Основной объем добычи нефти в России приходится на месторождения, которые разрабатываются в течение 30–50 лет. На поздних стадиях эксплуатации скважин наблюдаются нарушения герметичности ЭК из-за коррозии резьбовых соединений и других дефектов, происходит рост обводненности добываемой продукции, нарушается целостность цементного камня, что сопровождается образованием межпластовых перетоков нефти и воды.

Для изоляции водопритока могут применяться тампонажные растворы на углеводородной основе (ТРУО). Их разработка началась в 1960-х годах в РГУ нефти и газа в рамках отдельной школы. В настоящее время на рынке представлены две группы ТРУО — безводные (БТРУО) и эмульсионные (ЭТРУО), каждая из которых характеризуется своими особенностями и областями применения (рис. 1).

ХАРАКТЕРИСТИКА И СФЕРА ПРИМЕНЕНИЯ БТРУО

БТРУО (табл. 1, 2) применяются в случаях, если необходимо провести изоляцию водопроявляющих горизонтов в процессе бурения, селективную изоляцию водопритоков при КРС, ликвидацию заколонных перетоков и негерметичности ЭК.

В зависимости от степени дисперсности вяжущего вещества различают три марки БТРУО: «Стандарт», «Медиум» и «Микро» (рис. 2). Сферы их применения в первую очередь определяются типом и приемистостью скважины (табл. 3; рис. 3). К примеру, в карбонатных-трещиноватых коллекторах с приемистостью скважины 720 м³/сут и выше лучше применять марку «Стандарт», а в терригенных и карбонатных коллекторах приемистостью 100–150 м³/сут — «Микро».

Согласно европейским стандартам, размер частиц микроцемента должен составлять в среднем 5–8 мкм и не превышать 20 мкм. Это в частности обеспечивает высокую (более 800 м²/кг) удельную поверхность частиц. Для данной марки также характерны высокая седиментационная устойчивость цементного раствора, повышенная по сравнению со стандартным цементом проникающая способность в пористую среду и простота управления технологическими свойствами цементного раствора с помощью химических реагентов. Микроцемент используется для ликвидации нефтяных и газовых скважин, заколонных перетоков и НЭК. Также возможно его применение для установки ответственных цементных мостов, восстановления цементного камня за ЭК и селективной изоляции водопритоков. В настоящее время на рынке представлено несколько марок микроцемента отечественного и зарубежного производства (табл. 4).

Для оценки проникающей способности БТРУО проводились фильтрационные испытания с использованием специальных насыпных моделей проппанта. Результаты испытаний показали, что максимальная проникающая способность при минимальном критическом давлении характерна для микроцемента, тогда как стандартный цемент плохо проникает даже при высоком давлении (рис. 4). Свойства микроцемента позволяют закачать его даже в скважину с приемистостью около 150 м3/сут при давлении не более 120 атм.

ЭТРУО

ЭТРУО (табл. 5, 6) применяются в случаях, когда требуется провести восстановление цементного камня за ЭК, установку цементных мостов с последующей перфорацией при КРС, крепление скважин, пробуренных на углеводородной основе или ЛНЭК. В зависимости от размера частиц выделяют две марки ЭТРУО — «Стандарт» и «Микро».

В составе ЭТРУО содержится вода в количестве, необходимом для реакции гидратации цемента и образования камня. Состав и количество ПАВ подобраны таким образом, чтобы время начала схватывания цемента определялось условиями скважины — пластовой температурой, давлением гидроразрыва. ЭТРУО характеризуется высокой седиментационной устойчивостью и минимальной фильтрацией, которые выступают определяющими требованиями к цементам для РИР с целью снижения газоводопроницаемости цементного камня. За счет того, что при образовании цементного камня из ЭТРУО углеводородная фаза и ПАВ остаются равномерно распределенными в нем, камень получается более пластичным, что снижает вероятность его растрескивания при перфорации и знакопеременных нагрузках от изменения давления в скважине. Весь объем цементного камня, полученного из ЭТРУО, гидрофобен, что снижает степень его разрушения под действием пластовых вод и уменьшает коррозию металла. При применении данного раствора также повышается адгезия с нефтесмоченными поверхностями труб и породы. Растворимость в 24%-ной соляной кислоте цементного камня, полученного из ЭТРУО, в два раза ниже по сравнению с камнем, полученным из тампонажного раствора на водной основе.

ТЕХНОЛОГИИ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ

В отрасли наиболее широко применяются следующие виды РИР: селективная изоляция водопритока закачкой БТРУО; ЛНЭК с БТРУО; ликвидация ЗКЦ «сверху» БТРУО; ликвидация ЗКЦ с применением БТРУО и разбуриваемого пакера (рис. 5–8).

Среди причин низкой эффективности селективной изоляции водопритоков в первую очередь следует отметить высокую обводненность ПЗП, которая приводит к снижению проницаемости для нефти, ограниченное количество технологий селективной изоляции, малые объемы селективных составов, закачиваемых в скважину, и высокую стоимость кремнийорганических материалов.

Эффективность селективной изоляции дополнительно снижает и слабый уровень анализа геологической информации по выбору скважины для проведения изоляции.

В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработана собственная технология селективной изоляции. В качестве основного материала в ней используется безводная нефть — наиболее доступный на месторождениях и дешевый селективный материал. Данная технология включает:

• расчет объемов закачиваемых селективных материалов;
• применение различных композиций нефтяных растворов ПАВ для гидрофобизации поверхности частиц коллектора;
• закачивание в добывающую скважину на поглощение растворов на нефтяной основе с целью оттеснения и создания защитного экрана для воды;
• применение БТРУО, образующего цементный камень только при контакте с водой;
• контроль поступления воды в интервал перфорации во время ОЗЦ и работами по нормализации ствола скважины;
• контроль над освоением скважины и ее выходом на режим.

В скважину закачиваются композиции нефтяных растворов ПАВ, которые изменяют смачиваемость коллектора с воды на нефть (рис. 9). Объем их закачки определяется приемистостью, дебитом скважины, интервалом перфорации. При закачке композиции технолог по мере роста давления, решает продолжать ли закачку раствора ПАВ или переходить на обратную эмульсию. После этого производится закачка БТРУО, тип которого подбирается в соответствии с характеристиками пласта и показателем приемистости скважины. Скважина оставляется под давлением около 100 атм на период от 24 до 36 часов по согласованию с супервайзером.

Важно, чтобы цементный камень сформировался за пределами ЭК (рис. 10).

На следующем этапе РИР проверяется сообщаемость «скважина — пласт»: она должна сохраняться на протяжении всего периода проведения РИР. После проверки сообщаемости пакер срывается, компоновка поднимается, и в скважину спускается компоновка, оснащенная пусковыми муфтами, для промывки и освоения скважины. Во время СПО в интервале перфорации находится гидрофобная жидкость, которая тяжелее жидкости глушения. Эта мера позволяет исключить попадание воды в интервал перфорации во время СПО. После промывки компоновка поднимается для работы компрессора в течение двух-трех суток. Затем производятся работы по передаче скважины в эксплуатацию.

При подготовке к первому этапу изоляции «конуса подошвенных вод» ниже интервала перфорации делаются спецотверсия и через них с помошью пакераретейнера заливается необходимое количество изолирующего состава — геля на основе жидкого стекла, ВИС-1 или кремнийорганической жидкости (рис. 11). Кремнийорганические жидкости с учетом их более высокой стоимости применяется только при небольших объемах закачки, а объем закачки силикатных гелей может достигать 100–200 м³.

На первом этапе РИР гелевая система докрепляется микроцементом на водной основе (рис. 12). На втором этапе через интервал перфорации проводится дополнительная селективная изоляция составами на углеводородной основе (рис. 13). В результате конус обводненности ликвидируется (рис. 14).

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПР

Испытания БТРУО проводились в 2008–2009 годах на скважинах «Оренбургнефти» (см. А.С. Минюк, А.Ф. Шаймарданов «Обзор применяемых технологий ОВП на Самотлорском месторождении», стр. 44) (табл. 7).

Практически на всех скважинах достигнут рост дебита и снижение обводненности. Динамика дебита и обводненности на скважине №57 Долговского месторождения в 2008–2010 годах доказывает, что применение БТРУО дает долгосрочный эффект (рис. 15).

Технология селективной изоляции испытывалась на скважинах Барсуковского и Сугмутского месторождений с обводненностью от 93,6 до 99%. Дебит жидкости отдельных скважин до проведения РИР составлял 350–800 м3/сут, тогда как дебит нефти не превышал 8 т/сут (табл. 8). В результате проведения селективной изоляции удалось добиться снижения обводненности и роста дебита нефти.

НЕФТЕНОЛ РС-ПОЛИМЕР

Одна из наших новых разработок — «Нефтенол РСПолимер» для ликвидации негерметичности обсадной колонны. Это гибкий эластичный материал, который не содержит дисперсных частиц, летучих и токсичных компонентов и не растворяется в воде и нефти. Для состава характерны регулируемое время отверждения и низкая вязкость (20 мПа×с). Полимер устойчив к знакопеременным нагрузкам, ему также присуща высокая адгезия к металлу и породе. На наш взгляд, «Нефтенол РС-Полимер» весьма перспективен для использования в ходе РИР. В настоящее время мы ищем возможности для разработки технологии его применения.