Демахин Сергей Анатольевич Технический консультант ООО «Зиракс»

Растущий уровень обводненности продукции приводит к снижению рентабельности добычи нефти вследствие повышения затрат на утилизацию попутно добываемой воды, уменьшения дебита нефти и конечной нефтеотдачи пластов. К сожалению, прорыв воды в добывающие скважины и полное обводнение продукции наступает задолго до завершения потенциально возможного отбора нефти из скважины. В итоге нефтеотдача многих месторождений не превышает 30 – 40%, и до 50 -70% промышленных запасов нефти остаются в пласте. Многие скважины приходится ликвидировать из-за преждевременного прогрессирующего обводнения.

При этом успешность РИР зачастую не превышает 50 – 60%. Такие невысокие показатели обусловлены как сложностью решаемых задач, так и недостаточной эффективностью ряда применяемых технологий, которые не могут обеспечить надежную водоизоляцию в широком спектре геолого-технических условий.

Особенно сложной задачей становится проведение РИР в скважинах с повышенной забойной температурой. Дело в том, что эффективность многих из широко применяемых в ходе РИР реагентов снижается при температурах, превышающих 80°С, а при температуре выше 100°С использование многих из них становится невозможным вследствие либо термической деструкции, либо неконтролируемого характера отверждения. Поэтому разработка и внедрение новых, более эффективных технологий РИР в условиях повышенных температур представляется весьма актуальной задачей.

В число часто применяемых при РИР химических реагентов входят синтетические смолы [1]. В частности, это карбамидоформальдегидная смола, представляющая собой жидкость белого цвета, с низкой вязкостью, позволяющей ей легко проникать даже в низкопроницаемые породы и мелкие трещины. При введении регулирующего рН среды отвердителя происходит отверждение смолы с образованием твердой резиноподобной массы. Также к достоинствам данной смолы можно отнести большое количество ее производителей и относительно низкую стоимость.

Ранее, применение составов на основе карбамидных смол оборачивалось сложностями при обработке высокотемпературных скважин (более 80°С), вследствие быстрого и неконтролируемого отверждения реагента при высоких температурах. Даже лабораторное моделирование таких составов связано с определенными сложностями по причине вскипания воды входящей в состав смолы. Тем не менее, эту проблему удалось решить путем введения специальных растворителей и наполнителей, позволивших сделать процесс отверждения контролируемым в интервале температур до 160°С. При этом была не только сохранена, но и увеличена прочность образующейся тампонажной массы и адгезия материала к поверхности породы и оборудования, снижена усадка образующейся тампонажной массы.

Тампонажный состав на основе КФС готовится путем простого смешения смолы с отвердителем и наполнителями в емкости или бункере насосного агрегата. В течение 4 – 6 часов после закачки (время реакции) состав превращается в твердую тампонирующую массу, способную выдерживать значительные перепады давления (рис. 1).

Испытания тампонажного состава на основе КФС на моделях пласта показали его высокие водоизолирующие свойства (рис. 2). Применение тампонажного состава на основе КФС в ходе РИР позволяет решить следующие задачи:

• отключение отдельных обводнившихся пропластков;
• ликвидация заколонных перетоков;
• устранение негерметичности эксплуатационной колонны;
• ограничение поступления подошвенной воды;
• селективная обработка с целью изоляции наиболее проницаемых интервалов, по которым вода поступает в скважину.

Состав успешно применялся компанией «Зиракснефтесервис» для ЛНЭК и ликвидации ЗКЦ в высокотемпературных (130 – 150°С) скважинах Ставропольского края (рис. 3, 4) [2, 3].

В процессе работ на одной из скважин, при разбуривании моста, оставленного напротив нарушения в стволе скважины, удалось получить образец отвердившегося в скважине реагента (рис. 5), представлявшего собой плотную твердую резиноподобную массу.

Состав также может применяться для селективной изоляции водопритока, обусловленного поступлением закачиваемой и краевой воды по продуктивному пласту. Селективность состава основана на разнице в скоростях образования и прочности тампонирующей массы в водои нефтенасыщенных интервалах.

Перспективно применение состава для ограничения поступления подошвенных вод при наличии конусообразования путем установки водонепроницаемого экрана вблизи ствола скважины. Поскольку такой вид работ требует закачки значительных объемов реагентов, применение дорогостоящих составов, например, на основе полимеров, не всегда оправдано. С другой стороны, более дешевые цементные составы также не могут быть применены для этой цели вследствие необходимости продолжительной закачки реагентов на достаточное расстояние вглубь пласта. Тампонажный состав на основе карбамидоформальдегидной смолы выгодно выделяется в этом отношении, обладая высокими способностями к фильтрации при относительно невысокой стоимости.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

• Демахин С.А., Демахин А.Г. Химические методы ограничения водопритока в нефтяные скважины. – М.: Недра, 2011.
• Демахин С.А., Меркулов А.П., Тушев В.А., Етеревсков В.Л. Технологии ремонтно-изоляционных работ в высокотемпературных скважинах от компании «Зиракс» // Нефть и газ Евразия, 2014, № 6-7, С. 68-69.
• Демахин С.А., Меркулов А.П., Тушев В.А., Етеревсков В.Л. Технологии ремонтно-изоляционных работ в высокотемпературных скважинах от «Зиракс» // Нефтесервис, 2014, № 2, С. 52-53.