Нефтегазоводопроявления

Нефтегазоводопроявления и их ликвидация.

Занятие 4

Фенолшлаковая композиция (ФШК)

Представляет собой состав, содержащий фенолспирт, воду, тампонажный шлаковый цемент и наполнитель. В зависимости от типа шлакового цемента и наполнителя (барит, гематит, руда) плотность раствора ФШК может изменяться от 1,7-2,3 гсм³. ФШК вследствие поликонденсации фенолспирта и гидратации шлака превращается в высокопрочную корозионностойкую органоминеральную композицию. Свойства ФШК в зависимости от температуры при давлении 10-80 МПа следующие.

Температура, 0С
Время загустевания, мин	400-600	200-300	90-140	40-70	20-40
Прочность после 10 ч твердения, МПа
на изгиб
на сжатие

Фильтрат ФШК при температуре выше 65⁰С отверждается в монолитную пластмассу, обеспечивая при этом сцепление камня со стенками скважины колонны. Отвердевшая ФШК практически непроницаемая и корозионностойкая.

Смесь на основе резорциноформальдегидной смолы ФР-12 с отвердителем типа формалин или пароформ рекомендуется для изоляции «сухих» поглощающих горизонтов, так как во время затвердевания смолы, а так же качество затвердеваемого материала в значительной мере зависят от степени разбавления ее водой.

По свойствам синтетические смолы и отвердители различных партий могут отличаться друг от друга. Формалин, в частности довольно быстро стареет; уротропин может гидратировать влагу из воздуха и в зависимости от условий хранения изменять свои свойства. Поэтому каждая операция при проведении РИР должна тщательно готовиться. Проводиться в полном объеме лабораторный анализ исходных компонентов и полученной смеси.

Недостатки присущие материалам при использовании органических вяжущих материалов:

- большая зависимость сроков отверждения вяжущего материала от температуры и исходных компонентов и окружающей среды;

- усадка продукта отверждения в минерализованной пластовой воде;

- смолы и формалин являются токсичными жидкостями, что создает определенные трудности при проведении изоляционных работ на скважинах.

Содержание

1. Нефтегазоводопроявления

2. Тампонажные материалы для ликвидации нефтегазоводопроявлений

К технологическим факторам возникновения проявлений относят причины, связанные с нарушением технологии проводки скважины. Сюда включают и ошибки, допущенные при разработке технического проекта на строительства скважины, прогнозирование пластовых давлений в процессе бурения и т.д.

Создание противодавления на пласт с целью предотвращения проявлений обеспечивается выбором плотности бурового раствора. Современная практика бурения предусматривает в основном проводку скважин при превышении забойным давлением пластового при статических условиях.

Недостаточная плотность бурового раствора - основная причина проявления и обусловлена ошибками в техническом проекте и технологических регламентах проводки скважины, неточность прогноза пластовых давлений в процессе бурения, несвоевременностью принятии решения об утяжелении бурового раствора или спуске промежуточной колонны, поступлением в буровой раствор жидкости (газа) с меньшей плотностью, вспениваем бурового раствора, некачественной очисткой бурового раствора от газа, седиментацией твердой фазы бурового раствора и др.

При выполнении отдельных технологических операций (спуск и подъем колонны труб, остановка буровых насосов) возможно уменьшение давления в скважине ниже гидростатического, что может способствовать в определенных условиях поступлению из пласта флюида.

При спуске колонны труб в скважину уменьшение давления ниже гидростатического в скважине наблюдается в начале и в конце операции. В начале спуска уменьшение давления связано с приподъемом колонны труб для снятия ее с пневмоклиньев или элеватора, а в конце – с инерционной компонентой столба бурового раствора.

В процессе остановки буровых насосов возникает импульсное уменьшение давления в скважине в следствие гирдавлического удара, что может привести к поступлению флюида только в особых случаях. Среди других технологических операций наибольшую опасность к возникновению проявлений флюида представляют операции, связанные с уменьшением давления в скважине. Это, в частности, ликвидация прихватов колонны труб с помощью жидкостных ванн и других способов, основанных на уменьшении давления в скважине.

Снижение давления на пласт, обусловлено также уменьшением высоты столба бурового раствора в скважине. Основными причинами снижения уровня раствора в скважине являются: поглощение бурового раствора с падением уровня, недолив скважины при подъеме колоны труб, перетоки между трубами и затрубным пространством или пластами. Для любой причины снижения уровня существует его критическое значение, превышение которого приводит к возникновению проявления.

Одна из возможных технологических причин возникновения проявлений – образование искусственных зон АВПД, которые характерны при разбуривании многопластовых месторождений, где залегают газо-нефтенасыщенные пласты. Образование искусственных зон АВПД связано с негерметичностью цементного камня за промежуточными и эксплуатационными колоннами, а также нарушением обсадных колонн. Некачественно зацементированные скважины и неизолированные аварийные стволы являются каналами для межпластовых перетоков флюидов из нижележащих пластов в вышележащие.