Классификация водоизолирующих составов и их физико-химические свойства. Большинство месторождений нефти характеризуется слоистой неоднородностью, вследствие чего происходит преждевременное обводнение скважин из-за прорывов вод по высокопроницаемым пропласткам. Для борьбы с обводнением добывающих скважин используют технологии селективной изоляции, основанные на применении изоляционных материалов и реагентов, избирательно закупоривающих только водонасыщенные поры пород коллекторов в результате химических и физико-химических процессов при сохранении проницаемости нефтенасыщенных пор.

Разработке водоизолирующих материалов для селективных мето­дов пос вящено большое количество научных трудов [1,2,3]. Однако в настоящее время нет общепризнанной научно обоснованной оценки областей и условий применения методов селективной изоляции водопритоков и методики выбора изолирующих материалов.

         В работе [4] выделяют следующие основные физико-химические процессы, приводящие при определённых условиях к образованию тампонажного материала:

• различная растворимость закупоривающего материала в воде и нефти;
• образование осадка в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод;
• образование осадка при контакте с изолируемой водой;
• коагуляция и флокуляция при смешении с пластовой водой;
• высаливание полимеров;
• обращение эмульсий при контакте с пластовой водой;
• снижение растворимости материала при изменении рН среды;
• набухание материала в воде;
• образование закупоривающей структуры в результате реакции кон­денсации или полимеризации в присутствии воды;
• способносить изменения характера смачиваемости скелета кол­лектора или гидрофобизация поверхности горной породы;
• способность пены препятствовать фильтрации воды и разрушаться при контакте с нефтью;
• особые свойства нефтяных эмульсий или эмульсий на основе аро­матических углеводородов;
• адсорбционная способность полимеров;
• образование закупоривающей структуры в результате реакции кон­денсации или полимеризации в присутствии воды;
• механическое закупоривание фильтрационных каналов водонасыщенной части пласта.

Большинство закупоривающих материалов с различной раство­римостью в воде и нефти относится к твердым углеводородам. Это нафталин, воск, парафины, стеариновая кислота, смоляные полимеры, отходы производства полиэтилена, крахмал, алкилароматические смо­лы, высокоокисленный битум, полиолефины. Эти материалы закачи­ваются в пласт в виде пересыщенных растворов или расплавов. Нафта­лин, парафин рекомендуется растворять в анилине, ацетоне, спирте.

Для изоляции водопритоков путем образования осадков в резуль­тате химической обменной реакции с солями пластовых вод используют гидроксиды поливалентных и щелочных металлов, растворы сложных эфиров, мыла высокомолекулярных кислот.

Образование осадков в результате реакции гидролиза происходит при взаимодействии материалов с водой, а не с содержащимися в ней солями. К числу реагентов, которые подвергаются гидролизу и реко­мендуются для применения, относятся хлористая сера, некоторые ме­таллы, эфир, органические силикаты, канифолевое мыло, изо-ционуровая кислота.

Коагуляция и флокуляция при смешении с пластовой водой свойст­венны коллоидным системам неорганического золя на основе оксидов

железа, алюминия, кремниевой кислоты, натуральным и синтетическим латексам, мылонафтам, суспензиям галактованной смолы.

Методы, основанные на свойствах высаливания полимеров, обычно включаются в предыдущую группу. Однако механизм образования осадка в этом случае заключается в необратимой коагуляции золей, протекающей при наличии сравнительно малого количества электро­лита в воде. При добавлении значительного количества электролита в пластовую воду выделяется высокомолекулярное вещество. Этот про­цесс обратим. В последнее время разработано много полимерных ма­териалов, высаливающихся при контакте с пластовой водой. Широкое применение их в нефтепромысловой практике обусловлено дешевизной и доступностью. К числу высаливающихся при контакте с пластовой водой полимеров относятся производные акриловой кислоты - гипан, метас, реагенты "Комета", К-4, К-9, сополимеры виниловой смолы.

При увеличении концентрации водной фазы и изменении рН среды может происходить обращение закачанной эмульсии в водонасыщенной части пласта, обусловливающее выпадение асфальтосмолистых ве­ществ, малорастворимых в воде неорганических солей или формиро­вание гелеобразных структур.

При изменении рН среды снижается растворимость водных раст­воров танина и солей поливалентных металлов.

Благодаря свойству набухания в воде рекомендовано использовать суспензии глин, желатин, агар-агар, суспензию полигликолевого эфира, а также материал, получаемый в результате взаимодействия водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и реагента-сшивателя с добавкой ортокреозола в качестве замедлителя.

С целью образования закупоривающей структуры за счет кон­денсации или полимеризации в присутствии воды используют главным образом акроидную кислоту, полиизоционаты, силаны.

Все перечисленные выше процессы образования осадков отли­чаются тем, что скорость осадконакопления определяется интенсив­ностью массообмена между пластовыми флюидами и изолирующими материалами. Их сравнительно низкая эффективность обусловлена дли­тельностью процесса образования осадка и недостаточным объемом последнего для изоляции водопритока в скважину.

Широкое применение методов гидрофобизации поверхности горной породы с применением углеводородных жидкостей, гидрофобных эмульсий, ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилокеанов объ­ясняется простотой технологического процесса и отсутствием отрица­тельного влияния на нефтенасыщенную часть пласта. Недостаток метода гидрофобизации пород ПЗС заключается в его малой эффек­тивности при интенсивном отборе пластовых флюидов.

В нефтепромысловой практике нашли применение двух- и трех­фазные пены с получением их в пластовых условиях.

Как и пены, нефтяные эмульсии и эмульсии на основе арома­тических углеводородов в водонасыщенных областях оказывают допол­нительное сопротивление фильтрации жидкости в пористой среде. При контакте с нефтью они разрушаются.

Методы, основанные на адсорбционной активности полимеров, объединяет то, что в качестве основного реагента используется час­тично гидролизованный полиакриламид (ПАА), который за счет адсорбции на скелете породы и особых реологических свойств оказы­вает сопротивление фильтрации воды, не снижая существенно фазовую проницаемость породы для нефти. Аналогичными свойствами обладают метилольные производные ПАА, гипаноформальдегидная смесь, полиакриловые и полиметакриловые кислоты, полиоксиэтилен, темпоскрин. Полиакриламиды широко применяют в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике для ограничения водрпритоков в скважины. Эффективность их использования снижается с ростом ми­нерализации пластовой воды и проницаемости горной породы. Рекомендовано закачивать ПАА совместно и раздельно с катионами поливалентных металлов, сшивающих гидролизованные макромо­лекулы ПАА с образованием геля в пластовых условиях.

Весьма перспективны методы, основанные на комбинации двух или нескольких материалов, обладающих селективными свойствами.

По физико-химическим свойствам материалы для ограничения водопритоков в скважины, используемые при селективном воздей­ствии, принято делить на следующие основные группы: осадкообразующие; отверждающиеся; гелеобразующие; гидрофобизирующие поверхность горной породы; пенные системы.

В.А. Шумилов [5] предлагает делить их только на две группы: 1) отверждающиеся при контакте с изолируемой водой, т.е. образую­щие осадок (гипан, латекс, суспензии цемента на углеводородной основе); 2) избирательно разрушающиеся от добываемого продукта (нефти или газа) - двухфазные пены, вязкие углеводороды, композиции на основе ПАА.

По механизму тампонирования обводняющегося пласта селек­тивные материалы делятся [5,6,7] на: 1) "избирающие" воду вследствие ее минерализации (избирают электролит); в этом случае идут простые реакции с выпадением нерастворимых солей и мыл (кис­лоты, мылонафт), либо идет коагуляция материала (гипан, латекс на­туральный или синтетический); 2) "избирающие" воду с любой минерализацией; в этом случае идут реакции гидратации и гидролиза (гипс, цемент, минеральные соли жирных кислот, хлористая сера, хло­рид железа); 3) разрушающиеся и селективно блокирующие движение пластовой воды (двухфазные пены, эмульсии, вязкие углеводороды).

В работе [8] предлагается растворы химических соединений и многокомпонентные водоизолирующие дисперсии подразделять на следующие три основных типа: суспензии, гели и твердеющие вяжущие вещества. При этом различают гели классические (частично отвержденные) и ксерогели (отвержденные). Системная технология воз­действия на пласт предусматривает применение в основном частично отвержденных гелей, образующихся при сшивке полимера, в частности ПАА, реагентом-сшивателем. Последние, обладают вязкоупругими свойствами и носят название "вязкоупругие системы" (ВУС). Впервые ВУС начали применять при цементировании скважин [9]. При этом использовали композицию, состоящую из ПАА, гексарезорциновой смолы (ГРС) и формалина. Применение ВУС для водоизоляции позволило увеличить эффективность тампонирования обводненных интервалов и упростить технологию, используя вместо ГРС формальдегидную или резорцино-формальдегидную смолу [10]. Позже были испытаны ВУС-2, включающий водный раствор ПАА и хром-калиевые квасцы (ХКК), а также ВУС-3, состоящий из ПАА, смолы ТСД-9 или СА-28, формалина и воды. Удельный объем ВУС-2 и ВУС-3, приходящийся на 1 м эффективной толщины пласта, составил 3-4 м³. Успешность операций составила 40-60% при дополнительной добыче 1,3-3 тыс. т [11].

ВНИИнефть и Гипровостокнефть [12] предложили состав для регулирования фильтрации воды, включающий ПАА и ХКК. При этом ХКК играют роль сшивателя молекул ПАА. Дефицит ХКК затрудняет широкое внедрение этого состава. ВНИИКРнефть предложил компози­ции, включающие ПАА или КМЦ, бихроматы и лигносульфонаты. Эти композиции названы гелеобразующими составами (ГОС-1 на основе КМЦ и ГОС-2 на основе ПАА). Окислительно-восстановительная реакция лигносульфонатов с бихроматом калия (или натрия) в водной среде приводит к образованию ионов трехвалентного хрома, которые, сшивая молекулы КМЦ или ПАА, переводят исходный раствор в гель. Недостатком ГОС-1 и ГОС-2 является сравнительно низкий градиент давления сдвига.

В настоящее время отсутствует материал для водоизоляции, обеспе­чивающий достаточную эффективность операции при различ­ных геолого-промысловых условиях. Во ВНИИнефть и НижневартовскНИПИнефть разработаны новые композиции ВУС.

Неселективные методы водоизоляции предусматривают закупоривание всего продуктивного пласта с последующим вскрытием его необвод­ненной части. Применяемые при этом тампонажные материалы можно разделить на следующие группы [13, 14 ]:

• образующие осадок в результате взаимодействия закачиваемых реагентов (водные растворы солей железа, алюминия, едкого натра);
• создающие гели за счет реакции между первичными и вторичными аминами — гелеобразующие реагенты типа полисахаридов (крахмал) и протеинов (белки), водорастворимые соли кремниевой кислоты;
• образующие суспензии - цементную суспензию на водной основе, суспензию на основе синтетических смол (фенолальдегидной, меланино-формальдегидной); суспензии глин, в которых дисперсная фаза может быть представлена бентонитом, желатином, агар-агаром, а диспер­сионная среда - углеводородной жидкостью (спирт, глицерин, нефть, дизельное топливо); прочие воды суспензий — нефтяная эмульсия с добавками измельченной бумаги, суспензия окисленного битума на водной основе, суспензии с твердыми материалами в виде гранул, волокон, пластинок;
• синтетические смолы - фенолальдегидная, мочевино-меланино-фор-мальдегидная, эпоксидная, акриловая.

        Сравнительно высокая эффективность селективной изоляции обеспечивается следующими физико-химическими свойствами при­меняемых тампонажных материалов:

• растворимостью в нефти и нерастворимостью в воде;
• селективной адгезией образующегося в ПЗС геля (осадка) к гидро­фобной (смоченной нефтью) породе;
• достаточно высокой механической прочностью и высоким градиен­том давления сдвига образующегося геля (осадка) в пористой среде;
• способностью гидрофобизировать поверхности фильтрационных ка­налов;
• достаточно высоким регулируемым индукционным периодом време­ни загустевания при пластовых давлениях и температурах;
• регулируемой подвижностью в пористой среде в период закачки в ПЗС.

Компоненты изоляционного материала должны быть дешевыми, не­дефицитными, нетоксичными. Что касается требований к технологиям ограничения водопритоков, то они хорошо известны (по трудам ВНИИ-нефть, ВНИИКРнефть, НижневартовскНИПИнефть):

• возможность достижения высоких технико-экономических показа­телей изоляционных работ и существенный рост производительности труда;
• простота и надежность технологических процессов, использование стандартного нефтепромыслового оборудования;
• совместимость изоляционных материалов с используемыми прода-вочными жидкостями и жидкостями глушения;
• возможность сохранения коллекторских свойств нефтенасыщенной части продуктивного пласта;
• предотвращение прихвата НКТ при проведении обработки и исклю­чение необходимости разбуривания оставшегося в стволе скважины тампонажного материала;
• достаточная прочность образующегося экрана.

Композиции изолирующих составов и технологии по их использованию. Для приготовления многокомпонентной пенной системы используют следующий пенообразующий раствор: сульфатный щелок (черный  щелок) , 20 % + натр едкий NaOH, 4 % + кальций хлористый CaCl₂ , 5 % + пресная вода – все остальное [15]. При приготовлении раствора последовательно при тщательном перемешивании в насосном агрегате производят растворение едкого натрия, черного щелока и добавляют кальций хлористый. Плотность раствора 1087 кг/ м ³.

            Технологический процесс предусматривает закачку в колонну насосно-компрессорных труб буферного раствора хлористого кальция, затем закачивают воздух и пенообразующий раствор, которые продавливают в пласт верхней буферной жидкостью. Технология эффективна при  обводненности продукции не менее 80 % и пластовой температуре до 80 ⁰ С.   

              Технология закачки растворов с образованием твердой фазы предусматривает периодическую закачку в пласт оторочек, состоящих из двух осадкообразующих технологических растворов, разделенных буферной жидкостью. В качестве технологических растворов используют:

• Растворы силикатов натрия  и хлорида кальция [15];
• Растворы кислородсодержащих соединений серы и хлорида кальция [16];
• Растворы хлорида железа и гидроксида натрия или калия. 

Список литературы

1. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины. М., 1982. 35 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНТ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 20).
2. Петухов В.К., Газизов А.Ш.Состояние и перспективы применения химических реагентов для ограничения притока вод в скважины. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. Вып. 25. 26 с.
3. Поверхностно-активные явления и поверхностно-активные вещества: Справочник / Сост. А.А. Абрамзон, А.Е. Боброва, Л.П. Зайченко и др. Л.: Химия, 1984. 392 с.

4.     Ибрагимов Л.Х.,Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. 414.с.

5. Шумилов В.А. О задачах и возможностях селективной изоляции // Нефтепромысл. дело. 1977. № 10. С. 36-39.
6. Алексеев П.Д. Повышение эффективности изоляционных работ на основе геолого-математического обоснования выбора скважин. М., 1982. 64 с. (Обзор информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 23).
7. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н.Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974. 168 с.
8. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш.Повышение эффективности эксплуа­тации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 1978. 207 с.
9. Рябоконъ С.А.Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Нефт. хоз-во. 1989. №4. С. 47-53.
10. Мирзаджанзаде А.Х., Мищевич В.И., Титков Н.И.Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975. 232 с.
11. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Г. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. 263 с.
12. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т.Интенсификация добычи нефти. М.: Нефть и газ, 1996. 478 с.
13. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н.Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин. 1972. 64 с. (Обзор зарубеж. лит. Сер. Добыча).
14. Булгаков Р Т, Газизов А Ш, Габдуллин Р Г и др Ограничение при­тока вод в нефтяные скважины М Недра, 1976 175 с

15.  Руководство по применению системной техногогии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза: РД 39-1147035-254-88р/ Минтопэнерго;ВНИИ.- М.:- 1988.- 236 с.

16.  Пат. № 2042787 Россия. Способ кольматации проницаемого пласта скважины / Гребенников В.Т. – Опубл.  27. 08.95 .

17.  Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды : РД 39-23-1187-84 / НПО “Союзнефтепромхим”, 1984.

18.  А.С. № 945391 СССР, МКИ  Е 21 В 43/ 27. Состав для временной селективной изоляции высокопроницаемых пропластков / Комиссаров А., Лемешко Н.Н.; Сев. Кавказ.науч.-исслед. и проект. Ин-т нефт. пром-сти. – Заявл. 29.12.80г.; Опубл. 23.07.82, БИ № 27.

19.  А.С. № 1089244 СССР, Е 21 В 43/22. Состав для изоляции пластовых вод / Зарубин Ю.А., Акульпин А.И., Нисомский В.П.; ИФИНГ. – Заявл. 15.10.82; Опубл. 30.04.84, БИ № 16.

20.  А.С. № 644939 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Смесь для изоляции пластовых вод / Киреев В.А., Борисова Л.Ф., Райко В.В.; ВНИИ проиродных газов. – Заявл.24.05.76; Опубл. 30.01.79, БИ № 4.

21.  А.С. № 953193 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Состав для изоляции пластовых вод в скважине / Тимофеев А.Н., Сабиров Х.Ш., Николаев В.П. Волго-Урал. Науч.-иислед. и проект. ин-т по добыче и перераб. газов. – Заявл. 01.10.80; Опубл. 23.08.82г., БИ № 31.

22.  А.С. № 661102 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Способ изоляции притока вод в нефтяную скважину / Глумов И.Ф., Кочетков В.Д., Газизов А. И др.; Тат.науч.-исслед. и проект. ин-т нефт. пром-сти. – Заявл. 15.02.74г.; Опубл. 05.05.79г., БИ № 17.

23.  А.С. № 1078036 СССР, МКИ Е 21 В 43/20. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / Клещенко И.И., Овчинников В.И., Пешков В.Е.; Тюмен. Темат. Экспедиция Гл. Тюмен. Произв.геол.упр. – Заявл. 18.06.82; Опубл. 07.03.84г., БИ № 9.

24.  Амиян А.В., Амиян В.А. Ограничение водопритока и изоляции вод с применением пенных систем. / Сер. Нефтепромысловое дело. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ. – 1973. – 88 с.

25.  А.С. № 834343 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Состав для изоляции пластовых вод в скважине / Тарновский А.П., Данюшевский В.С., Байда Ю.В. – Заявл. 01.12.79; Опубл. 30.05.81, БИ № 20.

26.  А.С. № 894180 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Пенообразующий состав для ограничения водопритока в скважину / Амиян В.А., Амиян А.В., Баринова М.А., Васильев В.К.; Всесоюзн. Нефт.-газ.НИИ. – Заявл. 12.11.79г.; Опубл. 30.12.81г., БИ № 48.

27.  А.С. № 872734 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и способ его получения / Валиев И.Ш., Кувандыков И.Ш., Соколов Б.Б.; Центр. науч.-исслед. лаб. ПО “Оренбургнефть”. – Заявл. 04.12.79г.; Опубл. 15.11.81г., БИ № 3.

28.  А.С. № 765497 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Композиция для изоляции водопритоков и зон поглощения в скважинах / Шварева Г.Н., Милов Е.И., Макаров Ю.А. – Заявл. 28.09.78; Опубл. 23.09.80г., БИ № 3.

29.  А.С. № 857450 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Состав для селективной изоляции обводненных зон пласта / Комиссаров А.И., Хачатууров Р.М., Моллаев Р.Х.; Сев.Кавказ.науч.-исслед. и проект.ин-т нефт. пром-сти. – Заявл.. 08.06.78; Опубл. 23.08.81г., БИ № 31.

30.  А.С. № 973500 СССР, МКИ С 04 В 11/09. Композиция для изготовления гипсовых изделий / Щицин А.Г., Ильинский Б.П., Ржаницын Ю.П. Перм. Политехн. ин-т. – Заявл. 12.12.80; Опубл. 15.11.82г., БИ № 42.

31.  А.С. № 883362 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Способ изоляции пластовых хлоркальциевых вод / Амиян В.А., Давутов В.А., Амиян А.В., Морозов М.М.; Всесоюзн.нефт.-газ.НИИ. – Заявл. 24.03.80г.; Опубл. 23.11.81г., БИ № 43.

32.  А.С. № 859612 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяныых скважинах / Маляренко А.В., Земцов Ю.В., Шпонько А.И. и др.; Сиб.НИИ нефт.пром-сти. – Заявл. 01.06.79г.; Опубл. 30.07.81г., БИ № 32.

33.  А.С. № 663819 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Состав для изоляции пластовых вод в скважине / Духненко Е.М., Ковардаков В.А., Комаров Н.В. и др.; Кубан. гос.ун-т. – Заявл. 19.08.75; Опубл. 25.05.79г., БИ № 19.

34.  А.С. № 945393 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции обводненных интервалов нефтегазовых пластов / Александров В.Б., Жетлухин Ю.Л. и др.; Кубан. гос.ун-т. – Заявл. 16.05.80; Опубл. 23.07.82г., БИ № 27.

35.  А.С. № 1770553.. Способ селективной изоляции притока воды в скважину / Торнов О.А., Лавриненков В.А.; СахалинНИПИнефть.

36.  Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приёмистости и селективной изоляции водопритока/ Парасюк А.В., Галанцев И.Н., Суханов В.Н. и др.//Нефт. Хоз-во.1994. № 2.-С. 64-68. 

37. Мищенко И.Т., Ибрагимов Л.Х.Расчет обводненности продукции сква­жины после проведения изоляционных работ. М., 1993. 10 с. (Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 12).