На многих месторождениях показатель обводненности достигает 98 %, то есть на каждые
2 тонны нефти добывается 98 тонн воды, при этом снижаются дебиты скважин. В конечном итоге, это приводит к нецелесообразности дальнейшей эксплуатации скважин и выводу их в бездействующий фонд, который в настоящее время по некоторым оценкам составляет более 35 %.
Существуют три основные причины, вызывающие раннее обводнение продукции добывающих скважин:
– опережающее обводнение по высокопроницаемым каналам и пропласткам;
– нарушение герметичности цементного камня скважин;
– образование конусов подошвенных вод в монолитных залежах.
Рассмотрим методы предупреждения образования заколонных перетоков как одной из основных причиных резкого увеличения обводненности продукции.
Как известно, заколонный переток представляет собой систему трещин, пустот, образовавшихся в цементной крепи или горной породе, а также на контактах породы с цементом и цемента с обсадной колонной.
Основные причины образования заколонных перетоков:
– снижение гидростатического давления на пласт в процессе загустевания цементного камня;
– низкая степень вытеснения бурового раствора;
– низкая прочность цементного камня и образование трещин при гидравлических испытаниях с избыточным давлением при проведении технологических операций;
– негерметичность резьбовых соединений и элементов устьевого оборудования;
– недостаточное или неправильное расположение центраторов;
– перфорация обсадной колонны;
– воздействие тектонических напряжений.
Причины, обусловленные параметрами цементного теста/камня:
– низкая степень вытеснения бурового раствора;
– усадочные процессы на ранних стадиях твердения цементного камня;
– термодеструкционные процессы;
– несоответствие параметров цементного камня горно-геологическим условиям;
– плохое сродство цементного камня к породе и металлу.
Можно выделить следующие методы предупреждения заколонных перетоков, связанные с характеристиками цементного раствора:
– поддержание давления на схватывающийся тампонажный раствор;
– поддержание параметров тампонажных растворов (плотность, низкая фильтрация, оптимальные структурно-реологические свойства, схватывание снизу вверх);
– качественное вытеснение остатков бурового раствора, удаление фильтрационной корки;
– использование специальных адгезионных и газоблокирующих добавок.
Целесообразность применения латексной газоблокирующей добавки. Применение раствора латексного полимера относится к превентивному способу борьбы с флюидопроявлениями и образованием заколонных перетоков. Эффективность применения мало зависит от поступающего скважинного флюида и барометрического профиля скважины.
Растворы обработанные латексным газоблоктором отличаются:
– низкой фильтратоотдачей – ниже 50 мл/см3;
– коротким временем переходных периодов;
– высокой седиментационной устойчивостью тампонажных растворов;
– высокими адгезионными свойствами цементного камня;
– низкой пористостью и проницаемость фильтрационной корки;
– низкой проницаемостью цементного камня, за счет уплотнения цементного камня;
– замедлением нарастания предельного СНС – условия для создания гидростатистического давления.
Механизм действия предположительно связан с образование особой уплотненной, упругой упаковки гидратированных частиц цемента. Цементный раствор имеет решетчатую структуру, которая состоит из цементного геля и микроволокон полимера (рис. 1).
Модифицированные латексом растворы имеют лучшие реологические характеристики по сравнению с обычными растворами. Это объясняется улучшенной консистенцией (вследствие эффекта шарикоподшипника) полимерных частиц. Также цементный раствор имеет структуру, в которой поры могут быть заполнены полимером или закрыты сплошными полимерными пленками. Эффект заполнения полимером и закрытия пор возрастает с увеличением содержания полимера.
При затворении цементного раствора водной дисперсией латекса на первой стадии твердения цемент сорбирует воду и в процессе гидратации связывает ее. Связывание воды цементом из водной дисперсии латекса приводит к выделению полимера в отвержденном состоянии в виде сплошных пленок. В результате в цементирующем веществе образуются две структурные фазы: первая в виде поликристаллических сростков продуктов гидратации цемента; вторая – в виде пленок полимера между этими поликристаллическими сростками. Благодаря этим процессам затвердевшие цементно-латексные растворы приобретают повышенную стойкость в щелочных, некоторых кислых средах и высокую стойкость – в минерализованных водных растворах и рассолах.
Опыт применения латексного газоблокатора WellFix L 100 (ТУ 2458-071-14023401-2013).
Заключение
Каждый случай проявления заколонных перетоков требует широкого изучения коренных причин их возникновения. Опираясь на свод данных, выбирается наиболее эффективная технология борьбы с перетоками. В данной статье нами была представлена технология для борьбы с флюидопроявлениями МКД при креплении эксплуатационных колонн с применением специальных реагентов, а именно латексного газоблоктора WellFix L 100 (рис. 2, рис. 3, рис. 4), в результате чего удалось достигнуть:
– снижения проницаемости цементного камня;
– улучшения адгезии;
– сокращения переходных периодов в цементном камне;
– сохранения противодавления столба твердеющего цементного раствора в переходный период.
Латексный газоблокатор WellFix L 100 отличается широким диапазонам температур применения, до 170градусов Цельсия включительно. Выдерживает до четырех циклов заморозки без потери физико-химических и функциональных свойств.
