CC BY
53УДК 622.276.7:622.245.67
Р.Р. Кадыров1, e-mail: ramzis.k@mail.ru; А.С. Жиркеев2, e-mail: jirkeev@tatnipi.ru; А.К. Сахапова2, e-mail: ers119@tatnipi.ru; Д.К. Хасанова3, e-mail: hasanova@tatnipi.ru; И.Г. Фаттахов4, e-mail: fattakhovig@tatneft.ru
1 Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Россия).
2 «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина (Бугульма, Республика Татарстан, Россия).
3 ООО «НПЦ «Нефтегазовые технологии» (Бугульма, Республика Татарстан, Россия).
4 ПАО «Татнефть» (Альметьевск, Республика Татарстан, Россия).
Ограничение притока пластовых вод в терригенных и карбонатных коллекторах
На сегодняшний день большинство нефтяных месторождений России и, в частности, Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется снижением уровня добычи нефти и ростом обводненности добываемой продукции. Снижению обводненности продукции и интенсификации добычи нефти способствует проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием полимерных материалов, поскольку широкое использование грубодисперсных тампонажных составов на основе цемента недостаточно эффективно. В статье приведены основные результаты научно-исследовательских и опытно-промысловых работ с применением технологий РИР, разработанных за последнее десятилетие. Изложены сущность разработанных технологий и условия их применения.
Технология ограничения притока вод с применением винилового полимера основана на закачивании реагента «ВИТАМ», структурирование которого происходит в пластовых водах как хлоркальциевого, так и хлорнатриевого типа. Технология ограничения водопритока в карбонатных коллекторах с применением полиалюминия хлорида основана на блокировании путей водопритока гелем, образующимся при контактировании его водного раствора с карбонатной породой.
Технология с применением водонабухающего эластомера предусматривает закачивание в изолируемый интервал суспензии порошка акрилового сополимера, который ограниченно набухает в воде и блокирует водоприток. Для герметизации нарушений в условиях поглощения разработана технология РИР с использованием цементоволок-нистых материалов, а для проведения РИР при приемистости от 0,2 до 1,0 м3/(ч.МПа) - технология с использованием раствора микроцемента, обладающего хорошей текучестью и высокой проникающей способностью. В статье описаны объемы внедрения разработанных технологий.
Ключевые слова: ограничение водопритока, тампонирующие составы, полимерные материалы, опытно-промысловые работы.
R.R. Kadyrov1, e-mail: ramzis.k@mail.ru; A.S. Zhirkeev2, e-mail: jirkeev@tatnipi.ru; A.K. Sakhapova2, e-mail: ers119@tatnipi.ru; D.K. Khasanova3, e-mail: hasanova@tatnipi.ru; I.G. Fattakhov4, e-mail: fattakhovig@tatneft.ru
1 Branch of Ufa State Petroleum Technological University (Oktyabr'sky, Republic of Bashkortostan, Russia).
2 TatNIPIneft - Tatneft PJSC (Bugulma, Republic of Tatarstan, Russia).
3 Neftegazovie Tekhnologii (Oil and Gas Technologies) LLC (Bugulma, Republic of Tatarstan, Russia).
4 Tatneft PJSC (Almetyevsk, Republic of Tatarstan, Russia).
Water Production Control in Terrigenous and Carbonate Reservoirs
Today, most of the oil fields in Russia and particularly, in Tatarstan, are classified as mature fields exhibiting oil production decline and water production growth. To reduce watercut and to stimulate oil production, water shut-off operations are performed using polymer systems, since polymers provide higher efficiency compared to coarse cement slurries. This paper presents the results of research efforts and field trials aimed at new water shut-off technologies that have been developed during the last decade. The authors review the concept of these technologies and their applicability. A water shut-off technique using vinyl polymer relies on injection of VITAM agent and its crosslinking in formation waters having various dissolved solids.
A water shut-off method for carbonate formations using polyaluminium chloride provides blocking of water flow paths with gel resulting from contact between aqueous gel solution and carbonate rocks.
A water shut-off method using water-swellable elastomers involves injection of powdered acrylic copolymer suspension which partially swells in water and blocks water pathways.
A new technology has been developed for remediation of production casing leaks using fiber cement slurries in case of excessive intake capacity, and using micro-cement slurries with good fluid properties in case of 0.2-1.0 m3/(hr.MPa) intake rate.
This paper also presents number of applications of the above-mentioned technologies.
Keywords: water control, water shut-off agents, polymers, field trials.
На поздней стадии разработки на долю ремонтно-изоляционных работ (РИР) приходится существенная часть общего объема работ, проводимых при капитальном ремонте скважин. В то же время существующие в настоящее время технологии и тампонажные составы недостаточно эффективны. Одной из причин низкой эффективности РИР является широкое использование гру-бодисперсных тампонажных составов на основе цемента. Этим составам свойственны невысокая седиментационная устойчивость и высокая вязкость. Они легко разделяются на фазы, взаимодействуют с пластовыми жидкостями, газами и горными породами (при этом характеристики составов ухудшаются), обладают высокой вязкостью. О низкой эффективности немодифицированных цементных тампонажных растворов свидетельствует то, что с их применением с первой попытки удается загерметизировать только около 30 % скважин с нарушениями эксплуатационных колонн. Многократное повторение тампонажа цементом до достижения герметичности, даже с учетом доступности, низкой цены и простоты использования, во многих случаях экономически нецелесообразно. Более совершенные тампонажные составы часто используются в условиях, не соответствующих области их применения. Кроме того, динамичные и труднопрогнозируемые процессы гидродинамического воздействия ведут к существенным изменениям пластового давления по разрезу и площади месторождения, что осложняет гидродинамические
условия при проектировании технологических процессов заканчивания скважин, ухудшают показатели освоения объектов эксплуатации, снижают производительность скважин (дебит и приемистость) и коэффициент продуктивности. Именно поэтому в процессе эксплуатации выполняются большие объемы РИР, доля которых в общем балансе КРС составляет 7-9 %, а по мере увеличения обводненности продукции более 50 % повышается до 12-14 %. Это обусловило разработку и развитие физико-химических методов ограничения водопритоков в нефтяные скважины. Наиболее широкое промысловое применение при этом находят водо-изолирующие композиции на основе акриловых полимеров, жидкого стекла, а также модифицированных тампонажных смесей на базе тампонажных цементов, этилсиликатов, гидрофобной кремнийорганической жидкости, гипса, шлака и их модификаций, полимерце-ментов и т. д.
Основной объем РИР составляют работы по герметизации эксплуатационных колонн, ликвидации заколонных перетоков и ограничению водопритока из обводненных нефтяных коллекторов, осуществляемые посредством тампонирования. При тампонировании результативность РИР определяется свойствами используемой водоизоляционной композиции. Таким образом, для успешного применения водоизоляционных композиций необходимо учитывать их преимущества, недостатки и область их эффективного применения [1].
Критический обзор процессов структурирования полимеров в поровом объеме горных пород в присутствии пластовых флюидов позволил сформулировать следующие основные требования к полимерным материалам для проведения РИР в зависимости от геолого-технических условий:
1) осадкообразующие и гелеобразую-щие полимерные материалы должны взаимодействовать с пластовыми водами. Образующиеся в растворах ассоци-аты должны быть достаточных размеров для перекрытия поровых каналов и трещин и адсорбции на породе для формирования в поровом пространстве пристенных слоев, уменьшая фазовую проницаемость по воде;
2) олигомеры полимерных материалов должны отверждаться на основе реакций поликонденсации, поскольку степень конверсии их в поровом объеме пласта выше, чем при других видах полимеризации;
3) полимерные материалы должны характеризоваться достаточной адгезией к породе в присутствии пластовых флюидов, способностью к селективной адсорбции по отношению к гидрофильным минералам с образованием хемосорбционных связей, способностью противостоять агрессивным воздействиям пластовых жидкостей и факторам, связанным с интенсификацией разработки.
ПРИМЕНЕНИЕ ВИНИЛОВОГО ПОЛИМЕРА
По техническому заданию «ТатНИПИ-нефти» был синтезирован виниловый
Ссылка для цитирования (for citation):
Кадыров Р.Р., Жиркеев А.С., Сахапова А.К., Хасанова Д.К., Фаттахов И.П. Ограничение притока пластовых вод в терригенных и карбонатных коллекторах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 5. С. 48-54.
Kadyrov R.R., Zhirkeev A.S., Sakhapova A.K., Khasanova D.K., Fattakhov I.G. Water Production Control in Terrigenous and Carbonate Reservoirs. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 5, P. 48-54. (In Russian)
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
полимер. Лабораторные и модельные исследования показали, что он выгодно отличается от полимеров на основе гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) количеством выпавшего осадка, плотностью его упаковки при воздействии растворов солей и увеличением проницаемости по нефти. В связи с этим данный реагент был рекомендован для применения в водоизоляционных работах.
В отличие от гипана, тампонирующая масса которого формируется только в пластовых водах хлоркальциевого типа, виниловый полимер структурируется как в хлоркальциевых, так и в хлорна-триевых водах. Структурообразовате-лями винилового полимера являются соли одно- и поливалентных металлов, содержащиеся в пластовых водах. При ограничении опресненных вод проводят искусственную минерализацию обводненного пласта солями алюминия (алюмохлорид, сульфат алюминия) и солями двухвалентного железа (FeSO4, РеС12). Технология применима для изоляции воды какхлоркальциевой, так и хлорнатриевой минерализации [2]. При проведении РИР тампонирующими составами на основе винилового полимера были определены условия, при которых целесообразно их проведение:
• тип коллектора - терригенный;
• температура в интервале проведения РИР - в пределах 5-100 °С;
• удельная приемистость скважин перед обработкой составляет 0,9-3,0 м3/ (ч.МПа);
• обводненность продукции скважины -в пределах 80-99 %.
Технология успешно сдана приемочной комиссии ПАО «Татнефть» и в настоящее время находится на стадии промышленного внедрения [3]. Была также произведена оценка стойкости металлополимерных комплексов гипана и винилового полимера в пластовых жидкостях в зависимости от природы катиона. В качестве электролитов были выбраны хлорид железа (II), меди, никеля, бария и кальция. Пластовые жидкости имитировались пресной технической водой, пластовой водой девонского горизонта Д5 и девонской нефтью.Среда хранения через каждые трое суток менялась на свежую.
Периодически производилась оценка физических свойств хранящихся осадков - визуально определялись характер массы и ее твердость, замерялись вес, объем.
Стойкость осадков гипана, полученных посредством солей РеС12, СаС12, ^'С12, можно расположить в следующей последовательности:
FeCI2 > 1Ш2 > ВаС12 > СаС12.
Для винилового полимера стойкость осадков располагается в последовательности:
А1С13 > 1Ш2 > ВаС12 > СаС12.
При осаждении винилового полимера раствором хлористого кальция разрушение осадка не наблюдается, но он нестоек по отношению к опресненным водам. Таким образом, при ограничении притока опресненных вод посредством винилового полимера рекомендуется проводить искусственную минерализацию обводненного пласта водными растворами солей алюминия или двухвалентного железа.
ПРИМЕНЕНИЕ
КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ
СОЕДИНЕНИЙ
Широкое применение на нефтяных месторождениях Краснодарского края и Сибири нашли тампонирующие материалы на основе кремнийорганических соединений (КОС) - составы, включающие алкоксисилоксаны (АКОР, ВТС-1 и ВТС-2), олигоорганоэтоксихлорсилоксаны (продукт 119-204). Однако эти составы имеют ряд недостатков. АКОР предпочтительно использовать при повышенных температурах коллектора, поскольку в температурном диапазоне 20-30 °С время отверждения сильно замедляется. Благодаря присутствию в составе АКОР хлоридов титана или трехвалентного железа он коррозионно активен и может преждевременно отверждаться при хранении. Продукт 119-204 нестабилен в процессе доставки его в пласт. Поскольку у кремнийорганических жидкостей есть ряд преимуществ, таких как хорошая фильтруемость в пласт, низкая температура замерзания, стой-
кость получаемой тампонирующей массы к температуре и пластовым жидкостям, «ТатНИПИнефть» разработаны и внедрены на предприятиях ПАО «Татнефть» кремнийорганические продукты 119-296Т, 119-296И на основе кубовых остатков, являющихся сравнительно дешевыми реагентами [4-5]. Кубовые остатки содержат эфиры ортокремние-вых кислот. Кроме того, эфир ортокрем-ниевой кислоты легко гомогенизируется, при этом образуются однородные нерасслаивающие смеси с водой. Было установлено, что в качестве гомогенизирующих добавок можно использовать ПАВ,нейтральные или активные сорастворители. При работе с продуктом 119-296Т была отмечена высокая чувствительность сроков отверждения композиций на основе этих продуктов к температуре и концентрации соляной кислоты, поэтому были отработаны рецептуры для зимнего и летнего времен года. Зимой в состав добавлялась пластовая вода горизонта Д1 плотностью 1180 кг/м3, а в летний период - пресная техническая вода. При проведении РИР тампонирующими составами на основе кремнийорганического продукта были определены условия, при которых целесообразно их проведение:
• тип коллектора - терригенный;
• температура в интервале проведения РИР - не более 150 °С;
• удельная приемистость скважин перед обработкой составляет 0,8-2,8 м3/ (ч.МПа);
• обводненность продукции скважины -99 %.
ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛИАЛЮ МИНИЯ ХЛОРИДА
Большой интерес представляет способность растворов полиалюминия хлорида при гидролизе формировать в поро-вом объеме карбонатного коллектора гидрогели различной консистенции. На основании результатов лабораторных исследований полиалюминия хлорида была разработана технология ограничения водопритока в карбонатных коллекторах с его использованием. Она основана на блокировании путей водопритока гелем, образующимся при контактировании его водного раствора с карбонатной породой.
Полиалюминия хлорид проявляет изолирующие свойства, основанные на его способности образовывать гелеобразную массу в карбонатных породах. Образующийся гель полиги-дроксиалюминия уменьшает сечение промытых трещин. Кроме того, в трещинах уменьшается количество воды вследствие ее расхода на образование геля полигидроксиалюминия. Выделяющийся в результате реакции углекислый газ способствует лучшему смешению реагирующих веществ и смещению реакции в сторону образования геля полигидроксиалюминия:
АЦОН) СГ + СаСО3 СаС12 +
2^ 'п 6-п 3 2
+ А1(ОН)3-пНД + СО2|.
Раствор полиалюминия хлорида для использования в водоизоляционных работах готовят на скважине с использованием типовой техники. Для приготовления раствора необходимо к порошку полиалюминия хлорида добавить воду и интенсивно перемешивать до полного растворения полиалюминия хлорида. В зимнее время раствор полиалюминия хлорида предпочтительнее готовить на пластовой воде хлоркальциевого типа, что позволяет использовать его при отрицательных температурах без риска замерзания. Вязкость растворов, приготовленных на пресной и минерализованной воде, отличается несущественно. Проведенные исследования показали возможность всесезонного применения растворов полиалюминия хлорида, включая его использование при работах с гибкой трубой диаметром 25,4 мм колтюбинговой установки. Опытно-промысловые работы с раствором полиалюминия хлорида проведены в вертикальных и горизонтальных скважинах. Успешность работ составила 83 %. По успешным обработкам уменьшение объема попутно добываемой воды составило около 2,6 м3/сут на одну скважину, снижение обводненности продукции скважины - 40,6 %.
ПРИМЕНЕНИЕ ВОДОНАБУХАЮЩЕГО ПОЛИМЕРА
Последние десятилетия в нефтегазодобыче в качестве водоизолирующих материалов используются порошкообразные
материалы: измельченная резиновая крошка, каучуковая крошка, модифицированный дисперсный кремнезем, водонабухающий порошок на основе акриловых полимеров. Определенный интерес в этом плане представляют водонабухающие эластомеры. Технология с применением водонабухающего полимера предусматривала закачивание в изолируемый интервал суспензии порошка акрилового сополимера в водном растворе ПАА. Раствор ПАА самоизливом из автоцистерны или насосом цементировочного агрегата подавали в чанок и туда же при постоянном перемешивании небольшими порциями добавляли порошок акрилового сополимера, затем полученная полимерная суспензия насосом цементировочного агрегата подавалась по НКТ в скважину. По окончании данной операции тампо-нажный состав закреплялся цементным раствором,затворяемым на пресной воде при водоцементном отношении 0,5 по штатной технологии, применяемой в ПАО «Татнефть». Успешность выполненных работ по четырем скважинам составила 75 %, длительность эффекта -около двух лет, среднегодовой прирост нефти - 1129 т/год, средняя обводненность продукции снизилась до 58 %. Таким образом, применение технологии водоизолирующей системы на основе суспензии порошка акрилового сополимера в водном растворе ПАА, позволяющей сохранитьтампониру-
ющую способность в течение более продолжительного времени,наиболее перспективно в трещиновато-поровых и трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторах [6] с удельной приемистостью не менее 2 м3/ч.МПа. Наиболее сложной проблемой при РИР является проведение тампонажных работ в условиях низкой приемистости. В большинстве случаев при приемистости изолируемого интервала менее 0,8 м3/(ч.МПа) использование раствора на основе повсеместно используемого тампонажного цемента не приносит результатов. Разработанная технология с использованием раствора микроцемента позволяет успешно проводить РИР при приемистости до 0,2 м3/(ч.МПа). Раствор на основе микроцемента обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды. Хорошая проникающая способность микроцемента позволяет закачивать его в зоны с малой приемистостью, когда использование обычного цементного раствора невозможно. Используемый цементный раствор при реализации технологии содержит микроцемент, модифицирующие добавки и воду.
ПРИМЕНЕНИЕ МИКРОЦЕМЕНТА
Технология РИР с применением микроцемента включает приготовление цементного раствора на основе микроцемента и модифицирующих добавок, позволяющих увеличивать сроки отверждения
Перечень разработанных технологий и объекты их применения List of Developed Technologies and Their Application
Наименования технологий Technology Предприятия Plant
Технологии для терригенных коллекторов Technologies for terrigenous reservoirs
Технология по применению водоизоляционных композиций на основе гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) для ремонтно-изоляционных работ Technology of application of waterproof compositions based on hydrolyzed polyacrylonitrile for repair and isolation ПАО «Татнефть», АНК «Башнефть», АНК «Самаранефть» TATNEFT PJSC, Joint-Stock Oil Company Bashneft, Joint-Stock Oil Company Samara Neft
Технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с применением реагентов «МАК-ДЭА», «ВИТАМ» Technology of water influx restriction in oil wells with the use of reactants MAK-DEA, VITAM ПАО «Татнефть» TATNEFT PJSC
Технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с использованием кремнийорганических продуктов 119-296Т, 119-296И, «СИЛОР» Technology of water influx restriction in oil wells with the use of organic-silicon products 119-296Т, 119-296I, SILOR ПАО «Татнефть», ГУП «Ингушнефтегазпром» TATNEFT PJSC, State Unitary Enterprise Ingushneftegazprom
Технология ограничения водопритоков в скважины композициями на основе жидкого стекла Technology of water influx restriction in wells with the use of sodium silicate compositions ПАО «Татнефть», ПФ «Эмбамунайгаз» TATNEFT PJSC, Manufacturing Branch Embamunaygaz
Технология герметизации нарушений эксплуатационной колонны с большими поглощениями в верхних горизонтах Technology of encapsulation for operating wells with high absorption at upper horizons ПАО «Татнефть» TATNEFT PJSC
Технология ремонтно-изоляционных работ с применением цементоволокнистых материалов Technology of repair and isolation with the use of fiber cement materials ПАО «Татнефть» TATNEFT PJSC
Технология ремонтно-изоляционных работ с использованием тонкодисперсных минеральных вяжущих Technology of repair and isolation with the use of finely dispersed cementing materials ПАО «Татнефть» TATNEFT PJSC
Технологии для карбонатных коллекторов Technologies for carbonate reservoirs
Технология ограничения водопритока в карбонатных коллекторах с использованием водонабухающих эластомеров Technology of water influx restriction in carbonate reservoirs with the use of water swellable elastomers ПАО «Татнефть» TATNEFT PJSC
Технология ограничения водопритока в карбонатных коллекторах с использованием полиалюминия хлорида Technology of water influx restriction in carbonate reservoirs with the use of water polyaluminum chlorides ПАО «Татнефть» TATNEFT PJSC
цементного раствора, а также регулировать такие качества раствора микроцемента, как водоотдача, растекаемость, плотность и время отверждения при сохранении прочностных характеристик отвержденного цементного камня. Раствор готовится непосредственно на скважине, легко закачивается в зону нарушения, благодаря малому размеру цементных частиц состав проникает в микротрещины пород и малопроницаемые пласты, обеспечивая высокую изолирующую способность, тем самым повышая эффективность применения технологии за счет прочности и долговечности тампонажного камня. Технология предназначена для проведения следующих видов работ в добы-
вающих и нагнетательных скважинах с удельной приемистостью изолируемого интервала 0,2-1,0 м3/(ч.МПа): герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны, отключения пласта, ликвидации заколонного перетока [7]. Технология внедряется на месторождениях ПАО «Татнефть», успешность проведенных работ составила 82 %, средний прирост среднесуточного дебита нефти составил 3,51 т/сут, средняя дополнительная добыча нефти с одной скважины - 873,25 т.
ПРИМЕНЕНИЕ ЖИДКОГО СТЕКЛА
Как показал промысловый опыт, там-понажным составам на основе жидкого стекла присущ ряд физико-химических
свойств, позволяющих решать большой круг вопросов при первичном креплении и ВИР на скважинах. К таким свойствам относится широкий спектр регулирования сроков отверждения жидкого стекла с модулем 2,5-6,2 при использовании органических отверди-телей, хорошая фильтруемость в поры и каналы пласта, способность образовывать гомогенные смеси с глинистыми растворами, гипаном, полиакрилами-дом, растворимость полученной тампонирующей массы из жидкого стекла в водных растворах щелочей. Анализ литературных данных и обобщение результатов экспериментальных исследований показывают, что наиболее подходящим структурообразователем
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
для жидкого стекла с повышенным модулем являются эфиры и амиды карбо-новых кислот [8, 9]. Результаты исследований показали обратно пропорциональную зависимость времени гелеобразования от количества структурообразователя и величины силикатного модуля. С понижением температуры окружающей среды время гелеобразования тампонажных растворов с применением органических отвер-дителей сокращается, что обусловлено повышением их растворимости при пониженной температуре. Водоизоляционные работы с применением тампонажного раствора на основе жидкого стекла с повышенным силикатным модулем и органических отвер-дителей проведены на 60 скважинах ПАО «Татнефть», из них 45 - ликвидация заколонных перетоков (успешность -90 %), 15 - ограничение водопритока (успешность - 70 %). По этой же технологии на 30 скважинах ПФ «ЭмбаМунайГаз» Казахстана были проведены работы по ограничению во-
допритока без последующего цементирования. Общая успешность работ превысила 80 %.
Областями применения технологии с использованием жидкого стекла с повышенным модулем являются ликвидация нарушений эксплуатационной колонны в зонах с высокой и низкой проницаемостью, изоляция притока подошвенных, нижних и верхних вод в терригенных коллекторах. Технология может быть использована как при первичном креплении, так и в ходе эксплуатации независимо от вида и степени минерализации изолируемых вод.
ПРИМЕНЕНИЕ
ЦЕМЕНТОВОЛОКНИСТЫХ
МАТЕРИАЛОВ
Традиционным методом ликвидации зон поглощения является применение различных наполнителей, быстросхва-тывающихся тампонажных материалов. Однако в большинстве случаев эту проблему удается решить только ценой неоправданных затрат, средств и времени.
В связи с этим разработана технология РИР с использованием цементоволок-нистых материалов, включающая использование цементного раствора, содержащего волокнистый наполнитель. В качестве наполнителя используется волокно строительное микроармиру-ющее, которое позволяет увеличить эффективность мероприятий по герметизации нарушений, а также цементированию дополнительных колонн, хвостовиков и доподъему цемента за обсадной колонной при проведении работ в условиях поглощений. Волокно изготовлено из высокоориентированных термопластичных полимеров. Цементные композиции с добавкой волокна отличаются специфическими свойствами: высокой подвижностью при закачивании в кольцевое пространство, высоким кольматирующим эффектом, при этом обеспечивается высокая трещинностойкость цементного камня. Волокна в тампонажном камне, во-первых, уменьшают образование и распространение трещин, усадки при
НЕфТЬ. ГАЗ. ХИМ
/
21-я специализированная
выставка
с международным участием
щшт
iâ
7-9 июня
НЕФТЕГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ХИМИЧЕСКАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ
(СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЙ РАЗДЕЛ)
I Ж I выставочный центр У Успшит-экспо
Г-м-Ч Тел.: [8452) 237-347, 227-240 , - „ http://expo.sofit.ru
* http://vk.com/BoMt.expo
твердении; во-вторых, они не позволяют образовываться и распространяться трещинам и сдерживают тенденцию их увеличения, что позволяет обеспечить повышение эксплуатационных показателей заколонного слоя, улучшая его физико-технические показатели и эффективность РИР.
Из результатов промысловых испытаний следует, что при проведении работ при поглощениях длину волокна следует подбирать в зависимости от величины
поглощения. В случае использования пакеров с малым диаметром проходного сечения и цементирования летучек работы необходимо проводить с волокном длиной 3 мм.
Проведенные исследования по отработке технологии по использованию тампонажного цементного раствора с добавлением волокна показали перспективность данной технологии, успешность которой составила 85 % [10].
Разработанные технологии, представленные в таблице, внедрены более чем в 4 тыс. скважин, что доказало перспективность их применения для ограничения притока пластовых вод в терригенных и карбонатных коллекторах. Экономический эффект по результатам внедрения составил 1,15 млрд руб. в ценах 2015 г., дополнительно добыто 1,1 млн т нефти и на 12 млн т сокращен отбор попутно добываемой воды.
References:
1. Kadyrov R.R. Carrying Out Repair And Insulating Works in Wells Using the Polymer Composition. Kazan, Publ. «Fan» - Tatarstan Academy of Science, 2007, 423 pp. (In Russian)
2. Patent RF, no 2491315, MPK C 09 K 8/487 - Composition for Isolation of Water Inflow in Well. Authors: R.R. Kadyrov, D.K. Khasanova, A.K. Sahapova, A.S. Zhirkeev, M.V. Shvetsov Applicant: Tatneft JSC named after V.D. Shashin; applied in February 08, 2012; published in August 27, 2013; No. 2012104390/03; Bull. No. 24. (In Russian)
3. Kadyrov R.R., Khasanova D.K., Zhirkeev A.S., Sakhapova A.K., Andreev V.A. Prospects of Vinyl Polymers Use in Water Shutoff Treatment. In: Proceedings of the TatNIPIneft. Moscow, AU-Russian Research Institute for the Organization, Management and Economics of the Oil and Gas Industry, 2010, Vol. 78, P. 239-245. (In Russian)
4. Kadyrov R.R., Kalashnikov B.M., Khisamov R.S., Farkhutdinov R.G., Latypov R.F. [Efficiency of Silicone Products Use in Well Treatment 119-296T. Neftyanoe hozyajstvo = Oil Industry, 2001, No. 4, P. 63-65. (In Russian)
5. Patent RF, no. 2359003, MPK C 09 K 8/44 - Compounds for the Isolation of Water Production in Mining Holes. Authors: R.R. Kadyrov, D.K. Khasanova, A.S. Zhirkeev, V.P. Endyuskin, G.V. Maksimova, T.I. Nikitina Applicant: Tatneft JSC named after V.D. Shashin; applied in December 12, 2007; published in June 20, 2009; No. 2007147618/03; Bull. No. 17. (In Russian)
6. R.R. Kadyrov, A.V. Patlaj, D.K. Khasanova, T.A. Bajburdov, Stupen'kova L.L. Water Shutoff Jobs in Porous-Fractured Carbonate Reservoirs Using Water-SweUable Elastomers. Neftyanoe hozyajstvo = Oil Industry, 2014, No. 4, P. 70-72. (In Russian)
7. Patent RF, no. 2546684, MPK E21 B33/138 - A Preparation Method of a Compound Eliminating behind-the-Casing Fluid Migration in a Well. Authors: R.R. Kadyrov, A.S. Zhirkeev, A.K. Sakhapova, D.K. Khasanova, E.Yu. Vashetina Applicant: Tatneft JSC named after V.D. Shashin; applied in May 05, 2014; published in April 04, 2015; No. 2014118009/03; Bull. No. 10. (In Russian)
8. Patent RF, no. 2270328, MPK E 21 B 33/138 - Cementing Slurry Preparation Method. Authors: R.R. Kadyrov, D.K. Khasanova, E.Yu. Vashetina, A.L. Markelov Applicant: Tatneft JSC named after V.D. Shashin; applied on August 19, 2004; published on February 20, 2006; No. 2004125498/03; Bull. No. 5. (In Russian)
9. Kadyrov R.R., Khasanova D.K. Application of Alkali Silicate with Increased Module for Restriction of Water Influx in a Well. Neftyanoe hozyajstvo = Oil Industry, 2006, No. 3, P. 62-63.
10. Kadyrov R.R., Zhirkeev A.S., Patlaj A.V., Savel'ev A.A., Khasanova D.K., Vashetina E.Yu. Synthetic Polymer Fiber Increases Efficiency of Remedial Cementing. Inzhener-neftyanik = Petroleum Engineers, 2006, No. 3, P. 36-40. (In Russian)
Литература:
1. Кадыров Р.Р. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов. Казань: Фэн; АН РТ, 2007. 423 с.
2. Пат. 2491315 РФ, МПК С 09 К 8/487. Состав для изоляции вод в скважине / Р.Р. Кадыров, Д.К. Хасанова, А.К. Сахапова, А.С. Жиркеев, М.В. Швецов; заявитель и патентообладатель - ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина; № 2012104390/03; заявл. 08.02.2012; опубл. 27.08.2013, Бюл. № 24.
3. Кадыров Р.Р., Хасанова Д.К., Жиркеев А.С., Сахапова А.К., Андреев В.А. Перспективы использования виниловых полимеров при водоизоляционных работах // Сб. науч. трудов ТатНИПИнефть. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. Вып. 78. С. 239-245.
4. Кадыров Р.Р., Калашников Б.М., Хисамов Р.С., Фархутдинов Р.Г. , Латыпов Р.Ф. Эффективность обработки скважин кремнийорганическим продуктом 119-296Т // Нефтяное хозяйство. 2001. № 4. С. 63-65.
5. Пат. 2359003 РФ, МПК С 09 К 8/44. Состав для изоляции водопритока в скважине / Р.Р. Кадыров, Д.К. Хасанова, А.С. Жиркеев, В.П. Эндюскин, Г.В. Максимова, Т.И. Никитина; заявитель и патентообладатель - ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина; № 2007147618/03; заявл. 20.12.2007; опубл. 20.06.2009, Бюл. № 17.
6. Кадыров Р.Р., Патлай А.В., Хасанова Д.К., Байбурдов Т.А., Ступенькова Л.Л. Ограничение водопритока в трещиновато-пористых карбонатных коллекторах с использованием водонабухающих эластомеров // Нефтяное хозяйство. 2014. № 4. С. 70-72.
7. Пат. 2346684 РФ, МПК Е21 В33/138. Способ приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине / Р.Р. Кадыров, А.С. Жиркеев, А.К. Сахапова, Д.К. Хасанова, Е.Ю. Вашетина; заявитель и патентообладатель - ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина; № 2014118009/03; заявл. 05.05.2014; опубл. 10.04.2015, Бюл. № 10.
8. Пат. 2270328 РФ, МПК Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора / Р.Р. Кадыров, Д.К. Хасанова, Е.Ю. Вашетина, А.Л. Маркелов; заявитель и патентообладатель - ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина; № 2004125498/03; заявл. 19.08.2004; опубл. 20.02.2006, Бюл. № 5.
9. Кадыров Р.Р., Хасанова Д.К. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину // Нефтяное хозяйство. 2006. № 3. С. 62-63.
10. Кадыров Р.Р., Жиркеев А.С., Патлай А.В., Савельев А.А., Хасанова Д.К., Вашетина Е.Ю. Применение синтетического полимерного волокна для увеличения эффективности ремонтно-изоляционных работ // Инженер-нефтяник. 2012. № 3. С. 36-40.
