РИР

Технология использования инвертных множественных эмульсий.

  Использование инвертных множественных эмульсий для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах обусловлено рядом их качеств:

- дисперсный характер инвертных множественных эмульсий позволяет им избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые интервалы пласта и трещины, являющиеся путями притока пластовых вод к забою скважины;

- способностью к загущению и структурообразованию при механическом смешивании с водой в процессе фильтрации вглубь пласта и, наоборот, к разжижению при диспергировании с нефтью;

- наличие в составе инвертных эмульсий твёрдых неионогенных ПАВ придаёт им способность значительно снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз порода-нефть-вода, увеличивая фазовую проницаемость нефтенасыщенных интервалов и зон пласта.
Новизна:
- заключается в возможности селективного изолирования высокопроницаемых обводнённых интервалов пласта инвертной множественной эмульсией, с целью ограничения водопритока в скважину;
- определение достаточных расчетных параметров композиции с привязкой к геологическим условиям, позволяющая производить закачку композиции до технологического стопа, с последующим безпроблемным выводом скважины на заданный режим работы.
Цель разработки: снижение обводненности продукции добывающих скважин и увеличение дебита нефти. Технология рекомендуется для изоляции подошвенных вод в добывающих скважинах.

Комплексная технология, включающая использование инвертных множественных эмульсий с последующим докреплением тампонажным материалом «ПТС-Ф» или «ПТС-К»

Ликвидация заколонных перетоков закачкой инвертной множественной эмульсии и закрепления тампонажным материалом «ПТС-Ф» или «ПТС-К».
  Опыт производства работ по селективному водоограничению композициями на основе инвертных множественных эмульсий показывает наличие ряда объектов (скважин), по которым в силу геолого-промысловых причин стандартная технология не дает желаемых результатов (планируемой длительности эффекта) в течение времени. Это связано с основными причинами, во-первых, экономической нецелесообразностью увеличения объема закачиваемых композиций, а именно создания расчетных водоизолирующих экранов достаточно большой протяженности;
во-вторых, относительно высокими рабочими значениями депресcий, создаваемыми при эксплуатации глубинно-насосного оборудования.
Новизна:
заключается в возможности селективного изолирования высокопроницаемых обводнённых интервалов пласта инвертной множественной эмульсией, с последующим докреплением материалом «ПТС-Ф» или «ПТС-К».
Цель разработки: снижение обводненности продукции добывающих скважин и увеличение дебита нефти. Технология рекомендуется для изоляции подошвенных и закачиваемых вод в добывающих скважинах.

Технологии ремонтно-изоляционных работ с применением тампонажного материала «ПТС-Ф» или «ПТС-К».

  Технологии с применением «ПТС-Ф» или «ПТС-К» применяются для ликвидации заколонных перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн добывающих нефтяных, газовых и нагнетательных скважин.
В зависимости от температуры и приемистости интервала нарушения в данной технологии изоляционных работ используется «ПТС-Ф» или «ПТС-К» или композиция на его основе.
Тампонажная композиция «ПТС-Ф» или «ПТС-К» отверждается в интервале температур от +50 до +1200С.
   Содержание компонентов в смеси определяют в зависимости от температуры в зоне ремонта и времени доставки «ПТС-Ф» или «ПТС-К» до интервала нарушения. Катализатор процесса отверждения добавляют в композицию непосредственно перед проведением ремонтных работ.
  Использование материала «ПТС-Ф» или «ПТС-К» при РИР позволяет производить фильтрацию в практически не принимающие интервалы нарушений, вследствие высокой подвижности, сравнимой с подвижностью воды. Благодаря этому свойству «ПТС-Ф» или «ПТС-К» фильтруется в водонасыщенный пласт на расчетный радиус проникновения, чем отличается от применяющегося цементного раствора. Получаемый после отверждения тампонажный камень не подвержен воздействию кислот и щелочей.
  При производстве работ в зависимости от характеристик скважины и интервала нарушения материал «ПТС-Ф» или «ПТС-К» применяется, как индивидуально, так и в комплексе, после дополнительных мероприятий по снижению приемистости интервала нарушения.
  Необходимо отметить, что нередко производство работ по технологиям с применением материала «ПТС-Ф» или «ПТС-К» производится после безуспешных попыток устранения нарушений различными методами (цементные заливки, жидкое стекло, кремнийорганические реагенты).
Новизна:
- высокая подвижность композиции, позволяющая производить фильтрацию в практически не принимающие интервалы нарушений;
- фильтрация на расчетный радиус проникновения водонасыщенного пласта;
- инертность тампонажного камня к воздействию кислот и щелочей;
- высокая адгезия к породе и цементному камню.

Технология восстановления целостности эксплуатационных колонн и ликвидации заколонных перетоков с применением
расширяющегося полимер-цемента (гель-цемента)

 Технология с применением полимер-цемента (гель-цемента) применяется для ликвидации заколонных перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин.
  Разработанная полимерцементная тампонажная композиция обладает рядом преимуществ по сравнению с применяющимся цементым раствором.
- композиция отличается нулевой водоотдачей и водоотделением не более 1 см3/30мин, что позволяет снизить отрицательное влияние цементного раствора на проницаемость призабойной зоны пласта.
- состав характеризуется высокими физико-механическими свойствами: σизг. =7,28 МПа σсжат=41,7 МПа.
- адгезия полимерцемента к металлу максимальна (2,24 кг/см2) и на два порядка превосходит этот показатель для отвержденных стандартных цементных растворов.
Проведенные лабораторные испытания полимерцементного состава свидетельствуют о его высоких изоляционных характеристиках - градиент давления, при котором через тампонажный материал начинается фильтрация воды, достигает 75 МПа/м.
   Технология применяется при следующих условиях:
1. Температура в зоне ремонта от +200С до +1000С
2. Приемистость в зоне нарушения от 100 м3/сут при Р=100 атм
   В зависимости от температуры интервала нарушения в данной технологии изоляционных работ используется композиция на основе цемента с добавлением композиционного полимера.
   Содержание компонентов в смеси определяют в зависимости от температуры в зоне ремонта и времени доставки полимер-цемента до интервала нарушения.
  При приемистости скважины более 300 м3/сут при Р=100 атм перед закачкой полимер-цемента производится предварительные работы по снижению приемистости зон поглощения.
   При ликвидации заколонной циркуляции перед закачкой полимер-цемента производится изоляция продуктивного пласта кислоторастворимыми составами.