Органічні і полімерні матеріали

Гіпан. Найбільш вивченими і освоєними промисловістю методами селективної ізоляції і обмеження припливу пластових вод є методи, які ба­зуються на використанні водорозчинних органічних полімерів акрилового ряду - гідролізованого поліакрилонітрилу (гіпан) і поліакриламіду (ПАА).

Селективний характер закупорювання водонасичених пор продук­тивного пласта гіпаном грунтується на коагуляції його під дією йонів полівалентних металів солей пластової води (катіонів кальцію) і збере­женні рідинного стану у вуглеводневому середовищі (див. вище). Але процес коагуляції гіпану є оборотним. Так, під час зберігання у прісній воді коагулянт набухає, розм'якшується і стає сипким, а під час пропом-повування декількох об'ємів прісної води через попередньо оброблені полімером взірці їх проникність відновлюється практично до попередньої величини. За концентрації солей менше 160 г/л ефективність ізоляції гіпаном різко зменшується, тобто використання гіпану можливе тільки за високої мінералізації пластової води [369].

Для ізоляції гіпаном слабкомінералізованих вод запропоновано додат­ково використовувати гелеутворювачі, при цьому запомповуючи в пласт послідовно гелеутворювач, гіпан, гелеутворювач. Як гелеутворювач запропоновано використовувати 30% розчин хлористого кальцію, азотно­кислий свинець, хлорне залізо, гідро- і дигідрофосфат калію, а також кополімер метакриламіду і діетиламіноетилметакрилату, який алкіло-ваний диметилсульфонатом, епіхлоргідрін, продукт поліконденсації толу-ілендіізоціанату з поліоксипропіленгліколем. Це покращує структурування гіпану і сприяє зміцненню коагулянту, але в більшості позбавляє метод селективності [369].

Поліакриламід. Аналогом гіпану за хімічною природою і призначен­ням є поліакриламід (ПАА), який може використовуватися в чистому вигляді або у вигляді частково гідролізованого продукту [369]. Викорис­тання його розчинів як водоізолювального агента основано на здатності поліакриламіду селективно впливати на проникність пористих середовищ для нафти і води (див. вище). Після оброблення пористого середовища розчином частково гідролізованого ПАА проникність для води знижуєть­ся в декілька разів без істотного зменшення проникності для нафти. Ви­рішальна роль у цьому належить адсорбції молекул полімеру на стінках пор водонасиченої породи. Оскільки ефект зумовлюється адсорбцією, то під час наступного зворотного руху пластових флюїдів у процесі освоєння

й експлуатації свердловини після PIP полімер десорбується і виноситься із пласта. Цим пояснюється невисока (3-6 міс.) тривалість ефекту ізоляції. Для підвищення ефекту необхідно запомповувати великі об'єми розбавле­них розчинів ПАА. Разом з тим обмежена розчинність ПАА у воді зу­мовлює технологічні труднощі приготування: за мінусових температур роз­чин застигає, а звідси запропоновано запомповувати його порціями цик­лічно, чередуючи з інертною рідиною (сирою нафтою), і витримувати дея­кий час для граничної адсорбції, що збільшує тривалість ефекту PIP [369].

Поряд з гіпаном і ПАА із сполук акрилового ряду для селективної ізо­ляції запропоновано застосовувати також мономери акриламіду; композиції на основі метакрилової кислоти; кополімер метакрилової кислоти і мета­криламіду - метас; кополімер метакрилової кислоти і частково гідролізо-ваної метакрилової кислоти - комета; кополімер метакрилової кислоти з її діетиламонієвою сіллю - МАК-ДЕА та інш. Механізм ізоляції водоприпли-вів також грунтується на взаємодії їх із солями пластових вод або адсорб­ції полімерів на водонасиченій породі, що знижує проникність для води. Ці реагенти в основному мають недоліки, характерні для гіпану і ПАА [369].

Поліуретани. До цієї ж першої групи відносяться матеріали на основі поліізоціанатів і поліуретанів. їх використання грунтується на реакції конденсації поліуретанів у присутності води з утворенням розгалуженого просторово зшитого твердого полімеру і інертності до нафти. До пози­тивних характеристик відноситься їх здатність збільшуватися в об'ємі у водному середовищі в 10-15 разів. До поліуретанів відносять високомо-лекулярні сполуки, які містять велику кількість уретанових груп -NCO-незалежно від будови решти частини молекул (амідні, сечовинні, ефірні -прості і складні групи, ароматичні й аліфатичні радикали), тобто за при­родою це поліуретандіізоціанати. До ізоляційних розчинів на основі поліу­ретанів відносяться поліуретанова композиція інституту ВНИИнефть, розчин полімеру УФП-50А (інститут ТатНИПИнефть) [640] і розчин клею КІП-Д в зеленому маслі (інститут КазНИПИнефть). Поліуретани, які синтезовані на основі поліізоціанатів, є похідними ізоціанової кислоти, а каталізаторами реакції полімеризації ізоціанатів можуть бути вода, аміни, спирти, карбонові кислоти, сечовина, феноли, водні розчини солей органічних кислот і лужних металів та інш. Реакція полімеризації ізоціа­натів при змішуванні з водою з утворенням непроникного для рідин і газів матеріалу зумовила використання поліуретанів для ізоляції водоприпливів. Вони тверднуть (полімерйзуються) під час змішування з водою (вода є ініціатором і каталізатором реакції), а використовуються у вигляді розчи­нів у вуглеводневих розчинниках або в ацетоні, але є дефіцитними мате­ріалами. Для регулювання в'язкісних, фільтраційних та інших фізичних характеристик їх розбавляють нафтопродуктами, які не викликають

реакції полімеризації ізоціанатів. Для цього використовують неполярні органічні розчинники - ксилен, дихлоретилен, діоксан, чотирихлористий вуглець, гептан, толуол та інш.

Суміші на основі поліуретанів і технології їх застосування базуються на отриманні ізолювального матеріалу за рахунок реакції конденсації поліуретанових композицій в присутності води, яка знаходиться в порах і тріщинах (використовуються за температур пласта 90-150°С), з утво­ренням розгалуженого просторово зшитого твердого полімеру за інерт­ності до нафти.

У разі відсутності води в зоні ізоляції передбачається нагнітання пластової води в інтервал ізоляції до або після поліуретанової композиції (для попередження передчасного затвердіння реагенту нагнітають попе­редньо розділювач із інертної до полімеру рідини).

Запропоновано також як ізоляційний матеріал використовувати сус­пензію продукту конденсації ізоціанату (розміри частинок дають їм змогу проникати через перфораційні отвори в заколонний простір) або мало-в'язкий розчин, який за температури до 65, 5°С дає осад - колоїдні частин­ки (формуються за рахунок реакції утворення поліізоціануратової солі під час змішування 2, 4-толуілендіізоціанату з ціанатами лужних металів у диполярних розчинниках з наступним обробленням метанолом). Може здійснюватися і контейнерне подавання композиції поліуретанів в інтервал тампонування (гільза, мішок, капсула).

У патенті Японії для тампонування зон розломів пропонується викори­стовувати поліуретан [5] за таким способом. Для цього в трубу із заглуш­кою послідовно поміщають: суміш із цементу і толуолу, ксилолу, метил-етилкетону та інших речовин, що не реагують з поліуретаном: розчин поліуретану із отверджувачем - аміни жирного ряду, органічні солі мета­лів і знову суміш із цементу і толуолу, ксилолу, метилетиленкетону та ін. Суміш, що витискається із труби проти зони розлому, взаємодіє з водою, твердне і розширюється.

За способом ізоляції тріщин і пустот у свердловину по окремих кана­лах запомповують тампонувальну суміш та інертний газ, наприклад азот. Суміш складається з рідини-носія, піноутворювального агента (суміш 55-60% органічного ізоціонату і 40-45% поліолу), фтористого вуглеводню, наприклад фреону, і метилхлоридового розчинника. Разом із піноутворю-вальним агентом у свердловину вводяться каталізатор і загущувачі. Спів­відношення реагентів регулюється глибинною змішувальною камерою. Піноподібна поліуретанова маса, потрапляючи в тріщини, реагує з пла­стовою водою і твердне.

До найбільш вивчених і випробуваних належать поліуретановий клей марки КІП-Д (ТУ 6-01-1010-75), синтезований Інститутом хімії високомо-

лекулярних сполук НАН України, і уретановий форполімер УФП-50А0 (ТУ 84414-182-80), які за своєю хімічною природою є поліефіруретандіізо-ціанатами.

Поліуретановий клей КІП-Д випускають як матеріал для кріплення теплоізоляційних покрить до металів і склопластиків. Тампонажна суміш є композицією поліуретанового клею КІП-Д і вуглеводневого розчинника ароматичного типу.

Чистий клей КІП-Д має дуже високу в'язкість і короткий період повної полімеризації за підвищеної температури, що не дає змоги створити екран великих розмірів. Тому для регулювання в'язкості, подовження терміну схоплювання і розширення температурного діапазону вико­ристання (нижче 90°С) його розбавляють в ароматичних і полярних вугле­водневих розчинниках, найкращими з яких є зелене масло (ОСТ 380-1140-77), легка піролізна смола (ТУ 38-102-88-77), толуол нафтовий (ГОСТ 5789-78), бентол (бензолтолуольна фракція) (ТУ 38-103-305-80), бензол зворотний (ТУ 38-102-137-72), ацетон (розміщено в порядку зростання розчинної здатності і зниження в'язкості). Динамічний коефіцієнт в'язкості композиції за співвідношення полімер-розчинник 1: 2 і температури 60°С становить 4-5 мПа-с і зменшується в 4-10 раз в разі нагрівання від 20°С до 60°С.

Вода є ініціатором і каталізатором реакції полімеризації. Розчини по­лімеру в усіх розчинниках за співвідношення 1: 1 тверднуть у повному об' ємі із збільшенням об'єму на 10-15 % (за тиску 10 МПа і температури 60°С). Якщо за нормальних умов після твердіння клею утворюється матеріал типу еластичного пористого газонаповненого поролону (за рахунок спінювання вуглекислим газом, який виділяється в ході реакції), то за названих умов (в умовах свердловини) - щільна гумоподібна маса з окремими дрібними (до 1 мм) бульбашками вуглекислого газу, котрий утворюється в процесі реакції. У разі більшої кількості розчинника після твердіння виділяється надлишок розчинника. Мінімальна кількість води, яка необхідна для початку полімеризації, - 2 % об'єму композиції. Час початку полімеризації за температури 60°С становить приблизно 30-40 хв.

Поліуретановий клей можна використовувати для оброблення пласта температурою до 90-140°С, так як за температури 140°С продукт полі­меризації плавиться. Продукт полімеризації розчиняється в концентро­ваній сірчаній кислоті.

Висока швидкість конденсації поліуретанів у присутності води пере­шкоджає запомповуванню великих об'ємів реагенту в пласт і створенню водоізоляційного бар'єра необхідного розміру. У разі використання компо­зиції на основі поліуретанового клею КІП-Д і зеленого масла уповіль­нюються терміни затвердіння та розширюється температурний діапазон

використання (нижче 90°С). Введення зеленого масла в композицію уповільнює терміни його затвердіння у 2-3 рази, що дає змогу запом-повувати необхідні об'єми водоізоляційного реагенту в пласт (табл. 3.9).

Таблиця 3.9- Характеристика поліуретанових композицій

Примітка. * У разі заміни зеленого масла на легкі ароматичні вуглеводні коефі­цієнт в'язкості композиції зменшується в 1, 3-1, 5 рази.

Вміст клею КШ-Д у складі композиції знаходиться в межах від 30 до 80 % за об'ємом. Основною властивістю і перевагою композиції є її здатність тверднути у водонасичених інтервалах пласта в широкому діапазоні температур, при цьому перемішування з водою непотрібне, достатньо наявності контактної зони. У разі змішування з безводною нафтою композиція не твердне. Позитивними властивостями суміші є:

1. Малокомпонентність і простота приготування.

2. Можливість регулювання динамічного коефіцієнта в'язкості компо­зиції в широких межах від (3-4)-10³ Па-с до (3-4) Па-с шляхом зміни в її складі частки розчинника.

3. Точність дозування компонентів практично не впливає на швидкість твердіння і властивості композиції, що дає змогу спростити технологію її приготування і використання.

4. Поліуретанова композиція твердне в пластових умовах незалежно від мінералізації і складу пластових вод.

5. Твердіння композиції відбувається зі збільшенням об'єму. Проник­ність пористого середовища після фільтрації через неї композиції змен­шується практично до нуля.

6. Матеріал, що отримується в результаті твердіння композиції, відрізняється стійкістю до пластових флюїдів протягом необмеженого часу.

7. Композиція не виявляє небезпеки в пожежному і токсичному ас­пектах.

Тампонажний склад може використовуватись з такою метою: а) ізо­ляції обводнених пластів і пропластків; б) вирівнювання профілю прий-мальності; в) ліквідація зон поглинання за наявності негерметичності експлуатаційної колони; г) встановлення тимчасових мостів у стовбурі свердловини.

Технологія застосування композиції для ізоляції обводнених пластів і пропластків полягає в наступному. Полімерну композицію (3-4 м³), при­готовану (не допускається контактування з водою) безпосередньо перед нагнітанням (шляхом перемішування компонентів у ємності протягом 10-15 хв.) насосним агрегатом подають по НКТ, опущених до покрівлі відключуваного пласта, через розділювач (буфер) із вуглеводневого розчинника (безводний газоконденсат) в об'ємі 0, 2-0, 5 м³ до і після полі­мерної композиції, а протискують (без залишення у стовбурі свердловини) газоконденсатом (або технічною водою) одночасно по НКТ і затрубному простору. Для полімеризації свердловину залишають під тиском на 24 год. Кількість реагентів вибирають з розрахунку утворення водоізоляційного екрана в радіусі 20-30 см. Ефект ізоляції керна 99, 7-99, 99%; успішність 80-90 %. Роботи можна проводити з виконанням спуско-піднімальних опе­рацій і без них (у фонтанних, газліфтних і газових свердловинах).

Форполімер УФП-50А - це 50% ацетоновий розчин кополімеру то-луілендіізоціанату з поліоксипропіленгліколем, містить 5-6 % кінцевих ізоціанатних груп. Кінематичний коефіцієнт в'язкості реагенту за даної концентрації незначний (29, 7 мм²/с), вихід закупорювальної маси дос­татньо високий (60-70%). Під час контактування з водою форполімер твердне менше, ніж за 1 год., і перетворюється в щільну каучукоподібну масу. У разі змішування з нафтою, що містить незначну кількість води, форполімер набуває в'язкопружних властивостей через 1 добу з перехо­дом у каучукоподібну масу через 5 діб.

Запропоновано з метою удосконалення технології до форполімеру додавати як подовжувач ланцюга, каталізатор-отверджувач і моди-фікатор-наповнювач один із таких реагентів: а) 0, 8-1, 0 % водний розчин флокулянта Аміфлок (кополімер метакриламіду з діетиламіноетилмета-крилатом), який алкілований диметилсульфатом; б) 2, 5-3 % водний роз­чин реагенту тампакрил (кополімер метакрилової кислоти з метакри-латом натрію і діетиламіноетилметакрилатом), котрий алкілований диме­тилсульфатом; в) 40 50 % водний розчин реагенту МАК-ДЕА (кополімер метакрилової кислоти з її діетиламонієвою сіллю), при цьому вартість суміші зменшується в 1, 5-2 рази і покращуються структурно-механічні властивості (утворюється емульсія, яка через 2 год. втрачає рухомість і через 6-8 год. твердне), у 1, 5-2 рази зростає об'єм, причому більше, ніж у разі твердіння тільки УФП-50.

Запропоновано додавати УФП-50А до 8 % водного розчину гіпану для покращення водоізоляційних властивостей останнього за рахунок під­вищення міцності коагулянта і його адгезії до породи пласта (ефект ізоляції підвищується з 75% для гіпану до 90-94 %).

Ці вдосконалення зумовлені тим, що заповнення пор при використанні су­міші гіпан + 30 % СаС1₂ (або FeCl₃) становить 8-16 %, смоли ТСД-9 + фор­малін - 55 % (твердне не повністю, утворюються тріщини), УФП-50 АО + вода - 42 % (погана адгезія, гідроліз через дві доби).

Поліуретани рекомендуються для ізоляції окремих пластів або про-пластків, відновлення герметичності експлуатаційної колони, а також для герметизації різі, пакерування затрубного простору, кріплення слабкозце-ментованих порід.

Істотним недоліком як кремнійорганічних, так і поліуретанових ком­позицій є їх висока вартість. Тому доцільнішим є їх використання для ізоляції заколонних перетікань і відключення окремих пластів та про-пластків [500].

Фенолоспирт (ФС). Він являє собою добре розчинну у воді масля­нисту рідину червоно-коричневого чи темно-вишневого кольору з харак­терним запахом, густиною 1100-1130 кг/м³, динамічним коефіцієнтом в'язкості близько 7 мПа-с (за 20°С), водневим показником рН = 7-9 (ТУ 2309-51). ФС стабільний при зберіганні в залізній або скляній тарі протя­гом 2 місяців (при температурі 15-25°С).

Швидкість конденсації фенолоспирту залежить від рН, зовнішнього тиску, температури і з їх збільшенням зростає. Однак, найбільший вплив виявляє температура: збільшення її на 10°С призводить до скорочення термінів загущення більше ніж у 2 рази. Геостатичний температурний діапазон використання ФС знаходиться в межах 70-110°С. За темпе­ратури нижче 65°С ФС не твердіє.

Змінюючи рН фенолоспирту, можна в ширшому діапазоні регулювати час його твердіння. Зокрема, зміна рН від 3, 7 до 9, 5 дає змогу одержати технологічно припустимий час твердіння за температури до 140°С.

Фенолоспирт характеризується високою проникальною здатністю і фільтрівністю в пористі середовища, тому він з успіхом може вико­ристовуватись замість водних розчинів смол за високих температур.

Фенолоспирт у залежності від мети операції використовують як в чистому вигляді, так і з різними наповнювачами (глинопорошки, молота крейда, шлакові цементи тощо).

Використання як наповнювача портландцементу і шлакових цементів порівняно з бентонітовим глинопорошком і баритом внаслідок полікон­денсації мінеральних в'яжучих (ШПЦС, УШЦ тощо) дає змогу одержати високоміцну органо-мінеральну суміш, яка називається фенолошлаковою

композицією (ФШК). Фенолошлакова композиція являє собою суміш, що складається з фенолоспирту, води, тампонажного шлакового цементу і наповнювача. У залежності від типу шлакового цементу і наповнювача (барит, гематит тощо) густина розчину ФШК може змінюватися від 1700 до 2300 кг/м³. ФШК внаслідок поліконденсації фенолоспирту і гідратації шлаку перетворюється у високоміцну, корозійностійку органо-мінеральну композицію. Фільтрат ФШК за температури понад 65°С твердіє в мо­нолітну пластмасу. При цьому забезпечується зчеплення каменю зі стінками свердловини і обсадної колони. Тверда ФШК практично непро­никна і корозійностійка.

В 'язка розгазована нафта. Розчини в'язкої розгазованої нафти, роз­чини (дисперсії) різних речовин на вуглеводневій основі, водонафтові емуль­сії, піни, які розчинні (або руйнуються) в пластовій нафті і стійкі у пластовій воді, складають так звану групу водоізоляційних матеріалів за методом од­ного розчину [500]. При цьому закупорювальні властивості починають проявлятись не за рахунок змішування з пластовою водою, а під діянням температури, зміни в'язкісних властивостей та інших факторів [500].

Найбільш доступним методом зниження водопроникності пористого середовища є запомповування у свердловину в'язкої розгазованої нафти, здатної до структуроутворення. Зниження проникності по воді основане на в'язкісних властивостях і ефекті гідрофобізації, для чого в нафту можуть додавати ПАР. Водопроникність пористого середовища знижу­ється в 2-5 рази.

Слід зазначити, що розчини ПАР-гідрофобізаторів самі по собі здатні знижувати водопроникність пористого середовища тим сильніше, чим менша проникність колектора. Дослідження Е.Н. Умрихіної свідчать, що градієнти проривання води через гідрофобізовані взірці є невеликими (до 0, 1 МПа/м за коефіцієнтів проникностей до 0, 6 мкм²) [500].

Процеси структуроутворення виявляють істотне діяння на динамічний коефіцієнт в'язкості нафти. Аномалії в'язкості посилюються зі збіль­шенням вмісту асфальтенів і парафінових вуглеводнів. Сильними ненью-тонівськими властивостями володіють в'язкі нафти родовищ Азербайд­жану, де і було розроблено цей метод. Слід зазначити, що криві кон-систентності різних нафт, отриманих В.В. Девлікамовим і співавторами, показують або відсутність статичної напруги зсуву, або невелику його величину, тобто рух нафти має місце, хоч структура нафти не руйнується (явище повзучості). Отже, блокування водопровідних каналів - тимча­сове явище. Окрім того, воно можливе лише за градієнтів зсуву менших величини критичної напруги зсуву незруйнованої структури, значина якої не перевищує 30 Па. Іншими словами, в'язкісна блокада нафти здатна витримувати градієнт тиску до 1, 0 МПа/м [500].

Найбільш інтенсивно структурно-механічні властивості нафт прояв­ляються за температур нижче температури кристалізації твердих пара­фінових вуглеводнів і за підвищеного вмісту асфальто-смолистих речовин. Тому в різний час [179] пропонували способи насичення вуглеводневих розчинів мазутом, бітумом і парафіном з наступним запомповуванням у пласт (причому з бітумом і парафіном при температурі вище пластової).

Розчини парафіну. Перенасичені розчини твердих вуглеводнів (пара­фіну, церезину, озокериту) в гасі, бензині або бензолі при зниженні темпе­ратури утворюють великий осад [179]. Лабораторні дослідження показа­ли, що після запомповування в пористе середовище перенасиченого розчину парафіну в гасі за температури на 5-10°С вище пластової і віднов­лення в привибійній зоні пластової температури проходить випадання осаду, який щільно закупорює водонасичені пори. У нафтонасичених порах осад не утворюється. Ступінь закупорювання розчинами парафіну знаходиться в прямій залежності від їх концентрації: ефект закупорювання 22% розчином парафіну становить 50%, ефект закупорювання 50% роз­чином - 100%. Для оброблення обводнених пластів перенасиченими розчинами твердих вуглеводнів необхідно глибоко прогріти експлуа­таційну колону і привибійну зону свердловини перед запомповуванням цих ізоляційних реагентів.

Нафта і мазут. Запомповування в обводнену частину продуктивного пласта нафти, в'язкої нафти (суміші нафти з мазутом) або чистого мазу­ту застосовується для гідрофобізації порід привибійної зони з метою зниження проникності її для води. У роботі [362] вивчено діяння нафто-мазутних сумішей і мазуту на проникність природних пісковиків з почат­ковим коефіцієнтом водопроникності до (1-2)-10³ мкм². Встановлено, що за температури 78°С нафта з додатком 80% мазуту знижує коефіцієнт во­допроникності всього до 1, 5 рази і лише чистий мазут дає зниження у 3, 3-6 разів. Ефективними були оброблення привибійної зони в'язкою нафтою в кількості 30-80 м³ з наступним запомповуванням цементного розчину. Але в умовах неоднорідних пластів метод виявився неефективним [179].

Газоконденсат і бітум. У роботі [505] рекомендують для водоізо-ляції 8-20% розчини бітуму в газоконденсаті, котрі запомповують у ро­зігрітому стані. Автори роботи [615] вивчили діяння розчинів нафтороз-чинного полімеру (бутилкаучуку) в скрапленому газі (етан-пропан) на проникність пористого середовища: при зниженні коефіцієнта нафтопро-никності в 1, 5-2 рази досягнуто зменшення коефіцієнта водопроникності в 9-12 разів.

Водопарафінова емульсія. У роботі [5] пропонується використову­вати для водоізоляції водопарафінову емульсію, отриману шляхом емуль­гування розплавленого парафіну у водному (0, 5-4%) розчині діетаноламіну

жирних кислот при температурі 50-60°С. При охолодженні утворюється дрібнодисперсна (0, 1-10 мкм) суспензія парафіну у воді, котра закупорює порові канали. Дані лабораторних експериментів показали зниження коефіцієнта нафтопроникності в 2, 6 рази, водопроникності - в 12 разів. Спостерігалися згасний характер фільтрації емульсії при запомповуванні її в керни та істотне зростання тисків.

Гідрофільна водопарафінова емульсія. Водопарафінову емульсію отримують у результаті емульгування розплавленого парафіну у водному, 0, 5-4% розчині діетаноламіну жирних кислот при температурі 50-60°С[5].

При емульгуванні утворюється пряма емульсія парафіну у воді, яка при охолодженні нижче температури застигання парафіну перетворю­ється на дрібнодисперсну (0, 1-10 мкм) суспензію парафіну у воді. Сус­пензія зберігає свою текучість і легко перепомповується насосами при плюсових температурах. Після перебігу 5-10 год. кристали парафіну здатні агрегуватися (внаслідок коалесценції), збільшуючи свої розміри, і закупорювати пори обводненого інтервалу пласта. Частина парафіну, який проник у нафтонасичені пори пласта, буде розчинятися в нафті і виноси­тися з нього в процесі експлуатації свердловини. Для приготування емульсії використовуються технічний парафін з температурою застигання 50-55°С.

На підставі лабораторних досліджень встановлено, що найбільш оптимальною за складом є емульсія, котра складається з технічного парафіну і 2-4% водного розчину діетаноламіду, масовий вміст яких становить відповідно 10-30 і 70-90%.

В'язкість емульсії залежить від концентрації парафіну і температури. При температурі понад 50°С кінематичний коефіцієнт в'язкості емульсії становить менше 40 сСт. При температурі нижче 50°С в'язкість емульсії плавно зростає, але текучість її зберігається при 40°С, а кінематичний коефіцієнт в'язкості становить 600 сСт, тоді як технічний парафін при 50-55°С перетворюється у тверду масу.

Для оцінки закупорювальних властивостей емульсії приготували водо­парафінову композицію, котра містила 10% технічного парафіну. Випро­бування проводили на устаткованні УДПК-1М з паралельним підклю­ченням двох кернотримачів. На штучних взірцях з однаковими фільтра­ційно-ємнісними властивостями, заздалегідь насичених під вакуумом во­дою і гасом марки 1-1, визначили початкові коефіцієнти проникності по воді і гасу, котрі взяли за одиницю. Одночасно, за однакового тиску в обидва взірці запомпували водопарафінову композицію з розрахунку їх сумарного порового об'єму. Встановлено, що фільтрація випробовуваної композиції інтенсивніше спостерігалася у водонасиченому взірці, проте наскрізьного її проникнення не було ні в одному з них. Тиск на вході у взірці

реєстрували зразковим манометром; в момент припинення фільтрації (закупорення взірців) тиск становив 12, 0 МПа.

Після витримування обох взірців протягом 24 год. визначили коефі­цієнти їх проникностей по воді і гасу за зміни напряму фільтрації. Коефіці­єнт проникності по гасу гасонасиченого взірця зменшився щодо початко­вого в 2, 6 рази, а коефіцієнт проникності по воді водонасиченого взірця -у 12 разів. Досліди повторювали тричі і у всіх випадках отримували ана­логічні результати. Крім того, як показали випробування, парафін із гасонасичених взірців при тривалій фільтрації виноситься, розчиняючись у гасі. Проникність взірця при цьому відновлюється.

Водопарафінова емульсія може використовуватися для обмеження припливів будь-яких вод незалежно від їх мінералізації і складу при обвод-неності продукції свердловин понад 50% і температурі пласта нижче 50°С.

Технологія виконання робіт передбачає використання водопарафінової емульсії для запомповування її в пласти через існуючі отвори перфорації. У залежності від приймальності свердловини рекомендується використо­вувати водопарафінові емульсії із вмістом від 10 до 30% технічного парафіну при тиску на гирлі 10 МПа. Об'єм емульсії необхідно брати з розрахунку не менше 0, 5 м³ парафіну на 1 м обводненої товщини пласта. Затискування емульсії в пласт (при опущеному пакері на 5-10 м вище за інтервал перфорації) проводять водою або нафтою об'ємом, рівним об'єму НКТ і підпакерному об'єму стовбура свердловини. Після закін­чення операції свердловину закривають і витримують під тиском про­тягом 10-15 год., потім витягують пакер, опускають підземне устатку­вання і вводять свердловину в експлуатацію.

Водонафтові емульсії як ізоляційний матеріал використовували за співвідношення фаз 1: 1. Водонафтові емульсії використовували в основ­ному для заповнення штучно утвореної тріщини методом ГРП з метою створення водозахисних екранів. Щоб одержати в'язку і стійку емульсію, її готували змішуванням нафти, мазуту і прісної води: використовували 20% мазуту, 30% нафти і 50% води (за об'ємом). Одержані таким спосо­бом водонафтові емульсії мали кінематичний коефіцієнт в'язкості від 2-10³ до 4-10³ м²/с за 30°С і відрізнялись високою стійкістю. Недолік водонаф-тових емульсій полягає в тому, що вони закупорюють поряд із водонаси-ченими і нафтонасичені пори, знижуючи приплив нафти до вибою сверд­ловини. Тому, у разі їх використання належить враховувати геологічні умови, тобто приймальність пласта, а також дебіт свердловини.

Відмінною особливістю рецептур водонафтових емульсій, розробле­них в інституті ВНИИнефть, є диспергування в нафті 2-2, 5%-ного розчину сірчаної кислоти з контролем за дисперсністю емульсії. Різні водонафтові емульсії пропонувались і раніше для обмеження водоприпливів, однак,

через відсутність контролю за дисперсністю, вони при фільтрації в пори­сте середовище частково руйнувались і частково зразу блокували вхідні порові канали. Умови проникнення частинок в пористе середовище пе­редбачають, що розміри глобул запомповуваної емульсії повинні бути мен­шими розміру пор більше ніж у 3 рази (критерій підбору рецептури емульсії для Ромашкінського родовища). До закупорювальних власти­востей емульсії відноситься зниження водопроникності на 70-90% (до 10 разів), тоді як нафтопроникність відновлюється за рахунок руйнування емульсії при контактуванні з нафтою (в області коефіцієнтів проникностей 0, 23-1, 03 мкм²). Статична напруга зсуву емульсії в пористому середовищі становить 320-450 Па, що зумовлює критичний градієнт тиску проривання блокади 0, 07-1, 1 МПа/м [500].

Менш ефективною є гідрофільна емульсія, що отримується в лабора­торних дослідженнях шляхом емульгування нафти (30-60% об'єму) в 1-2, 5% водному розчині діетаноламіну жирних кислот С_1(м6 [5]. Так, при по­чатковому коефіцієнті проникності приблизно 190-10³ мкм² коефіцієнт во­допроникності знижується в 2, 3 рази. Звертають на себе увагу великі роз­міри глобул цієї мікроемульсії (0, 1-100 мкм) і слабка фільтрівність (навіть за підвищення градієнта тиску до 7 МПа/м протягом 9 хв. отримується глибина проникання всього 22 мм) [5], що не дає змоги запомповувати її в пласт на значну глибину. Слід зазначити, що всі водонафтові емульсії мають велику початкову в'язкість (до декількох сотень мПа-с) [500].

Гідрофільну емульсію типу „нафта у воді" (прямого типу), яка стабі­лізована діетаноламідом жирних кислот з 10-16 вуглеводневими атомами, використовували для обмеження водоприпливу у видобувних свердло­винах шляхом гідрофобізації привибійної зони і селективного зниження фа­зової проникності колекторів для пластових вод. Емульсія складається (%) із таких компонентів:

Нафта 30-80

Водний розчин діетаноламіду жирних кислот С₁₀ -С₁₆ 20-70

Діетаноламід жирних кислот С₁₀-С₁₆ 1-10

Вода Решта

Гідрофільна емульсія такого складу під час запомповування в пласт проникає переважно в канали і пори, які містять воду, оскільки прямі емульсії необмежено змішуються з водою. При цьому відбувається розбавлення емульгатора у водному дисперсійному середовищі і розпа­дання гідрофільної емульсії з виділенням емульгованої в ній нафти. Гідро­фільна емульсія в пласті розпадається внаслідок фільтрації через вузькі капіляри (пори), розбавлення її водою і зниження тим самим концентрації емульгатора, впливу підвищеної температури і старіння. Пористе сере-

довище, що раніше було заповнене пластовою водою, після оброблення гідрофільною емульсією насичується нафтою, яка гідрофобізує стінки пор водонасиченої зони, а це знижує проникність для води з обмеженням подальшого припливу води у свердловину під час її роботи.

Емульсія типу „нафта у воді" готується на промислі з допомогою двох цементувальних агрегатів, ємності, яка встановлена між ними, і гід-роактиватора на вході потоку в ємність [499].

Складна гідрофобна емульсія. Закупорювальний осад, який здатний перекривати пори обводненого пропластка, може бути отриманим внас­лідок реагування компонентів складної гідрофобної емульсії (суміш двох емульсій) при їх розкладанні [5].

Складну емульсію готують таким чином. У водну фазу гідрофобної емульсії типу „вода в нафті" вводять два компоненти (А і В), котрі здатні реагувати між собою з утворенням осаду після руйнування емульсії в пластових умовах внаслідок її „старіння" (через 5-10год.), а також збага­чення пластовою водою понад межу стійкості емульсій. Ці реакцій-ноздатні компоненти у свіжій емульсії є надійно ізольованими один від одного вуглеводневим середовищем і стабілізаторами (наприклад, мила­ми синтетичних жирних кислот - СЖК). Як реагуючі між собою ком­поненти запропоновано [5] використати, наприклад, розчини хлористого натрію NaCl, хлористого кальцію СаС1₂ або хлористого амонію NH₄C1 (А) і силікату натрію Na₂SiО₃ - рідкого скла (В) з еквівалентним співвід­ношенням солей.

Типова рецептура емульсій є такою. У дизельному пальному розчи­няють кубові залишки виробництва синтетичних жирних кислот (С₂₀ і вище) із розрахунку 3-5%. Приготоване таким чином дисперсійне сере­довище емульсії ділять на 2 частини. У першій частині гасового розчину СЖК емульгують 30% розчин хлористого кальцію СаС1₂, а в другій її частині - 2-25%о розчин сірчанокислого натрію Na₂SО₄ Відтак проводять омилення СЖК в обох емульсіях, внаслідок чого досягається їх стабіліза­ція. Для омилення досить ввести водний розчин каустичної соди NaOH з розрахунку 0, 1% маси СЖК. Стабілізовані емульсії цілком стійкі протягом тривалого строку зберігання (не менше 1 тижня).

їх змішування проводять безпосередньо перед обробленням свердло­вини і отримують складну гідрофобну емульсію, тривалість „життя" якої можна регулювати від декількох годин до декількох діб. Після запомпову-вання в пласт емульсія через певний час руйнується, ізоляція глобул пору­шується і відбувається реакція між хлористим кальцієм СаС1₂ і сірчанокис­лим натрієм Na₂SО₄ із виділенням осаду сірчанокислого кальцію CaS0₄.

При запомповуванні в пласт емульсія надходить як у водонасичені, так і в нафтонасичені його частини. У водонасиченій частині пласта

відбувається перенасичення емульсії водою понад межу стійкості та інверсія фаз: водна фаза позбавляється вуглеводневої оболонки, про­ходить зіткнення глобул з реакційноздатними компонентами і утворю­ється щільний осад гіпсу. При русі емульсії в нафтовій частині пласта відбувається розбавлення її нафтою і, отже, стійкість системи не зни­жується, утворення осаду не відбувається. Після введення свердловини в експлуатацію нафтонасичені інтервали пласта легко звільняються від емульсії, оскільки вона добре змішується з нафтою.

У табл. 3.10 подано рецептури і фізичні характеристики чотирьох типів емульсій, що розкладаються з виділенням осаду CaS0₄.

Таблиця 3.10- Рецептури і характеристики складних гідрофобних емульсій

Описана технологія дає змогу отримувати осадоутворювальні емуль­сії різного складу. Вибір компонентів А і В визначається місцевими умовами. Використовуючи як компонент А полісульфіди, отримані розчи­ненням сірки Оренбургського ГПЗ в 30% водному розчині NaOH при 30-60°С, а як компонент В - 25% водний розчин хлориду заліза FeCl₃, авторами роботи [5] отримано емульсії, що виділяють через 2-4 год. осад, котрий складається із суміші сульфіду заліза FeS і сірки S. На рис. 3.12 зображено кінетичні криві розчинення сірки S в 30% водному розчині NaOH при 30, 45 і 60°С (відповідно криві 1, 2, 3). Розчинення проводили при безперервному перемішуванні термостатованої реакційної маси, що складається з 250 г сірки і 400 мл розчину NaOH, з періодичним відбиранням проб. Взаємодія лугу з сіркою протікає з утворенням тіосуль­фату натрію і полісульфідів:

(3.4)

Визначення кількості сірки в реакційній масі проводили шляхом її переведення в сульфат-іони кип'ятінням з бромистою водою в лужному середовищі:

Відтак іони S0₄^-2 осаджували розчином хлористого барію ВаС1₂, над­лишок якого титрували розчином трілону Б.

Рис. 3.12 - Кінетичні криві роз­чинення сірки в 30% водному розчині NaOH

Із рис. 3.12 видно, що через 3 год. концентрація сірки в розчині сягає 340-480 г/л. Це дає змогу підвищити ефек­тивність використання сірки як тампо-нувального матеріалу порівняно з відо­мим способом, згідно з яким в обвод­нений пласт запомповують сірку, котра розчинена в ацетоні, диметилсульфок-сиді та інших розчинниках, що змішу­ються з пластовою водою. Відзначимо, що розчинність сірки в цих легкозай­мистих речовинах становить лише ча­ стки відсотка.

Розкладання емульсії після закінчення тривалості „життя" призводить до виділення осаду в результаті наступної реакції:

(3.7)

Для отримання максимальної кількості осаду після розкладання емуль­сії при її приготуванні необхідно виконувати наступні умови: а) концентра­ція компонентів А і В у водній фазі стабілізованих емульсій відповідає їх роз­чинності при даній температурі; б) об'ємний вміст водної фази в стабі­лізованих емульсіях становить не менше 55-60%; в) для отримання склад­ної гідрофобної емульсії змішуються еквівалентні кількості стабілізованих емульсій з урахуванням рівняння реакції між компонентами А і В.

Нафтосірчанокислотна суміш. Відомо способи селективної ізоляції водоприпливів з використанням в'язких нафт, нафтосірчанокислотних сумішей (НСКС), важких нафтопродуктів (гудрону, бітуму). До групи матеріалів за методом одного розчину можна віднести і спосіб ізоляції вод із застосуванням НСКС, коли змішування нафти і сірчаної кислоти здій­снюється на вибої [500].

Ізоляція припливу пластових вод нафтосірчанокислотною сумішшю зумовлена зниженням фазової проникності водонасиченого інтервалу для води, а також механічним закупорюванням водопровідних каналів в'яз­ким гудроном і гіпсом.

В'язкий гудрон утворюється під час взаємодії ароматичних важких компонентів нафти з сірчаною кислотою, а внаслідок взаємодії сірчаної кислоти з породою пласта утворюється гіпс, який зміцнює тампону-вальний матеріал та покращує ефект ізоляції. Із нафтонасичених інтерва­лів гудрон вимивається, розчиняючись у пластовій нафті, що зумовлює селективний характер діяння НСКС, але гіпс відкладається і в нафтона-

сиченій зоні, що призводить до необоротного зниження її продуктивності [282, 369].

У результаті окислювальних реакцій утворюється в'язкопластична маса з коефіцієнтом в'язкості в тисячі мПа-с, котра знижує коефіцієнт проникності пористого середовища на 80-100%. Відомостей про критичні градієнти тиску проривань немає, але візуальна оцінка тампонувальної маси дає змогу зробити висновок, що із тріщин вона повинна легко витіснятись. Враховуючи, що реакція окислення нафти завершується в основному через 10-20 хв., значні об'єми цієї суміші в пористе сере­довище запомпувати неможливо без гідророзриву пласта. Звідси, НСКС як самостійний тампонувальний матеріал можна використати для бло­кування окремих інтервалів в різконеоднорідних пористих колекторах лише після уточнення критичного тиску прориву [500].

Бітум. Механізм селективної ізоляції водоприпливів за пластових температур нижчих температури пом'якшення бітуму аналогічний вико­ристанню поліолефінів і зумовлений розчиненням бітуму в нафті. За тем­ператур, які близькі до температури пом'якшення або які перевищують її, водоізолювальний ефект зумовлений високими величинами динамічної і статичної напруг зсуву і в'язкості бітуму у водонасиченому середовищі. Технологія PIP з використанням бітумів полягає в приготуванні суспензії частинок бітуму в рідині-носії (водний розчин ПАР або водонафтова емульсія) і запомповуванні її в пласт. Окислені бітуми рекомендується використовувати в тріщинних колекторах (через осідання твердої фази суспензії на межі поверхні фільтрації). PIP з використанням бітумів є доцільними за температур понад 100°С [369].

Кислий гудрон. Кислий гудрон є аналогом НСКС за механізмом діяння на пласт. Успішність робіт з його використанням - 80%, зниження обводненості продукції на 40-60 %, тривалість ефекту до 8 міс. Але кислий гудрон можна зберігати всього до 3 місяців, він володіє високою корозійною активністю, нетехнологічний під час роботи в зимовий період, потребує спеціального обладнання для транспортування і зберігання [369].

Піни. Найкращим вирішенням проблеми підвищення ефективності експлуатації обводнених свердловин було б таке, за якого зменшення припливу води не викликало б зниження відбору нафти [179]. Достатньо досконалим є фізико-хімічний метод діяння на привибійну зону, який, зни­жуючи або тимчасово припиняючи приплив води, не зменшує нафтопро-никності привибійної зони. Таким селективним методом є запомповування піни в привибійну зону пласта.

Діяння пін, як відомо, основане на отриманні в пористому середовищі чарункової структури, котра володіє структурно-механічними власти-

востями, причому при контактуванні з нафтою піна гаситься і руйнується. Враховуючи термодинамічну нестійкість пін, основна увага приділяється підвищенню їх стійкості [179, 507]. Механізм діяння піни на обводнену частину пласта такий [ 179]. Серед явищ, що проходять у привибійній зоні пласта після запомповування піни, особливе значення має прилипання бульбашок піни до поверхні пор породи. Бульбашки, що прилипли, пере­шкоджають вільному просуванню води в пористому середовищі. За пев­них умов можливе „затискування" бульбашок (тобто проявлення ефекту Жамена), що викличе повне або часткове закупорювання порових кана­лів. Ці ефекти підсилюються в результаті розширення бульбашок повітря за зниження тиску. Гідратованість поверхні породи є несприятливим фактором для прилипання бульбашок піни. Зменшення гідратованості (гідрофобізація поверхні) пористого середовища може бути досягнуто шляхом використання поверхнево-активних речовин. Явище прилипання бульбашок повітря до поверхні пористого середовища пов'язано з руйну­ванням гідратних шарів, що знаходяться між бульбашкою і поверхнею. Прилипання бульбашок може здійснюватися трьома шляхами: а) шляхом безпосереднього зіткнення бульбашок з поверхнею породи; б) під час виділення газів із водного розчину ПАР на поверхні породи з утворенням бульбашок; в) шляхом зливання більшої бульбашки із закріпленою на поверхні породи бульбашкою меншого розміру (коалесцентне прили­пання) [10]. З урахуванням механізму діяння піни на привибійну зону обводнених свердловин стає зрозумілою необхідність попереднього нагнітання в пласт гідрофобізувальної рідини, а потім піни. Попереднє запомповування в пласт гідрофобізувальної рідини послаблює міцність гідратних шарів на твердій поверхні, що сприяє кращому прилипанню бульбашок повітря до породи.

Найбільшого поширення у свій час отримали двофазні піни, утворені шляхом аерування 0, 5-1% водних розчинів ПАР (ДС-РАС або суль-фонол), з додаванням 1-2% розчинів полімерів (КМЦ, ММЦ) для стабі­лізації. З метою підвищення стійкості піни при температурах понад 70°С у роботі [326] рекомендується використовувати як стабілізатор КССБ-4 в кількості 8-10% за об'ємом. У порівнянні з КМЦ стійкість піни зростає в 2-10 разів.

Досліджуються також і трифазні піни із введенням твердої фази, наприклад, глинопорошку. У цьому випадку ефект водоізоляції буде визначатись, на думку авторів, в основному кольматувальним ефектом дисперсних частинок, котрі вводяться.

У випадку приготування піни на водопровідній (прісній) воді як піно-утворювач можна використати нейоногенні (шкопау, ОП-10, терпелтон тощо), і йоногенні ПАР (сульфонол, ДС-РАС, марвелан тощо). Найкращі

результати одержано в разі використання ДС-РАС і калогенно-танідного реагенту (КТР) [179].

Під час проведення дослідів з аніоноактивними ПАР (ДС-РАС) було виявлено, що зі збільшенням мінералізації вод підвищуються стійкість, в'язкість піни, а також кратність піноутворення. ДС-РАС (детергент рафінований алкіларилсульфонат) являє собою аніоноактивну ПАР, яка одержується під час нейтралізації кислого гудрону - продукту суль­фування газоподібним триоксидом сірки S0₃ гасу прямої перегонки (фракції 165-300°С) або легкого газойлю каталітичного крекінгу, які багаті ароматичними вуглеводнями (фракції 200-300°С). Загальна формула ДС-РАС: R-C₆H₄S0₃Na. ДС-РАС добре розчиняється у воді; водні роз­чини мають нейтральну або слабко лужну реакцію. Активна частина (солі сульфокислоти) складає біля 40%. Було встановлено, що на солоній хлоркальцієвій воді густиною 1120-1170 кг/м³ за концентрацій ДС-РАС 1, 5-2, 0% можна одержувати піну, стійкість якої в багато разів перевищує стійкість пін, що приготовані на водних розчинах ДС-РАС (без електро­літів) [179].

Калогено-танідний реагент (КТР) являє собою водорозчинну йоно-генну ПАР. КТР складається, в основному, з молекул танідів, гідро-лізованих у тій чи іншій мірі, та поліпептидних ланцюжків різної довжини. Одержується КТР з відходів шкіряної сировини. Найстійкіша піна одер­жується в разі збільшення додатку технічної солі до води. Збільшення стійкості піни майже в два рази можна пояснити включенням у бульбашки піни твердих частинок, що містяться в неочищеній технічній солі. Розчин ПАР змочує тверді частинки, утворюючи навколо них захисну оболонку зо­рієнтованого адсорбційного шару. Великі частинки під розклинювальною дією ПАР розпадаються на менші і знову оточуються орієнтированим шаром молекул ПАР. Недоліком КТР є його низька піноутворювальна здатність. Кратність КТР у 2-4 рази нижча, ніж кратність ДС-РАС [179].

Результати досліджень показують, що зі збільшенням вмісту твердої фази в піноутворювальній рідині і з ростом мінералізації води стійкість піни різко підвищується [179]. Для приготування пін на прісній воді найефективнішими стабілізаторами поряд з піноутворювачем ДС-РАС є технічний желатин, кістковий клей і КМЦ [179]. Присутність технічного желатину або кісткового клею в солоному розчині ДС-РАС призводить до зниження стійкості піни. У цьому випадку найефективнішим стабі­лізатором піни є КМЦ. Додавання КМЦ до водних розчинів нейоногенних і катіоноактивних ПАР також призводить до підвищення стійкості піни.

Під час течії піни в пористому середовищі виявляється початковий градієнт зсуву і тиксотропія. Піни володіють і пружними властивостями та являють собою в цілому пружно-пластично-в'язку систему. Ці власти-

вості і визначають специфічні функції пін у пористому середовищі - вони сприймають змінний тиск у пласті в деякому інтервалі амплітуди без різкої зміни водоізолювальних властивостей [179].

Додавання до розчину піноутворювача 0, 5% КМЦ (стабілізатор) призводить до підвищення в'язкості піни в 3-5 разів.

Стійкість і в'язкість піни різко збільшуються, якщо утворюється три­фазна піна, особливо у воді з підвищеною густиною.

Присутність піни у водонасичених пористих середовищах призводить до зниження їх фазової проникності для води порівняно з фільтрацією звичайної двофазної системи. У нафтонасиченому пористому середовищі піна частково руйнується вже в процесі руху, а з часом руйнується пов­ністю. Тобто піна володіє селективними властивостями, так як у нафто-насиченій частині пласта вона руйнується, а у водонасиченій - створює на деякий час опір переміщенню пластових вод до експлуатаційних свердловин. Під час фільтрації піни проходять два протилежних процеси: коалесценція бульбашок у розширеннях порових каналів і диспергування їх у звуженнях. Тому в менш проникних середовищах піна стійкіша, ніж у високопроникних.

Досліди показали, що стійкість піни в пористому середовищі на два порядки вища, ніж у звичайних умовах у відкритих посудинах. Піна в колонці руйнувалася за 2-3 год., тоді як в пористому середовищі вона зберігалась 3-4 місяці. Це пояснюється тим, що пористе середовище перешкоджає діянню двох основних факторів, що зумовлюють руйну­вання піни, - стіканню рідини (витонченню рідинної плівки) і коалесценції бульбашок, а крім того, дисперсність піни в пористому середовищі значно вища, ніж у звичайних умовах. Вивчення тиксотропії піни в пористому середовищі показало, що протягом більше ніж 5 діб градієнт тиску зростає в спокої майже в два рази [179].

Як встановлено лабораторними дослідженнями, градієнт тиску зсуву двофазної піни в початковий момент витіснення становить 0, 3-0, 4 МПа/м, відтак зменшується, але коефіцієнт водопроникності залишається нижче початкового до 10-50 разів (інтервал коефіцієнта початкової водопро­никності 3-Ю мкм²). Оптимальним вважається ступінь аерації 3-5 (в пластових умовах). З метою підвищення градієнта тиску зсуву піни рекомендується перед піною запомповувати в пористе середовище роз­чини гідрофобізаторів. На даний час відсутні детальні дослідження поведінки піни в пористому середовищі за різних тисків (до 10-20 МПа) і проникностей. Без сумніву, що закупорювальна здатність пін, у першу чергу, залежить від співвідношення розмірів бульбашок піни з поромет-ричною характеристикою середовища. Зазначимо, що зменшення вибій­них тисків до 0, 75 від тиску насичення у свердловинах Ромашкінського

родовища не призводило до зниження коефіцієнтів продуктивності, тобто за газового фактора 40-60 м7м³ (поверхневі умови) течія газованої (аерованої) системи у привибійній зоні при тисках більших гідростатич­ного не збільшувала фільтраційні опори [500].

Метод регулювання просування пластових вод піною застосовується у свердловинах, де приплив води проходить з продуктивної зони пласта (про-пласткова, підошовна). Свердловини, продукція яких обводнюється сто­ронніми водами (верхня, нижня) не можуть бути об'єктами для виконання робіт з регулювання просування води пінами. Вважають, що ступінь обвод-неності продукції свердловин (до 95-98%) не може бути перешкодою для запомповування піни в пласт з метою регулювання просування води [10].

До запомповування піни в пласт для регулювання просування води належить переконатися в чистоті вибою свердловини [179]. Якщо вибій забруднений, треба промити свердловину піною (протягом 3-4 год.), а в разі потреби з попередньою глино-кислотною ванною (8-10% соляної кислоти, 2-5% плавикової кислоти, 1, 5-3% оцтової кислоти, 0, 1% інгібітора КІ-1 або 0, 4% И-1-А); виміряти вибійний і пластовий тиски; організувати індивідуальне вимірювання продукції свердловини; провести дослідження свердловини глибинним дебітоміром і густиноміром. Після запомпову­вання піни в пласт, освоєння свердловини і виходу на технологічний режим роботи необхідно: організувати індивідуальне вимірювання її продукції; виміряти вибійний і пластовий тиски; провести дослідження свердловини глибинним дебітоміром і густиноміром.

Ефективність процесу залежить головним чином від способу утво­рення піни (на поверхні або в пласті), об'єму запомпованої піни, ступеня аерації, стійкості піни.

Піни можуть бути утворені безпосередньо в пласті шляхом послі­довного запомповування розчину ПАР і повітря або можуть бути запом-повані в пласт уже приготованими на поверхні. Утворення піни в пласті -процес, який мало контролюється. Вплив деяких факторів на поведінку в пористому середовищі одержаної таким способом піни можна оцінювати за даними дослідів на штучних кернах або насипних грунтах. Сказане, однак, не означає, що спосіб утворення в пласті піни менш визнаний, ніж спосіб запомповування готової піни.

Запомповувати піну в пласт можна за одним із двох способів [179]: 1) шляхом попереднього утворення на поверхні піни з обов'язковим засто­суванням спеціального аератора; 2) шляхом утворення піни в пласті, тобто запомповуванням у пласт заданого об'єму водного розчину піноут­ворювача і нагнітанням необхідної кількості повітря.

Для регулювання просування пластових вод пінами можна реко­мендувати наступне [179]:

а) за пластового тиску нижче гідростатичного в пласт належить
запомповувати піну, попередньо утворену на поверхні;

б) за пластового тиску, що дорівнює гідростатичному, і коефіцієнта
проникності колектора понад 0, 2 мкм² піну також належить приготувати
на поверхні для запомповування її в пласт;

в) за пластового тиску, що дорівнює гідростатичному, і коефіцієнта
проникності колектора менше 0, 2 мкм² піну належить утворювати безпо­
середньо в пласті шляхом послідовного запомповування водного розчину
ПАР і повітря.

Стосовно до всіх способів утворення піни насосно-компресорні труби повинні бути опущені до середини інтервалу перфорації.

Для запобігання порушення цілості експлуатаційної колони під час за­помповування піни в пласт рекомендується ізолювати кільцевий простір між насосно-компресорними трубами і експлуатаційною колоною пакером.

Об'єм запомповуваної в пласт піни знаходиться в прямій залежності від товщини пласта, дебіту рідини, проценту обводненості продукції свердловини, проникності колектора і величини пластового тиску. Об'єм піни в пластових умовах на 1 м товщини пласта беруть від 3 до 7 м³.

Ступінь аерації в нормальних умовах залежно від пластового тиску рекомендується таким:

Пластовий тиск, МПа 5 10 15 20 і більше

Ступінь аерації в нормальних умовах, м³/м³ 80 120 160 200

Таким чином, багатокомпонентна піна, утворена на основі колоїдних і високомолекулярних аніонних поверхнево-активних речовин з додатками електролітів і аполярного реагенту (масла, нафти), проникаючи у водо­провідні канали під час запомповування піни в привибійну зону пласта, сприяє закріпленню її бульбашок на внутрішній поверхні водопровідних каналів, що призводить до зменшення розмірів пор і, як наслідок, до обмеження припливу води у свердловину [10]. Важливу роль тут відіг­рають і підвищені механічні властивості адсорбційних шарів ПАР при їх колоїдізації. Піну в пласт запомповують при порівняно високих тисках. Після виходу із кінця НКТ вона проникає через перфораційні отвори в пористе середовище за зниження тиску вздовж шляху переміщення. Під час проникання бульбашок повітря із області підвищеного тиску (стовбур свердловини) в область меншого тиску відбувається одночасне прили­пання бульбашок до твердої поверхні та збільшення їх розмірів. У подаль­шому збільшення їх розмірів буде мати місце також після припинення запомповування піни в пласт, а також при створенні депресії тиску для пуску в роботу та експлуатації свердловини. Якщо під час запомпову­вання піни в пласт діаметри бульбашок і діаметри пор (або їх звуження)

знаходились у якомусь співвідношенні, то після зменшення тиску і збіль­шення діаметрів бульбашок різниця діаметрів пор і бульбашок змен­шується. Це сприяє виниканню додаткового опору при русі води до вибою свердловини. Під час проходження через звужені ділянки між зернами породи бульбашки піни змінюють свою форму і розміри, а коли в по­ристому середовищі маємо двофазний потік (вода і бульбашки повітря), виникає ефект Жамена зі зміною радіусів кривини бульбашки і різницею капілярних тисків, то це зумовлює виникання різниці тисків, яку необхідно додатково подолати для проштовхування бульбашок через звуження пор.

До комплексу явищ, які проходять у привибійній зоні під час запом­повування піни в пласт і які створюють ефект закупорювання пористого середовища піною та призводять до зниження водоприпливу, входять: 1) руйнування гідратних шарів на поверхні мінералів гірських порід і частко­ва їх гідрофобізація внаслідок адсорбції ПАР; 2) прилипання бульбашок газу (повітря) до частково гідрофобізованої поверхні і їх защемлення; 3) перекривання бульбашками порових каналів - створення градієнта тиску зсуву після запомповування піни в пласт.

Сумарний ефект підвищення фільтраційних опорів для води при запом-повуванні піни в пористе середовище, який визначає закупорювальні властивості піни, виражається градієнтом тиску зсуву уже під час наступ­ної експлуатації свердловини.

Лабораторними експериментами на насипній незцементованій моделі водонасиченого пористого пласта, не насиченого нафтою, при запом-повуванні піни встановлено: 1) водоповітряна суміш не утворює в по­ристому середовищі градієнта тиску зсуву, здатного істотно підвищити опір рухові води (хоч внаслідок деякого газонасичення фазова проникність для води дещо зменшується); 2) необхідний градієнт тиску зсуву ство­рюється в пористому середовищі тільки піною, яка характеризується структурно-механічними властивостями; 3) при додаванні до піно-утворювального розчину стабілізатора, який володіє підвищеною в'яз­кістю і адгезійною здатністю (наприклад, КМЦ-600), зростає стійкість піни і підвищується градієнт тиску зсуву (в дослідженому інтервалі до 0, 4 МПа/м); 4) з підвищенням концентрації стабілізатора в піні коефіцієнт водопроникності пористого середовища знижується порівняно з таким же до запомповування піни і тим більше, чим вища концентрація стабіліза­тора (в дослідженому інтервалі більше ніж у 30 раз); 5) з підвищення кое­фіцієнта абсолютної проникності керна (в дослідженому інтервалі) гра­дієнт тиску зсуву зростає, а коефіцієнт водопроникності знижується [161].

Піну запомповують таким чином [179]. Після встановлення башмака насосно-компресорних труб посередині інтервалу перфорації у сверд­ловину (за відкритої засувки на затрубному просторі) запомповують піну

в кількості 3-4 об'ємів насосно-компресорних труб (з розрахунку на водний розчин ПАР) для очищення внутрішньої поверхні труб від нафти, відтак пакерують насосно-компресорні труби і приступають до запом-повування піни в пласт. Аерувати водний розчин ПАР можна з допомогою ежекторного змішувача або аератора. Продуктивність компресора і насосного агрегату підбирають таким чином, щоб об'єм піни в пластових умовах був не меншим розрахункового. Практично це забезпечується ро­ботою компресора на повній потужності, а насоса - на першій швидкості. Після закінчення запомповування розрахункового об'єму піни свердлови­ну залишають у спокої на 48 годин. Для запобігання порушення утвореної структури піни і попереднього зрушення бульбашок, котрі затиснуті в пористому середовищі, освоювати свердловину належить за депресій тиску, що не перевищують величини депресії тиску під час експлуатації. Об'єм піни W_n для оброблення одної свердловини за умови радіаль­ного її просування вздовж пласта визначають за формулою [179]:

(3.8)

де г₀ - радіус зони оброблення; h - середня товщина пласта; т - коефі­цієнт пористості.

Розглядаючи об'єм піни як суму об'єму водного розчину ПАР W_B і об'єму повітря W₀, одержуємо

(3.9)

Об'єм повітря (газу) в пластових умовах згідно з законом Бойля-Маріотта виражається рівнянням:

(3.10)

де - об'єм повітря (газу) в нормальних умовах; р₀ - атмосферний тиск; Т₀ - температура на вході в компресор; р - пластовий тиск; Т -температура в пласті.

Виражаючи відношення через ступінь аерації С а і підставляю-

чи в рівняння об'єму піни, одержуємо:

(3.11)

Знаючи продуктивність насосного агрегату q_B, можна підрахувати тривалість запомповування піни:

(3.12)

Продуктивності насосного агрегату q_B і компресорів q_r підбирають таким чином, щоб під час запомповування піни в пласт витримувалось співвідношення:

(3.13)

Рис. 3.13 - Залежність фактора залишкового опору Rзал для води густиною 1180 кг/м3 від концентрації полімерного розчину за коефіцієнта про­никності 1, 2-1, 5 мкм2

Розчин ПАА. На в'язкісних властивостях частково основане також використання водних розчинів негідролізованого поліакриламіду (ПАА) концентрацією 0, 1-1%, після фільтрації яких через пористе середовище коефіцієнт водопроникності може знижуватись в 2-100 раз. Діяння цих розчинів основане на аномалії динамічного коефіцієнта в'язкості при невеликих градієнтах тиску зсуву (до 100-200 с¹), ефекті поліелектро-літного набухання і сорбції полімеру в пористому середовищі. Ефект поліелектролітного набухання полягає в різкому збільшенні динамічного коефіцієнта в'язкості полімерного розчину при його розбавленні слабко-мінералізованою водою (нижче 0, 1-0, 05% концентрації полімеру у воді). Процес сорбції пов'язаний із адсорбцією полімеру на поверхні пор і зменшенні ефективного гідравлічного радіуса порових каналів, а також із механічною кольматацією пор полімерними асоціатами, розміри яких співвимірні з розмірами порових каналів. Слід відзначити, що при роз­винутому процесі кольматації втрачається селективність діяння розчинів ПАА на зменшення коефіцієнта водопроникності за незмінного коефі­цієнта нафто-проникності. Виконані дослід­ження інститутом ВНИИнефть