NaOHили КОН 20-40 процентной концентрации.

Рисунок 4 – Удельный расход состава АКОР БН® в зависимости
от коэффициента неоднородности пласта

Технология ограничения водопритоковсоставами АКОР БН различных видов обводнения скважин (подошвенное, пропластковое, межпластовые перетоки, нарушение герметичности экспл. колонны) находит применение в различных регионах России (Западная Сибирь, республика Коми, Краснодарский край, Беларусь, Казахстан). Технология РИР с использованием составов АКОР является селективной и легко изменяемой в зависимости от конкретных гелого-технических условий объекта - применима в терригенных и карбонатных коллекторах. Ее селективность обусловлена свойствами материала, геологическим строением и составом пород пласта, используемыми технологическими приемами РИР. Работы можно проводить с подъемом и без подъема внутрискважинного оборудования в скважинах с любым способом эксплуатации. Для получения максимального эффекта технология адаптируется к конкретным геолого-техническим условиям разработки месторождения.

С 2000 года материал АКОР-БН, успешно применяется на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО НК "Роснефть", НК "Лукойл", НК "Славнефть-Мегионнефтегаз", Казахстана, Беларуси и др.

В настоящее время наиболее широко применяется АКОР БН 102. На сегодняшний день этим материалом уже выполнено более 750 скважино-операций.

Таким образом, селективные водоизолирующие составы на основе реагентов группы АКОР БН могут быть рекомендованы для проведения РИР в любых геологических условиях. Применение составов на их основе обеспечивает создание надежных блок-экранов для эффективной изоляции притоков воды, как при их ликвидации, так и при предупреждающих (превентивных) обработках пластов.

Дополнительную информацию можно найти на нашем сайте http://www.nitpo.ru. Результаты применения АКОР БН® показаны в работах (ссылки на сайте).

Список использованных источников:

  1. Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применениянаместорождениях Западной Сибири // РНТС. Сер. "Нефтепромысловое дело".– М.: ВНИИОЭНГ, 1987, Вып. 1.
  2. А.С. № 1102895. МКИ Е 21 В 33/138, Состав для изоляции пластовых вод в скважину.
  3. Янковский Ю.Н. и др. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов типа АКОР // Нефтяное хозяйство. – 1984. - № 8. с. 52-55.
  4. В.М. Строганов, А.М. Строганов и др. Водонаполненные составы АКОР и процессы их гелеобразования. Сборник научных трудов ВНИИКРнефть Вопросы крепления и заканчивания скважин - Краснодар. Изд. ВНИИКРнефть, 1991, с. 140
  5. А.С. № 1527982. Тампонажный состав.
  6. А.С. № 1595055. Состав для обводненных зон пласта.
7. Куликов А.Н., Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Строганов В.М., Строганов А.М. Обобщение результатов и исследование критериев применимости технологий селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических соединений // Нефтепромысловое дело – 2005 – № 9, с. 36-45.

Статья опубликована в:

Сборник докладов Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития»
Геленджик, Краснодарский край
25-28 апреля 2006 г.

Write Close
Close
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим