ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ

В последние годы в практике водоизоляционных работ широкое распространение получили гидрофильные водонабухающие полимеры (ВНП). Их применение основано на способности гелевых частиц полимера набухать, поглощая воду, сохраняя свою гелеобразную структуру. Благодаря этому набухший полимер способен блокировать пути поступления воды в добывающие скважины.

Водонабухающие полимеры закачиваются в скважины в воде или инертном носителе и, контактируя с водой, набухают, образуя герметичный гелеобразный слой, надежно тампонирующий поровое пространство. В качестве инертной жидкости могут быть использованы дизельное топливо, бензины, полигликоли, глицерин, спирты. В набухшем состоянии, водополимерные суспензии на основе ВНП представляют собой вязко-пластичные системы и характеризуются высокой пластической прочностью. Требуемая скорость гелеобразования достигается путем изменения концентрации полимерной дисперсии, размера полимерных частиц и скорости набухания их в воде.

Широкое применение получили водонабухающие полимеры серии “АК 639”. Исходные частицы полимера имеют размер от 20 мкм до 40 мм. В набухшем состоянии – до 40 мм. Различные сферы применения водонабухающего полимера серии “АК 639” приведены в таблице 2.1.

Обводненность большинства скважин требует проведения водоизоляционных работ, которые могут выполняться с применением водоизолирующих составов. Одним из них является АКОР МГ, к основным характеристикам которого относятся низкая вязкость, близкая к вязкости воды; отверждения в полном объеме; регулируемость времени потери текучести; широкий температурный интервал. Успешность водоизоляционных работ в скважинах с применением состава АКОР МГ составляет 75-85 %, средняя продолжительность эффекта – 1 год. Обработка скважин с использованием водоизолирующего материала – обратной водной эмульсии – с регулируемой вязкостью, зависящей от соотношения дисперсной фазы – дисперсионной среды, стабилизированной тонкодисперсным эмульгатором «Полисил-ДФ» на месторождениях ОАО «Татнефть» снизила дебит жидкости в среднем на 50 %, обводненность – в среднем на 12 % и увеличила дебит нефти на 50-85 %.

Таблица 2.1.

Водопоглощающие полимеры акриламида «АК 639»

Кроме того, ВНП применяется как дополнительный компо­зит к таким тампонажным составам, как жидкое стекло, гипан, различные силикатные растворы. Также эффективно тампонирование крупных промытых зон в пласте путем закачки водонабухающих полимеров через нагнетательные скважины как в чистом виде, так и в комплексе с другими реагентами. Результаты работ по закачке ВНП в нагнетательные скважины с целью выравни­вания профиля приемистости показывают увеличение добычи нефти в окружающих добывающих скважинах до 1600 т в год.

Тампонажные составы на основе силикатов щелочных металлов

В последние годы ограничения водопритока применяются насыщенные водные растворы силикатов натрия и калия (жидкое стекло).

В виде технического продукта жидкое стекло содержит смесь силикатов различной степени полимеризации: ортосиликат Na₄SiO₄ (2Na₂O · SiO₂), метасиликат Na₂SiO₃ (Na₂O · SiO₂) и дисиликат Na2Si₂O₅ (Na₂O · 2SiO₂). Жидкое стекло хорошо растворяется в пресной воде, растворы имеют низкую вязкость, регулируемую в широком диапазоне концентрацией силиката [7].

Составы на основе жидкого стекла с отвердителем являются неселективными, так как отверждение происходит во всем объеме композиции вне зависимости от характера жидкостей, насыщающих пористую среду. Поэтому применение таких композиций наиболее эффективно для ликвидации негерметичности обсадной колонны, изоляции заколонного перетока, отключения отдельных обводнившихся пластов, а также для обработки нагнетательных скважин с целью перераспределения фильтрационных потоков в пласте.

Силикат натрия может образовывать тампонирующую массу при взаимодействии с бивалентными ионами кальция и магния пластовой воды. В результате реакции образуются нерастворимые осадки тонкодисперсного силиката кальция или магния, которые хорошо закупоривают поры и трещины в породе.

При высокой минерализации пластовых вод используют смесь жидкого стекла и щелочи. В случае низкой минерализации пластовой воды рекомендуется проводить предварительную закачку раствора хлорида кальция (магния) или их продавку в пласт специально подготовленными рассолами.

В скважинах с высокой минерализацией пластовой воды или высокой температурой при ее контакте с раствором силиката образуется пленка геля. Она препятствует закачке основной массы тампонажного материала в зону изоляции. Для обеспечения подачи в пласт запланированного объема изолирующего состава перед жидким стеклом желательно закачать в скважину буферную жидкость – водный раствор щелочного реагента (едкий натр, карбонат или бикарбонат натрия). Такой буфер, образуя с ионами кальция и магния нерастворимые соединения, выводит их из пластовой воды, в результате чего нагнетаемое за ним жидкое стекло достигает в нескоагулированном состоянии заданной глубины проникновения в пласт.

При обработке скважин гелеобразующими системами на основе силиката натрия (жидкого стекла) происходит селективная изоляция промытых водой зон, а нефтенасыщенные зоны остаются незатронутыми. По мнению авторов, в таких скважинах после того, как их обводненность превысит 95 %, необходимо делать повторную и, возможно, третью обработки вплоть до полной выработки пласта.

Главным преимуществом составов на основе жидкого стекла является их низкая стоимость, позволяющая проводить объемные обработки скважин. Причинами, сдерживающими более масштабное применение жидкого стекла для ограничения водопритока, являются неселективность технологии и сложность проведения обработок при отрицательных температурах.

Составы на основе синтетических смол

Синтетические смолы – это высокомолекулярные соединения, которые получают в результате реакций полимеризации или поликондесации. В нефтепромысловой практике применяют эпоксидные, фенолформальдегидные, резорциноформальдегидные, фурфуролацетоновые смолы. Они отверждаются во всем объеме независимо от характера насыщающей пласт жидкости с образованием нерастворимых высокополимеров сетчатого строения.

Большое применение получили фенолформальдегидные смолы на основе сланцевых фенолов, такие как “ТСД-9”, “ТС-10”. Данные смолы активно применяются при работах по ограничению водопритока, однако, они имеют высокую стоимость и ограничения по температуре применения. Смола “ТСД-9” применяется в скважинах с температурой до 40 °С, “ТС-10” – в скважинах с температурой до 80 °С.

Находят применения также отверждаемые глинистые растворы (ОГР), где в смеси на основе фенолформальдегидной смолы вместо воды используется глинистый раствор. После смешивания компонентов состава в результате реакции поликонденсации в среде глинистого раствора формируется полимерная пространственная сетка, в которой глинистый раствор является наполнителем

ГРС (гесарезорционновая смола) – продукт конденсации резорцина и утропина. ГРС хорошо растворяется в воде путем механического перемешивания. Данный продукт применяется в составе полимерных композиций.

Список литературы:

1. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998. - 267 с.
2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: 2003. – 816c.
3. Стрижнев К.В. Тампонажные составы для восстановления герметичности эксплуатационных колонн // Нефтяное хозяйство. – 2017.
4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: 2003. – 816c.