МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть)

ТЕХНОЛОГИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ВОДОПРИТОКОВ БЕЗ ПОДЪЕМА ЛИФТОВЫХ ТР

( с применением УЦР и ГОС)

РД 39-0147009-524-86

1986

Министерство нефтяной промышленностн

У1ВЕРЗДАЮ Первый зам .министра нефтяной промышленности

~~ В.И.Игревский

" Ях)" й(к

ТЕХНОЛОГИЯ изодлцр ЗОН ВОДОЯГ.1ТОКОВ

БЕЗ ПОДЪЕМА ЛИФТОВЫХ ТРУБ ( с применением УЦР и ГОС)

РД 39_ 0147009-524-86 НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН :

Всесоюзным научно-исследовательским институтом по креплению скважин и    эдворам

(ВИ

^f А.И.Булатов

10

ностж нефти регламентируются следующие добавки ПАВ в УЦР и составы £0.

Приготовление УЦР на малоактивных (кислотность от 0,05-0,2 мг КОН на I г нефти) и активных (кислотность от 0,2-1,0 мг КОН на I г нефти) нефтях следует производить без добавок ПАВ. В состав Ю в этом случае входят пресная вода и щелочь (едкий натр или калий) - 0,3$.

При приготовлении УЦР на неактивных (кислотность менее 0,05 мг КОН на I г нефти) нефтях производится добавка неионогенного ПАВ (типа дисольван, преводел и др*) в количествах 0,1-0,3$ от массы сухого цемента. Жадность отверадения в этом случае содержат пресную в оду, де амульгатор-неионогенный ПАВ (типа проксамин-385, проксанол-186 и др.) - 0,1$ и гвдрофобиза-тор (щелочь или соду) - 0,3$.

Базовые рецептуры УЦР, ЖО и их свойства приведены в приложениях 3,4, а характеристики неионогенных ПАВ в приложениях 5 и 8.

4.1.15. При приготовлении УЦР с использованием "лежалого" портландцемента, что характерно для условий Западной Сибири, необходимо применять известные устройства механической дисперга-ции и активации (приложение II).

4.2. Гелеобразующий состав с мелкодисперсным наполнителем.

4.2.1. Композицию ГОС готовят смешением водного раствора ПАА вязкостью 150-200 с по воронке ВБР-I (приблизительно 1,5-2,0 $-ный раствор); керогена л равных количеств 10 $-ных водных растворов бихромата и гипосульфита натрия при следующем соотношении компонентов, масс, частей ($):

II

ПАА......................................от    I,5-2,0;

бихромат натрия*,*»*.....................от    I,0-6,0;

гипосульфит натрия.......................от    1,0-6,0;

кероген.......*.......................... от 10 до 30;

пресная вода............... *....... остальное.

Базовые рецептуры ГОС и их свойства представлены в таблице П.3.1 и П.4.2 (приложение 3 и 4). Введение наполнителя верогена приводит к существенное замедлению сроков начала гелеобразова-ния при температуре до 40 °С. При более высоких показателях температур сроки начала гелеобразования такие же, как и у ГОС без наполнителя.

4.2.2.    Подбор рецептур производят в соответствии с требуемыми сроками начала гелеобразования при температурных условиях скважины* Время начала гелеобразования композиции ГОС, технологически приемлемое при температуре в скважине от 40 до Ю0°С, можно регулировать путем одновременного изменения содержания бихромата и гипосульфита натрия, а также путем изменения pH раствора ПАА в пределах от 4 до 9 введением кислоты (соляной или серной) или щелочи (едкого натра или калия). При увеличении содержания сшивающих реагентов (бихромата или гипосульфита натрия) и снижения величины pH (до 4) сроки гелеобразования сокращаются и наоборот,

4.2.3.    Приготовление ГОС осуществляется в следующей последовательности: готовят водный раствор ПАА и при перемешивании приливают 30-40^-ный раствор расчетного количества бихромата натрия, затем добавляют требуемое количество керогена и, в последнюю очередь, при перемешивании смеси добавляют гипосульфит натрия (30-40$~вдй водный раствор), с введением которого начинается реакция гелеобразования, поэтому последний вводится нелосредственрю перед закачкой ГОС в НКТ.

12

4.2.4.    Жвдкнй 8?-ны1 ША поступает, как правило, в полжетн-леновых кепках по 50 кг. Для приготовления I к³ 2?-^ого раствора НАЛ необходимо в 0,750 к³ води растворить 250 кг 8^-ного ПАЛ.

Порошкообразный 50?-ный ПАЛ поставляется в полиэтиленовых кепках по 20 кг. Для приготовления I к³ 2?-ного раствора необходимо 40 кг сухого 50?-ного ПАЛ растворить в 0,960 к³ води.

4.2.5.    Кероген представляет собой порошок коричневого цвета с насыпной плотностью 1,35 г/см³. Плотность самого керогева составляет 2,65 г/см³, удельная поверхность около 5000 см^/г, фракционный состав более 0,200 ш - 6,4?; 0,160 ш - 5?;

0,125 ш - 4?; 0,100 ш - 9,2?; 0,080 ш - 9,35?; 0,063 ш -

- 10,2? и 55,85? меньше 0,063 мм.

Кероген является продуктом сланцеперерабатывающей промышленности в вырабатывается двух марок: "Кероген - 70" и "Кероген-90". "Кероген-70" включает 70? органических веществ в 30? неорганических, "Кероген-90", соответственно, 90? органических и 10? неорганических.

Элементный состав органической части содержит около 77?-С_к 8?-Н, остальное 0₂. Элементный состав минеральной части содержит 28-35? - СаО, 30-35? - 0₂, 10-12? А1₂0₃, 4-5? - Fe₂<>₃,

2-3? -    0, 4-5? - KgO и около 0,2? -    На₂0.

Для приготовления ГОС может бнть использован как "Кероген-70”, так и "Кероген-80".

4.2.6.    Эффект изоляции при применении ГОС достигается в результате насыщения пород гелеобразующим составом. Формирующаяся из наполнителя фильтрационная корка повышает тампонирующий

эффект, так как постепенно снижает проницаемость поглощающих зон, вплоть до полной закупорки уже в процессе нагнетания состава в ГОП. Наличие наполнителя позволяет изолировать весь вскрытый проницаемый пласт независимо от степени ого проницае-

13

мостной не однородности по толщине. После превращения состава в гидрогель изолируемая зона оказывается герметичной как при опрессовке (при репрессии), так и при вызове притока (при депрессии).

4.2.7.    В тех случаях, когда требуется высокая степень герметичности изолируемой породы при испытании на депрессии, необходимо производить последовательную закачку ГОС без наполнителя, а затем ГОС с наполнителем, что позволит провести тампонирование пород гидрогелем на большую глубину.

4.2.8.    Гелеобразующий состав предназначен для герметизации интервалов пласта преимущественно с "низкой" приемистостью (менее 5 л/с). При отсутствии сведений о приемистости рекомендуется выбирать объем ГОС из расчета 0,5-1,0 м³ на I п.м изолируемой толщины пласта. Концентрация керогена в ГОС для конкретных геолого-технических условий находится в прямой зависимости от приемистости скважин.

4.2.9.    ГОС может быть использован при выравнивании профиля приемистости в нагнетательных скважинах, герметизации перфорированного пласта, ликвидации заколонннх перетоков и уменьшении приемистости перед ремонтом. Объем состава в этих случаях определяется в зависимости от результатов геофизических исследований индивидуально для каждой скважины.

4.2.10.    Изоляционные работы с применением ГОС могут производиться как с вымывом остатка тампонажного состава из скважины, так и с полной закачкой ГОС в П311.

В последнем случае производится так называемая "порционная" закачка тампонажного состава и применяется при необходимости изоляции наиболее проницаемых интервалов пород. Положение НКТ при проведении изоляционных работ и другие условия применения регламентированы в табл. П.3.1.

14

4.2*11# Кроме рекомендованного темпонахного состава ГОС, so данной технология 11017т быть нсзхользев&ин другие материалы с аналогичными свойствами.

5. ГОДПИШСА К РАБОТЕ

5.1.    Оборудовать затрубное, трубное я мажколоннов прострвн-ства манометрами,

5.2.    Доставить к скважине безводную нефть в объеме ътжтт и все необходимые компоненты т&мпонахннх составов.

5.3.    Проверить герметичность устьевой запорной арматуры.

5.4.    Проверить приемистость пласта (фильтра).

5.5.    Установить на цредустьевой площадке необходимое оборудование и обвязать его.

5.6.    Обвязку скважины и технологического оборудования производить в соответствии с приложением 6.

5.7.    Нефть дня приготовления УЦР должна завозиться с пунктов ее обезвоживания и не должна содержать вода более 1%. Состав УЦР и КО выбирается в зависимости от типа углеводородной жидкости согласно п.4.1.14 и табд.П.4.1. Подбор рецептуры УЦР по плотности и растек&емости производят в лабораторных условиях.

5.8.    В процессе подготовки к работе на скважине необходимо произвести контрольный экспресс-анализ. На небольшом объеме нефти (0,5-2,0 л) затворить портландцемент с периодическим контролем плотности суспензии. После достижения требуемой плотности производят замер растекаемости по конусу АзНИИ, значение которой должно быть близким к растекаемости УЦР, полученной

в лабораторных условиях. Приготовленная проба выдерживается при температуре 30-50 °С в течение 10-20 минут. При отсутствии

15

в нефти воды вшк допустимое норн суспенвка УЦР внешне во меняет своих cboIctb ж сохраняет овов реодогжчвск» характеристики. В противном случае навощается коагуляция цемента .выпадение суспензии в осадок иди заметное повывение её реологических свойств.

5.9.    Сведения о компонентах тампонажных ттержалов приведены в приложениях 5 и 8.

5.10.    Перед проведением изоляционных работ составляется план работ согласно приложениям 9,10 и 13.

6. шиготшгаиЕ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ И ПРОВЕДШИЕ ТЕХНОЛОШЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

6.1.    Углеводородные цементные растворы.

6.1.1.    Расчетное количество нефти с добавлением (при необходимости) ПАВ я портландцемента тщательно перемемквавтся в осредннтельной емкости (глиномешалке) (приложение 12).

Приготовление УЦР в осрадвительной емкости можно производить как на участке цеха (базы) КРС заранее, так и непосредственно у скважин перед проведением изоляционных работ. Контроль параметров УЦР производится измерением растекаемости и плотности. Растекаемость определяется по конусу АзВШ и долива бйть не менее 18 ом. Плотность определяется ареометром А1-ЗПП и должна быть равной расчетной в соответствии с нефтецеиентным отношением.

6.1.2.    Жидкость отверждения приготавливается в емкости с добавлением в воду расчетных количеств необходимых реагентов в соответствии с приложением 4.

6.1.3.    После подготовки n«mi в соответствии с р.5 закачать УЦР в НКТ и прокачать его в интервал фильтра. Подробная схема технологического процесса изоляционных работ с примене-

16

нием УЦР приведена в приложении 7.

6,1.4* В случае, если скважина заполнена водой, перед тампонажным составом и после него необходимо закачать безводные буферные жидкости на углеводородной основе (нефть, дизтопливо) в количестве 0,3-0,5 м³.

6.1.5.    Задавить УЦР на обсадную колонну через фильтр.

6.1.6.    Тампонажные работы производить до полного насыщении ПЗП при устойчивом давлении в затрубном пространстве (в соответствии с п.4.1.10).

6.1.7.    Рекомендуется во время продавливания УЦР в ПЗП избыточное давление в затрубном пространстве поднимать до максимально допустимого, а затем снижать до атмосферного (метод МВД). МВД необходимо повторить 3-4 раза, что способствует отделению углеводородной основы из УЦР и уплотнению цементного "теста'¹ * образующегося в каналах и кавернах ПЗП.

6Д.8. Для предотвращения уплотнения цемента в затрубном пространстве против перфорационных отверстий, а также увеличения глубины проникновения в каналы перетока, производить периодическую промывку зоны фильтра нефтью путем закачки нефти в затрубное пространство скважины при открытой, а затем закрытой задвижке на трубном (НКТ) пространстве (метод "ложной" срезки). Данная операция возможна при полном заполнении скважины нефтью.

6.1.9.    Появление устойчивого давления подтверждает герметичность обсадной колонны выше верхних отверстий перфорации.

6.1.10.    Вымыть излишки УЦР обратной промывкой с противодавлением на устье и утилизировать в специальную емкость для использования при тампонировании в других скважинах.

6.1.11.    Доставить £0 к интервалу фильтра путем закачки в затрубное пространство и произвести нафильтровывание ЖО в ПЗП

17

црн минимальной производительности ЦА (см.приложение 7). Объем залавливаемой Ж) в ПШ уточняется в процессе обработки скважины. Процесс нафидьтровнвания ХО производить в 3-4 цикла с периодическими остановками пеклу ними на 5-10 минут.

6.1.12.    Скважину оставить на ОЗЦ при давлении нафильтровы-вания (в соответствии с п.4.1.4).

6.1.13.    Восстановить циркуляцию, промыть скважину.

6.1.14.    Испытать герметичность изолируемого интервала опрессовкой или созданием депрессии, равной полуторакратному значению депрессии работающего горизонта, согласно утвержденному технологическому режиму скважины.

6.2. Геле образующий состав,

6.2.1.    Приготовление ГОС производят с помощью агрегата ЦА, схема обвязки которого представлена в приложении 6.

6.2.2.    В мерную емкость ЦА подают расчетный объем воды и создают круговую циркуляцию через приемную мерную емкость.

6.2.3.    Б приемный мерный бачок постепенно подают расчетную массу ПАА и периодически перемешивают в течение 2-3 часов. Предпочтительным является предварительное приготовление раствора

ПАА за 1-2 суток до РИР (в специальной емкости или глиномешалке).

6.2.4.    Ввести в раствор ПАА необходимое количество раствора бшфомата и керогена и тщательно перемешать полученный состав

в течение 10-12 минут.

6.2.5.    После введения раствора гипосульфита натрия и дополнительного перемешивания в течение 10 минут состав готов к применению.

6.2.6.    Смесь ПАА, бихромата натрия и керогена может готовиться заранее и доставляться на скважину автоцистерной. Добавка в смеси гипосульфита натрия должна производиться непосредст*

18

венно перед закачкой ГОС в скважину.

6.2.7.    Закачать ГОС в НКТ и осуществить его продажу в зону перфорационных отверстий.

6.2.8.    Задавить ГОС в ПЗП через перфорационные отверстия.

6.2.9.    Нагнетание ГОС без наполнителя производить с учетом сроков схватывания (гелеобразования).

Нагнетание ГОС с наполнителем производить до получения устойчивого не снижающегося давления в затрубном пространстве, близкого к давлению опрессовки обсадной колонны.

7. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА РИР

7.1.    Качество изоляционных работ оценивается по изменению дебита нефти и содержания воды в продукции скважины, стабилизации этих параметров в течение времени не менее трех месяцев работы скважины (см. приложение 2). Режим работы скважины должен оставаться таким же и соответствовать утвержденному технологическому режиму работы скважины до изоляционных работ.

7.2.    Успешными считаются работа, в результате которых в эксплуатационных нефтяных скважинах произошло снижение содержания воды при сохранении или увеличении дебита нефти; в нагнетательных скважинах произошло уменьшение их приемистости за счет изоляции заколонных каналов перетока.

7.3.    Продолжительность эффекта оценивается временем работы скважины до восстановления прежнего содержания воды в ее продукции. При этом по динамике восстановления обводненности, анализу

19

правомерности применяемого режима эксплуатации скважина с проведением при необходимости геофизических исследований дается заклсчение о причинах обводнения и путях поступления вода.

8. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВШНИЕ НА ОКРУЖАЩУЮ CPW

8Л. При реализации технологического процесса необходимо руководствоваться Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности** (М., НедраД974), "Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности” (Баку, 1976) и другими действующими в отрасли руководящими документами»

8.2.    Токсикологические характеристики используемых по данной технологии тампонажных систем и их утилизация должны соответствовать ГОСТу 12*007.76.

8.3.    Содержание пыли и паров токсичного состава в воздухе рабочей зоны должно соответствовать ГОСТу 12,1.005-76. Токсическое действие компонентов может иметь место при попадании их внутрь организма при вдыхании паров, при попадании на кожу.

8.4.    Обслуживающий персонал должен иметь спецодежду: комбинезоны (ГОСТ 12.4.036-78), фартуки рабочие прорезиненные (ГОСТ 12.4.029-76)«перчатки резиновые (ГОСТ 20010-74), очки защитные (ГОСТ 12.4.013.75 Е).

8.5.    При попадании реагентов в глаза необходимо немедленно промыть их пресной водой, затем 3%-вш раствором бикарбоната натрия.

8.6.    Прогрев замерзших жидких компонентов состава должен производиться паром. Применение для этих целей открытого огня запрещается.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЩГ Технология изоляции зон водопритоков без подъема лотовых труб (с применением УЦР х ГОС)

ГД 39-0147009-524-86    Вводится    впервые

Срок введения установлен с 01.07.86

Срок действия до 01.07.89

I. ОБЩЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящий РД регламентирует технологические схемы и порядок проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) при изоляции зон водопритоков без подъема лифтовых труб в нефтяных добывающих фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах на территории СССР.

1.2.    Изоляция зон водопритоков но технологии без подъема лифтовых труб проводится без глушения скважины, демонтажа устьевого оборудования в применения подъемных установок, что позволяет до проведения РИР сохранить естественные условия распределения флюидов в призабойной зоне скважины и фильтрационную характеристику пласта, сократить энергоматериальные затраты

на проведение одного ремонта.

1.3.    Технология предназначена для изоляции пластов и флювдо-проявляпцих каналов в завещанном пространстве, являющихся источниками обводнения продукции в добывающих и причинами непроизводительной закачки жидкости в нагнетательных скважинах. Условия по пп.1.1, 1.2 не исключают возможности применения технологии

20

8*7. Компоненты состава транспортируются и хранятся в заводской упаковке или герметично закрытых емкостях.

8.8. Перед црозедением операций по закачке и продавке состава в сгвахину для предотвращения попадания тампонажного раствора в окружающую среду нагнетательные линии опрессовывают и проверяют их герметичность при давлении, в 1,5 раза превышающем максимально ожидаемое*

9. ВОЗМОЖНЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ ОТ НОРМАЛЫЮЙ РАБОТЫ (ОПТИМАЛЬНЫХ РЕШОВ) ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНИМ!

Отклонения от нормальной работы технологической схемы 1 Причины Способ устранения При затворении цемента Нефть не соответствует 1 Заменить плотность УЦР при Д = применяемой при прове- > нефть *18-32 см существенно ниже расчетной деоии анализа по своим свойствам - нефть содержит воды более 1% При контрольном анализе - pH не соответствует Добавить в ГОС не происходит регламенту (завышен) р-р HCI до гелеобразования - несоответствие концентрации реагентов выбранной рецептуре достижения рН=6,5+7,5 - привести

в соответствие с выбранной рецептурой

АННОТАЦИЯ

Технология изоляции зон водощштоков без подъема лифтовых труб основана на тампонировании под давлением флюидопроявдявдих каналов в заколонном пространстве фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважин* Технология также может быть использована при изоляции призабойной зоны пласта (ПШ), осложненной кавернообра-зованием, и выравниваний профиля приемистости.

Технология в зависимости от характера осложнения и геологических условий скважины регламентирует технологические схемы и устанавливает область применения углеводородных цементных растворов (УПР )и гелеобразукщих составов* в т.ч. о мелкодисперсным наполнителем (ГОС); позволяет производить операцию тампонирования без оставления тампонажного моста* и в ряде случаев может осуществляться без демонтажа устья скважины и подъема НКТ.

Технология применения УЦР и ГОС разработана ВНИИКРнефтью на основании обобщения накопленного в отрасли опыта, результатов научных исследований и опытно-промышленных работ, и защищена а.с. II38479, 1153043, положительным решением на выдачу авторского свидетельства по заявке № 3826455/22 от 26.09.85 г.

Принятая терминология и сведения об эффективности опытнопромышленных работ приведены в приложениях I и 2.

Исполнители: Мартышке В.И., Кошелев А.Т*, Усов С.В., Лядов В.С., Рябоконь С.А., Киселев А.И.

При проведении оштно-промышленных работ в процессе разработки технологии принимали участие: В.С. Свиридов, И.А. Даненко, Г.М. Губенко, В.И. Верченко, А.Г. Иваненко (ПО "Краснодарнефтегаз") , Р.Н. Мухаметзянов, Р.Р. Булгаков, Е.В. Красиков (ПО "Ноябрьскнефтегаз"), Б.Р. Саркисянц, Ю.Н. Маслов (ПО "Сургутнефтегаз"), В.И. Репин (ПО "Юганскнефтегаз"), А.В. Фомин, Н.П.Кузнецов (Нижневартовское УБР $1), В.Н.Аносов, А.П.Тимофеев (Стрежевское

УПНП И КРС).

4

по общепринятой методике изоляционных работ.

1.4.    Технология основана на применении метода тампонирования под давлением с использованием углеводородных цементных растворов (УЦР) и гелеобразухзщего состава с мелкодисперсным наполнителем (ГОС).

1.5.    Технология предусматривает использование серийного оборудования и инструментов, существующих устройств, приборов и технологических жидкостей. Исследование и подготовка скважин к ремонту производятся в соответствии с РД 39-1-843-82*

1.6.    Технология опробована на Анастасиевско-Троицком месторождении (ПО "Краснодарнефтегаз”), Суторминском (ПО "Ноябрьскнефтегаз") и Самотлорском (ПО "Нижневартовскнефтегаз") место-рождениях в условиях терригенных коллекторов. Сведения о технико-экономической эффективности применения технологии приведены в приложении 2.

2. ТРЕБОВАНИЙ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУ И УСЛОВИЯМ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ В СКВАЖИНАХ

2*1. Процесс изоляции проводится через имеющийся в скважине интервал перфорации.

2.2.    Технология применяется при достоверной информации о причинах и путях обводнения, наличии в скважине герметичных лифтовых труб и эксплуатационной колонны выше интервала перфорации.

2.3.    Технология обеспечивает ограничение водопритока независимо от степени минерализации изолируемых вод.

2.4.    Технологический процесс тампонажных работ в интервале перфорации эксплуатационной колонны обеспечивает исключение

прихвата лифтовых труб.

5

2*5. Применение технологии в газлифтных скважинах допускается после закрытия клапанов, установлениях на лифтовых трубах с целью создания условий герметичности НКТ.

2.6.    Технология применяется в скважинах,не оборудованных пакерами, разобщающими трубное и затрубное пространства.

2.7.    Технология применяется при статической температуре в интервале изоляции от 20 до 100 °С.

2.8.    В зависимости от вида изоляционных работ и применяемого тампонажного материала расположение НКТ в скважине может быть на уровне нижних иди верхних отверстий перфорации.

2.9.    При расположении НКТ значительно вше интервала перфорации изоляционные работы проводятся после допуска НКТ до необходимой глубины. Изоляционные работы могут также проводиться в скважинах глубшшд&асосной эксплуатации. В указанных случаях подготовку НКТ экономически целесообразно производить одной бригадой ПРО или КРС последовательно на нескольких скважинах.

После подготовки скважин в них производятся изоляционные работы, затем с помощью бригады ПРС или КРС в той же последовательности скважины вводятся в эксплуатацию.

2.10.    При ликвидации заколонной циркуляции технология применяется независимо от степени поглощения жидкости продуктивными пластами, расположенными против интервала перфорации, что обеспечивается использованием составов УЦР, не способных ухудшать их фильтрационные характеристики*

2. II. Технология применяется практически независимо от приемистости зоны изоляции, что обеспечивается увеличением количества дисперсной фазы тампонажных составов до достижения консистенции, необходимой для конкретных условий. При наличии катастрофических поглощений необходимо руководствоваться действующими в отрасли РД.

6

2.12* Обобщенные сведения о тампонажных материалах и требования по условиям их применения приведены в приложении 3»

3. ТШШШЖИЕ СРЕДСТВА Д2Я ОСУЩВСТВЛШШ ТЕШ0Л01ШВСК0Г0 ПРОЦЕССА

3.1. Передвижной компрессор типа УЖ-80....... I

3,2* Цементировочный агрегат ЦА-320, ТУ 26-02-706-76..♦ I

3.3.    Осреднительная емкость или глиномешалка МГ-4,

ТУ 26-02-232-70................................... I

3.4.    Автоцистерна 4 ЦР ....... I

3.5.    Емкость объемом 15-20 м³.................. I

3.6.    Конус АзНИИ, ТУ 25-04-2552-80.............. I

3.7.    Ареометр АТ-ЗПЕ, ТУ 25-04-2741-77....... I

3.8.    рйметр типа рй-300............. I

3.9.    Вискозиметр ВБР-1, 25-04-2771-77............ I

4. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ И ТЕШОЛОГйЧЕСКИЕ СХШ1 ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

4.1.    Углеводородные цементные растворы и жидкости отверждения (ЖО).

4.1.1.    УЦР представляет собой суспензию минерального вяжущего (портландцемента), затворенного на углеводородной жидкости (нефть, дизтопливо). В ряде случаев в суспензию вводится добавка ПАВ, которая способствует снижению вязкостных характеристик и нефтецементного отношения, повышению плотности и седимента-ционной устойчивости УЦР. Добавка ПАВ также облегчает замещение углеводородной жидкости в УЦР на воду при их смешении.

7

4.1.2.    Суспензия УЦР не способна схватываться и отверждаться без участия вода, в т.ч. при высоких температурах. Способность портландцемента в УЦР схватываться и отвергаться восстанавливается после замещения нефти водой, при тщательном перемешивании или путем фильтрации вода через нефтецементное "тесто". При спокойном контактировании с водой УЦР не схватывается в течение достаточно длительного времени.

4.1.3.    Примесь вода в нефти более 1% приводит к быстрому загустеванию суспензии УЦР до нетекучего состояния.

4.1.4.    УЦР приобретает физико-механические свойства, близкие к свойствам водоцементных растворов (с В/Ц = 0,4 + 0,5) после замещения водой более 25-30% нефти. Реальное замещение нефти

в УЦР при использовании рекомендуемых составов £0 достигает 90%. Время ожидания затвердения (ОЗЦ) УЦР не менее 72 часов для холодных скважин (температура 20-40 °С) и не менее 48 часов для горячих скважин (температура 40-100 °С).

4.1.5.    Технология принудительного отверждения УЦР [I] заключается в том, что УЦР отверждается последующей закачкой £0 [2] .

В момент нагнетания УЦР в изолируемые полости происходит интенсивное отфильтровывание жидкой фазы УЦР в проницаемые порода, образуется плотный слой нефтенасыщенной цементной массы ("теста"). Этот процесс протекает до полного заполнения изолируемых полостей в ПЗП. Последующая закачка £0 позволяет заместить углеводородную основу в цементной массе УЦР и создать условия для гидратации портландцемента.

4.1.6.    Технология применения УЦР предназначена для изоляции каналов перетока флюидов в заколонном пространстве, изоляции призабойной зоны пласта, осложненной кавернообразованием, и уменьшения приемистости скважины перед ремонтом. Обработка ПЗП, осложненной кавернообразованием, производится с целью

8

изоляции зон водощщтоков при переносе фильтра в пределах эксплуатационного пласта*

4.1.7.    При изоляции призабойной зоны пласта НКТ должны находиться на уровне нижних иди верхних отверстий перфорации. При

расположении НКТ на уровне нижних отверстий перфорации остаток тампонажного состава вымывается на поверхность* При расположении НКТ на уровне верхних отверстий перфорации в скважине ниже НКТ может образоваться цементный мост* Предпочтение следует отдавать скважинам, в которых НКТ расположены на уровне нижних отверстий. В этом случае излишек тампонажного состава вымывается на поверхность и создаются условия нагнетания ХО по всей толщине интервала перфорации.

4.1.8.    Изоляционные работы с применением УЦР могут производиться как с внннвом остатка тампонажного состава из скважины, так и с полной закачкой УЦР в ГОП. В последнем случае производится так называемая "порционная” закачка тампонажного состава и применяется только при изоляции заколонных перетоков и уменьшении приемистости скважины перед ремонтом. Положение НКТ для указанных видов работ регламентировано в приложении 3.

4*1.9. Одновременно с изоляцией каналов перетока возможна частичная изоляция заколонного пространства в интервале продуктивного пласта. Для разрушения камня из УЦР против перфорационных отверстий с целью получения гидродинамической связи "скважина - продуктивный пласт" рекомендуется производить обработку ГОП серной или соляной кислотой 10-25^-ной концентрации.

4.1.10* Объем УЦР при проведении изоляционных работ в скважинах выбирается по опыту работ на конкретном месторождении, исходя из следующих условий:

9

при изоляции призабойной зоны пласта, осложненной наверно-образование!!, необходимо достижение устойчивого дометая ври нагнетании УЦР в ПЗП, близкого к давление опрессовки скважины (Р₀др)» при этом объем УЦР, как показывает опыт, не должен превышать 3 м³ за одну операции* При изоляции закаленных каналов перетоков в интервалах пластов, осложненных кавернообразованием, необходимо достижение давления нагнетания УЦР в ШП_# близкое к 2/3 Рццр» в интервалах пластов с неосложненными условиями: необходимо достижение давления, близкого к Р₀цр* В обоих случаях изоляции заколоннвх перетоков объем УЦР составляет 1,0-2,5 м³ на одну операцию.

4.1.11.    Объем £0 должен быть не менее 1,5 объема УЦР, закачанного в ПЗД.

4.1.12.    При наличии высокой устойчивости приемистости (более 15 л/с) необходимо применять суспензию УЦР повышенной вязкости (растекаемость по конусу АзНИИ менее 18 см) или вводить в состав УЦР ускоритель схватывания - гипс (3-5$).

4.1.13.    Остаток УЦР, вымытый из скважины на поверхность, утилизуется в закрытой емкости для последующего использования в других скважинах. Время хранения УЦР без доступа влаги практически не ограничено. Для предотвращения образования седимента-ционного остатка при хранении рекомендуется периодически перемешивать суспензию УЦР.

4.1.14.    Состав УЦР: безводная нефть, портландцемент, ПАВ.

Состав ХО: пресная вода, ПАВ, гдцрофилизатор.

Для приготовления УЦР следует применять нефти вязкостью менее 20 МПа*с, характеризующиеся смолистостью менее 10$ и кислотностью менее 1,0 мг КОН на I г нефти. Предпочтение следует отдавать нефтям с меньшей смолистостью. В зависимости от кислот-