Глава 4. Селективные методы ограничения водопритока (стр. 2 )

В промысловых условиях испытаны различные схемы приготовления гидрогелей. Установлено, что наиболее удобно, в том числе и в зимних условиях смешать все порошкообразные компоненты гидрогеля в заданном соотношении у устья скважины в специальной емкости, затем растворить полученную смесь с помощью эжектора и закачать раствор в скважину через гидродиспергатор. Для повышения эффективности работ целесообразнее осуществлять «докрепление» изолирующего экрана из гидрогеля с помощью концентрированного полимерного геля либо с помощью цементного или нефтецементного раствора.

Реагент «Темпоскрин» представляет собой порошкообразный сшитый полиакриламид, минерализованную воду, водную глинистую систему с содержанием глины 1,0-30,0 % и водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества.

Особенностью «Темпоскрина» и подобных ему систем является предварительная обработка полиакриламида γ-облучением, что приводит к формированию «сетчатого» полимера, характеризующегося регулируемой кинетикой гелеобразования, однородностью и непрерывностью геля, плавно регулируемыми реологическими свойствами [60].

ПГС «Темпоскрин» готовится на скважине путем смешивания однокомпонентного реагента «Темпоскрин» с пресной или минерализованной водой обычным насосным агрегатом типа ЦА-320. Для обработки одной скважины требуется от 0,2 до 1,0 т сухого реагента. Приготовленный состав закачивается в скважину в течение 20-30 час., затем продолжается нагнетание в пласт воды.

Сущность способа состоит в том, что в пласт через нагнетательные скважины закачивают фрагментарный сшитый полиакриламид и сразу за ним в пласт закачивают дисперсную систему (глинистую суспензию). Новизна применения технологии применения ПГС «Темпоскрин» заключается в том, что она представляет собой сочетание двух разных способов формирования гелей: синтеза геля в пласте; предварительного получения геля с последующей закачкой в пласт. Благодаря дисперсной структуре геля «Темпоскрин» состоящего из множества мелких гелевых частиц размером 0,2 – 4 мм, он обладает высокой подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам. Данные свойства сопоставимы с аналогичными показателями для жидкостей. Однако гель не проникает в низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта; поскольку размеры гелевых, к тому же гидрофильных частиц больше размеров пор таких пород. Этим объясняются селективные свойства «Темпоскрина».

Добывающие скважины реагируют через 1,5-2 мес. после закачки реагента. Продолжительность действия реагента составляет 10-17 мес.; 1 т сухого реагента «Темпоскрин» дает возможность получить дополнительно т нефти в зависимости от геологического состава пласта и величины его остаточных запасов.

Данная технология широко применялась на месторождениях Западной Сибири и Урала. В гг. по этой технологии было обработано порядка 100 нагнетательных скважин.

4.5. Волокнисто-дисперсные системы

Заводнение с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС), с целью выравнивание проницаемостной неоднородности коллектора путем увеличения фильтрационного сопротивления промытых водой высокопроницаемых интервалов, основано на использовании двух дисперсных материалов: древесной муки и глинопорошка [61 - 64]. Основным компонентом, обусловливающим проявление эффекта перераспределения сложившихся фильтрационных потоков, является древесная мука, которая представляет собой продукт сухого измельчения (размола) древесины. В зависимости от марки она содержит частицы диаметром от нескольких до сотен микрон. Они имеют высокоразвитую поверхность и пористость образованную за счет пустот межволоконных пространств. На их поверхности расположены тончайшие волокнистые ответвления (фибриллы), которые придают древесной муке способность структурироваться с другими дисперсными частицами за счет сил физического взаимодействия. Вследствие наличия большого объема межволоконных пространств – пустот, энергично впитывающих воду, древесная мука способна к набуханию, в основном внутреннему и развивает значительное давление набухания, проявляя эффект расклинивающего действия, что особенно важно в условиях пористых сред. Благодаря указанным свойствам, древесная мука в поровом пространстве промытых водой зон пласта в контакте с глиной или поверхностью пор породы образует волокнисто-дисперсную структурированную систему, способную существенно увеличить фильтрационное сопротивление высокопроницаемых интервалов коллектора. Древесная мука (ДМ) нагнетается в пласт в виде водной суспензии. Вязкость водных суспензий ДМ (0,1 – 1,0)-процентной концентрации при температуре 20-25 0С составляет от 20 до 60 мПа·с. Значительное возрастание вязкости (более 700 мПа·с) наблюдается при концентрациях более 1,5 %. При этом следует отметить достаточную седиментационную устойчивость суспензии, что позволяет частицам древесной муки проникать глубоко в пласт. ВДС обладает агрегативной устойчивостью в условиях больших скоростей дренирования, способствуя, таким образом, сохранению эффекта в течение продолжительного времени. Она термостабильна, устойчива к действию пластовой микрофлоры.

Воздействие на неоднородный пласт объемом оторочки ВДС (для различных геолого-промысловых условий относительный объем оторочки составляет от 700 до 1200 м3), достаточным для рационального перераспределения фильтрационных потоков с подключением в активное дренирование трудноизвлекаемых запасов нефти, приводит к снижению коэффициента приемистости нагнетательной скважины от 1,5 до 3-4 раз. При этом степень перераспределения дренируемости работающих толщин пласта, оцененная по отношению снижения приемистости высокопроницаемых прослоев к увеличению приемистости низкопроницаемых интервалов, определенных по данным промысловых геофизических исследований, составляет от 2,05 до 5,4. Снижение фильтрации закачиваемой воды в высокопроницаемых зонах и увеличение степени дренирования низкопроницаемых интервалов пласта приводит к уменьшению обводненности добываемой продукции максимум на 10 %, в среднем на 1-3 %, и к увеличению среднесуточного дебита скважин, охваченных воздействием ВДС.

Анализ эффективности обработок показал, что средний удельный технологический эффект от воздействия ВДС составил 4,8 тыс. т дополнительной нефти на одну обработку. Он проявляется через 1-2 мес. после закачки и продолжается до 40 мес. при успешности обработок более 90 %.

Помимо изменения направления фильтрационных потоков, на основе применения этой технологи можно решать еще и задачу ограничения притока закачиваемых вод в добывающие скважины. На основе ВДС разработана технология, базирующаяся на создании протяженного водоизолирующего экрана из ВДС с последующим его закреплением полимерной дисперсно-наполненной системой (ПДНС) на основе полиакриламида, хромового сшивателя и наполнителя – древесной муки и воды. В полимерной дисперсно-наполненной системе древесная мука, выполняя функции активного наполнителя, вступает в межмолекулярное взаимодействие с полимером за счет образуемых водородных связей и электрофизических сил. Вследствие того, что время набухания древесной муки в воде меньше или сопоставимо с временем гелеобразования, полученная пространственно-сшитая сетка из макромолекул полиакриламида лишена внутренних перенапряжений в своей структуре и обладает повышенными структурно-механическими свойствами.

Технология применялась с 1995 по 1996 г. на 30 добывающих скважинах. Средняя удельная технологическая эффективность составила 730 т дополнительно добытой нефти на одну скважино-обработку при продолжительности эффекта более 8 мес. и успешности обработок 87,5 % [61, 64].

4.6. Ограничение водопритока с применением

резиновой крошки

Еще одной дисперсной системой для ограничения водопритока является состав на основе резиновой крошки [65 - 69]. Подобные составы предназначены для блокирования крупных промытых зон пласта, перераспределения фильтрационных потоков и увеличения зоны охвата пласта заводнением. Преимуществом является дешевизна исходных реагентов, являющихся отходами резинотехнической и нефтеперерабатывающей промышленности. Составы применимы в довольно широких температурных границах и окружающей среды и пласта, а также в различных геологических условиях. Кроме того, одновременно при этом происходит утилизация отходов и тем самым решение экологических проблем.

Один из вариантов [65, 66] предусматривает получение резиновой крошки размером 2-15 мм из отходов резины марки 308, 346, 350 и т. п. Перед применением ее смешивают с моторными отработанными маслами, например маслами моторными отработанными (ММО), маслами индустриальными отработанными (МИО) или смесью нефтепродуктов отработанных (СНО), регламентированные ГОСТом и нефтью. Выдерживание и перемешивание данной смеси в течение 1-1,5 суток приводит к некоторому набуханию резиновой крошки и приобретению ей эластичных свойств. Перед закачиванием в пласт смесь интенсивно перемешивается и затем нагнетается в нагнетательную скважину. Состав продавливается в пласт водой и изолирует крупные каналы водопритока. В порах пласта происходит дополнительное набухание резиновой крошки до максимума и вокруг обводненной зоны образуется упругое кольцо.

Введение ММО в состав композиции обеспечивает повышение тампонирующих показателей нефтяного состава, при этом оптимальным количеством вводимого отработанного масла является 0,5 – 20 масс. %. Увеличение содержания ММО в указанных пределах приводит к улучшению гидрофобных свойств тампонирующего состава и повышение удерживающей способности резиновой крошки в крупных (от 1 до 30 мм) порах разломов и мелких порах (менее 1 мм) породы. Оптимальным содержанием резиновой крошки следует считать 1,5-3,5 масс. %. При меньшем количестве крошки, чем 1,5 масс. %, состав не обладает высокими тампонирующими свойствами. При большем чем 3,5 масс. % резины увеличивается вязкость композиции, ускоряется процесс седиментации частиц, что усложняет технологический процесс.

Эффект проявляется через 3-4 недели увеличением дебита добывающих скважин и снижением обводненности продукции. Данная технология успешно применяется на месторождениях Самарской области. Применением данного состава удавалось снизить обводненность продукции с 80 % до 30-50 %.

Другие подходы предусматривают закачку суспензии резиновой крошки совместно с серной кислотой, полимерными растворами, жидким стеклом, водной суспензией серного шлама и т. п. [67 - 69].

4.7. Отверждающиеся химические реагенты

Применение селективных водоизолирующих составов на основе полиуретановых полимеров наиболее эффективно для борьбы с заколонными перетоками жидкости. Первые предложения по использованию полиуретанов для изоляции водоносных пластов с температурой 90-1500С изложены в патентах США [70]. В нашей стране возможность использования полиуретанов в нефтедобыче впервые изучена в КазНИПИнефти, во ВНИИ и Институте Океанологии АН СССР совместно с ПО Азнефть. Определены возможности изоляции водопритоков в скважинах, накоплен опыт их практического применения при ремонтно-изоляционных работах [35].

Многие работы наших исследователей посвящены изучению водоизолирующих свойств уретанового формополимера УФП-50, представляющего собой 50 процентный ацетоновый раствор сополимера толуилендиизоцианата с полиоксипропиленгликолем и содержащего 5-6 % концевых изоцианатных групп. Реагент обладает высокой чувствительностью к воде, при контакте с которой он отверждается менее чем через час и превращается в плотную каучукообразную массу. При смешении с нефтью, содержащей небольшое количество воды, реагент приобретает вязкоупругие свойства через 1 сутки, с переходом в каучукообразную массу через 5 суток. Первые опытно-промышленные испытания технологии изоляции водопритоков композицией полиуретанового полимера проведены в гг. на месторождении Узень ПО Мангышлакнефть и в НГДУ Лениннефть ПО Азнефть.

Фактором, ограничивающим широкое применение полиуретанов, является температура: уретановые смолы могут применяться для обработке пласта с температурой 90-1500С. Высокая скорость конденсации полиуретанов в присутствии воды препятствуют закачке больших объемов реагента в пласт и созданию водоизолирующего экрана необходимого размера.

С целью замедления сроков отверждения и расширения температурного диапазона применения (ниже 900С) реагентов предлагается использовать композицию на основе полиуретанового клея КИП-Д и зеленого масла. Основным компонентом клея является формополимер на основе сложного полиэфира и дифенилметандиизоцианата. Введение зеленого масла в композицию замедляет сроки ее отверждения в 2-3 раза, что позволяет закачивать необходимые объемы водоизолирующего реагента в пласт.

В нефтепромысловой практике применяются множество других отверждающихся реагентов: синтетические смолы - фенолоформальдегидные (ТСД-9, ТС-10, БР-1, БР-12, СФ-282, ФР-50А, ФРЭС, СФК-3, ГТМ-3, СФМ-3012), мочевиноформальдегидные (МФ-17, крепитель «М»), ацетоноформальдегидные (АЦФ-3), конденсированные амины (толуилендиаминовая смола ТДА); эпоксидные полимеры - (ТЭГ-1, АРЭФС); мономеры - (акриламид, стирол) [9, 10, 35, 51]. Однако большинство из них образует нерастворимый экран вне зависимости от насыщения среды флюидом, что требует применения дополнительной перфорации, и поэтому нельзя их считать селективными материалами. Существует селективный метод изоляции, основанный на преимущественной фильтрации водорастворимых смол типа ТСД-9 в обводненные зоны с низким фильтрационным сопротивлением, однако большее распространение получили методы изоляции с применением пакера, что позволяет избежать попадания реагента в нефтенасыщеную часть пласта.

4.8. Нефтекислотные системы

В методе ограничения притока воды в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты, используются три принципа образования водоизолирующей массы [19]:

1) взаимодействуя с карбонатными составляющими пород и солями пластовых вод, серная кислота образует осадок – малорастворимый гипс;

2) в присутствии серной кислоты происходит полимеризация и поликонденсация асфальтенов и смол, содержащихся в нефти с образованием кислого гудрона;

3) при высоких температурах под каталитическим действием серной кислоты кислый гудрон превращается в отвержденную массу.

Из-за превалирования процесса осадкообразования при взаимодействии с компонентами продуктивного пласта серную кислоту можно отнести к осадкообразующим реагентам.

В процессе закачки серной кислоты, по мере продвижения ее по пласту, происходит искусственное обогащение пласта сульфат-ионами. Введение в пласты, насыщенные жесткими водами хлоркальциевого типа, сульфат-ионов приводит к выпадению гипса и кольматации заводненных каналов. Гипс образуется также при взаимодействии серной кислоты с карбонатными составляющими нефтенасыщенной породы.

Помимо этого, закачка концентрированной серной кислоты в пласт приводит к окислению и конденсации наиболее высокомолекулярной части нефти с переходом в кислый гудрон, формирование которого происходит сравнительно интенсивно (в течение 6-12 мин.). Количество образующегося кислого гудрона зависит от соотношения нефти и серной кислоты и повышается с увеличением содержания асфальто-смолистых веществ в нефти. Свежий гудрон, содержащий до 16-19 % силикагелевых смол и 5-7 % асфальтенов, представляет собой подвижную массу с вязкостью 60 мПа·с, которая увеличивается в результате окисления, конденсации и структурирования. Через 1 –1,5 час. он превращается в нетекучую массу с вязкостью·103 мПа·с. Наполнение его продуктами реакции кислоты с карбонатными составляющими пород в пластовых условиях увеличивает объем образующейся массы и создает дополнительный эффект изоляции.

В работах [19, 35, 51] описаны три технологические схемы получения и закачки нефтесернокислотной смеси в обводненный коллектор:

1. Кислый гудрон получается непосредственно в обводненной скважине путем одновременно-раздельной закачки серной кислоты по насосно-компрессорным трубам и нефти по кольцевому межтрубному пространству;

2. Заранее приготовленный на устье НСКС с известными параметрами закачивается через НКТ в обводненный пласт, а нефть по кольцевому межтрубному пространству закачивается для сохранения проницаемости верхней части пласта;

3. Процесс происходит аналогично схеме 2, но с последующим докреплением интервалов перфорации цементом или отверждающимися смолами типа ТСД-9 с формалином.

Постоянной подачей нефти по кольцевому пространству при закачивании кислоты решаются две задачи: 1) восполнение недостающей для образования кислого гудрона нефти; 2) сохранение проницаемости пласта для нефти в результате постоянного поступления ее в верхние перфорированные отверстия, а кислоты в нижние, вследствие ее более высокой плотности.

Внедрение технологии с закачкой НСКС проводилось на месторождениях Татарстана. После обработки дебит скважин увеличивался в 5-7 раз, обводненность снижалась в 5 раз, эффект продолжался до 20 мес., однако не все обработки были успешными. Необходимо отметить, что технология НСКС наиболее подходит для отсечения конусной воды.

Для ограничения водопритоков применялся и другой вариант композиции с серной кислотой: смолисто-масляные вещества – 6-10 масс. %, сульфокислота – 9 – 11 масс. %, серная кислота – 80 – 85 масс. %.

Аналогом НСКС по механизму воздействия на пласт является кислый гудрон [35]. Действие водных растворов кислого гудрона, являющегося отходом нефтеперерабатывающих предприятий и содержащих 30 – 45 % свободной серной кислоты, основано на эффекте гидрофобизации и образования осадка гипса при смешении с минерализованной водой. Опытно-промышленные испытания метода селективной изоляции водопритоков с применением кислого гудрона показали довольно высокую его эффективность: успешность работ – 80 %, восстановленная добыча нефти – 660 т на каждую скважино-операцию, снижение обводненности продукции на 40 – 60 %. Однако данный метод имеет недостатки, ограничивающие его широкое применение: малый срок хранения реагента (менее 3 мес.), высокая коррозионная активность, требующая применения специального оборудования для его транспортировки и хранения, нетехнологичность при работе в зимнее время.

На основе пирановой фракции - отхода производства, вырабатываемого в АО «Нижнекамснефтехим», разработана технология ограничения водопритока (НПСКС). Добавление в нефть пирановой фракции, содержащей соединения с сопряженными двойными связями сопровождается полимеризацией продуктов взаимодействия нефти с алкилированной серной кислотой. При этом вязкость полученной тампонирующей массы увеличивается в 6-10 раз по сравнению с нефтесернокислотной смесью (НСКС), улучшается термостабильность и работоспособность полимерной массы в диапазоне температур 20-80 0С, уменьшается объем используемой смеси в 2-3 раза.

Технология внедрена на 120 скважинах с успешностью 73 % на терригенных и 71 % в карбонатных коллекторах.

4.9. Обратные эмульсии

Технология повышения нефтеотдачи пласта с применением эмульсионных композиций заключается в закачке через нагнетательные скважины эмульсионного состава на основе эмульгатора с целью создания в пласте оторочки. Инвертные эмульсии, стабилизированные нефтенолом НЗ и включающие пластовую воду, стабильный бензин и хлористый кальций, в качестве дисперсной фазы содержит воду, в качестве дисперсионной среды – углеводородный раствор Нефтенола НЗ [71 - 74]. Поскольку внешней фазой таких эмульсий является углеводород, то эти эмульсии легко солюбилизируют остаточную нефть, создавая на фронте вытеснения зону с повышенным содержанием нефти, и перемещают ее к добывающим скважинам. Помимо этого, частично закупоривая наиболее проницаемые прослои, они перераспределяют потоки нагнетаемой воды в прослои низкой проницаемости, вовлекая или повышая долю их участия в разработке. Кроме того, некоторые компоненты эмульсионного состава, адсорбируясь на поверхности породы, гидрофобизируют ее, что снижает фазовую проницаемость воды в обводненых зонах коллектора, способствуя перераспределению нагнетаемого потока воды и соответственно ограничивая приток воды в добывающие скважины.

Кроме Нефтенола для создания обратных эмульсий используются и другие реагенты, например углеводородные растворители и ПАВ с использованием реагента СНПХ-9630. Метод основан на блокировании высокопроницаемых промытых зон пласта эмульсиями обратного типа, образующимися при контакте реагента с водами, обводняющими скважину. Успешность метода 60 %, эффективность 20 т/т закачанного реагента, снижение обводненности в среднем на 30-50 %.

На месторождениях Волгоградской области проводилось блокирование высокопроницаемых прослоев обратной водонефтяной эмульсией следующего состава: 38 % нефти, 2 % эмульгатора (эмультал – ТУ 9), остальное вода.

Для предотвращения обратного выноса, закрепление проводили - либо гелеобразующим раствором полиакриламида, либо составом: 38 % нефти, 2 % эмульгатора, 0,5 % соляной кислоты 12 %-ой концентрации, 30 % мочевиноформальдегидной смолы марки КФ-КВ (ТУ 6–05–211–1375–84), затвердевающей в кислой среде за 2-4 ч. и остальное - вода.

По 4 скважинам отмечено увеличение содержания нефти в продукции в 3-4 раза. Эффект проявлялся через 1-2 мес. эксплуатации.

Определенным развитием подхода явилась технология селективного ограничения водопритока в добывающие скважины путем формирования инвертной эмульсии на основе Полисила-ДФ [75]. Дифильный модифицированный кремнезем обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ. Путем применения данного эмульгатора в системе нефть-вода создается водонефтяная эмульсия с регулируемой вязкостью. Попадая в промытые высокопроницаемые зоны пласта инвертная эмульсия смешивается с водой и структурируясь, приобретает консистенцию вазелина, снижая фазовую проницаемость для воды. Селективность действия обеспечивается вследствие разжижения эмульсии при контакте с нефтью. Выбираемое соотношение «вода:нефть» для приготовления эмульсии определяется вязкостью нефти и колеблется в пределах 2:1 – 3:1. Массовая концентрация Полисила-ДФ 0,5 – 1,2 %. Объем закачиваемой эмульсии определяется состоянием скважины (дебитом по жидкости, обводненностью, толщиной пласта и др.) и изменяется в пределах от 5 до 36 м3. Авторы указывают на продолжительность действия эффекта обработки не менее 1 года и оценивают экономический эффект на скважино-операцию в 21 тыс. долларов.

4.10. Кремнийорганические соединения

Для изоляции притока пластовых вод применяют селективные материалы на основе кремнийорганических соединений (КОС) [10, 34, 38,]. В технологиях увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока используется целый ряд кремнийорганических реагентов: эфиры ортокремниевой кислоты (АКОР, продукт 119-126, 119-296Т), олигоорганоэтокси(хлор)силоксаны (продукт 119-204), гликолевые эфиры кремнийорганических соединений (ВТС-1, ВТС-2), полиэтилгидридсилоксан (продукт 136-41), металлоорганосилоксаны и др., а также их комбинации с ПАА, карбоксиметилцеллюлозой, соляной кислотой, хроматами калия и натрия, ПАВ. Кремнийорганические соединения способны образовывать в пластовых условиях закупоривающий водонасыщенную по­роду полиорганосилоксановый полимер, обладающий высокими адгезионными характеристиками к породе, гидрофобной активностью, высокими селективными свойствами.

Первые патенты по применению кремнийорганических соединений для изоляции водопритока появились за рубежом в сороковые годы. В качестве кремнийорганических соединений предлагалось использовать хлорсиланы. В нашей стране первые опытно промышленные работы по изоляции пластовых вод полифункциональными соединениями были выполнены в 1972 г. на скважинах Анастасьевско-Троицкого месторождения [38, 76, 78]. Скважины IV горизонта обрабатывали фенилтрихлорсиланом и его раствором в дизтопливе, после чего, почти во всех скважинах, дебит вырос в 1,5-3 раза, а обводненность продукции снизилась с 20-85 до 1-2 %. Эффект обработки сохранялся 2-15 месяцев, но на 65 % скважин эффект продолжался не более 6 месяцев. Применение хлорсиланов для изоляции водопритока не нашло применения по причине высокой токсичности, коррозионной активности и пожароопасности вследствие наличия до 50 % легкогидролизующегося хлора; невозможности обработки породы с высокой карбонатной составляющей; неуправляемости процессов гидролиза хлорсиланов в пласте, что приводит к образованию большого количества рыхлого непрочного вещества с низкими кольматирующими свойствами.

В г. Кубанским госуниверситетом было предложено несколько кремнийорганических тампонажных составов на основе смеси дихлорполидиорганополисилоксана и органотрихлорсилана, смеси α, ω-дигидрооксиполидиорганосилоксана и органотриацетоксисилана, сложной смеси олигоорганоалкоксихлорсилоксанов и хлорсиланов, олигоорганоалкокси(хлор)бор-силоксана и хлорсилана [76, 78, 79, 81]. При контакте с водой эти соединения вступали в реакцию гидролитической поликонденсации, образуя высокомолекулярный резиноподобный органосилоксановый полимер типа эластомера.

Эти тампонажные составы по сравнению с хлорсиланами были менее токсичны и коррозионно-активны. Однако их водоизолирующая способность была ниже, чем у хлорсиланов при большей стоимости компонентов тампонажных составов. С целью повышения эффективности процесса изоляции Кубанским госуниверситетом было предложено вначале закачивать реагент, связывающий воду, затем легкогидролизующееся кремнийорганическое соединение. Тампонажные составы на основе олигоорганоэтоксихлорсилоксанов с вязкостью 12-70 с по ВЗ-4 и содержанием хлора 3,5-4 % были испытаны на скважинах месторождения Самгори-Патардзеули. По двум скважинам был достигнут эффект уменьшения обводненности продукции в 2 раза.

Параллельно с Кубанским госуниверситетом над модификацией хлорсиланов работали специалисты ГНИИХТЭОС и СибНИИНП. Ими было предложено несколько составов, по составу мало чем отличающихся от составов Кубанского госуниверситета, с внедрением производства на Данковском химзаводе. Опытное применение этих составов началось в 1979 г. и успешность их составила 60-75 %.

Продукт 119-204 был разработан учеными СибНИИНП совместно с ГНИИХТЭОС и выпускается Данковским химзаводом по ТУ 4 [35, 76, 79,]

Первичные лабораторные исследования показали, что он преимущественно фильтруется в нефтенасыщенный керн. Поэтому для предотвращения этого, предварительно в пласт необходимо закачивать полярный органический растворитель (ацетон или ацетоновый раствор гликоля) [80]. Благодаря этому реагент фильтруется преимущественно в водонасыщенную часть пласта и предотвращается преждевременное образование геля.

Продукт 119-204 применяется для изоляции водопритоков на месторождениях Западной Сибири.

Другой подход был реализован при разработке составов АКОР. Высокая дифильность составов АКОР придает им селективность, что было подтверждено при испытании составов на модельных пластах [35, 77 – 79, 85].

Состав АКОР - тампонажный материал, предназначенный для ограничения прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположенных к продуктивной зоне водонасыщенных пластов, ликвидации заколонной циркуляции. Он был разработан во ВНИИКРнефть и широко применяется при водоизоляционных работах с 1986 г. до сегодняшнего времени. Эти составы претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров (АКОР-1, 2), до водонаполненных композиций, много - и однокомпонентных (АКОР-4, АКОР-5, АКОР-Б100, АКОР-БН). Наиболее полно механизм тампонирования на основе эфиров ортокремниевой кислоты описан в работах [78, 79].

АКОР – 1 представляет собой смесь этилового (Si(OC2H5)4) или бутилового (Si(OC2H9)4) эфира кремниевой кислоты с кристаллогидратами металлов и добавлением ацетона (табл. 4.4). Назначение состава АКОР-1 с использованием ацетона – ограничение водопритока в скважинах с пластовыми температурами до 1500С.

Таблица 4.4

Содержание компонентов в АКОР-1 и его свойства

Температурный интервал, 0С	Содержание компонентов на 100 мас. ч. кремнийорганического эфира, %	Плотность при 250С, кг/м3	Динами- ческая вязкость при 250С, мПа·с	Условная вязкость при 250С, с
КХЖ	ацетон
100-150 60-100 30-60 0-30 -15-0	10-15 15-20 20-40 40-50 50-100	45-50 30-45 20-30 15-20 10-15	970-980	2-5 2-4 3-4 5-8 10-20	11-12 11-12 11-12 12-14 13-16

Этиловый эфир ортокремниевой кислоты (тетраэтоксисилан) – прозрачная бесцветная жидкость со слабым эфирным запахом. Гидролизуется водой в присутствии каталитических количеств кислот и щелочей. Полностью растворяется в этиловом спирте; хорошо растворяется в бензоле, толуоле, ксилоле и других органических растворителях [86, 87].

За счет введения кристаллогидратов материал приобретает способность растворяться в воде и способствует протеканию процессов гидролиза эфира с образованием силанольных групп. Примером кристаллогидратов служат соединения, представленные в табл. 4.5. На практике разработчики состава рекомендуют использовать кристаллогидраты хлорного железа (КХЖ). Соединения с силанольными группами, за счет дифильности, сообщают системе способность растворяться в воде.

Таблица 4.5

Кристаллогидраты, применяемые в составах АКОР

Наименование соединения	Формула
Натрий уксуснокислый Магний хлористый Олово двухлористое Хром азотнокислый Марганец хлористый Железо треххлористое Никель азотнокислый	СH3COONa·3H2O MgCl2·6H2O SnCl2·2H2O Cr(NO3)3·9H2O MnCl2·4H2O FeCl3·6H2O Ni(NO3)2·6H2O

Кристаллогидраты и полярный растворитель (в случае АКОР-1 – ацетон) позволяет регулировать время отверждения системы.

АКОР-2 – тампонажный состав, содержащий 10-20 % раствор КХЖ в кремнийорганическом эфире. Он предназначен для работы в скважинах с пластовой температурой 30-1200С. Свойства состава приведены в табл. 4.6.

Таблица 4.6

Свойства состава АКОР-2

Состав, %	Плотность при 250С, кг/м3	Динамическая вязкость при 250С, мПа·с	Условная вязкость при 250С, с
Кремний- органический эфир	КХЖ
90 85 80	10 15 20		5-7 20-30 50-75	12-15 15-17 17-25

Составы АКОР-1 и 2 способны образовывать однородные системы с водой, отверждающиеся во всем объеме. Повышение температуры ускоряет процесс образования однородной системы, однако с увеличением содержания воды этот период удлиняется. При использовании мономерных форм кремнийорганических эфиров процесс образования однородной системы становится более длительным по сравнению с олигомерными.

АКОР Б-100 и АКОР Б-300 предназначены для ограничения водопритоков в скважинах с пластовыми температурами до 120 и 3000С соответственно.