Для глушіння використовують рідини на водній і вуглеводневій основах. До рідин на водній основі відносяться прісна (технічна) і пластова вода, стічні води, розчини мінеральних солей, розчини полімерів, системи з конденсованою твердою фазою (гідрогелі), піни, прямі емульсії (типу Н/В), глинисті розчини (нормальної густини й обважнені). Рідини глушіння на вуглеводневій основі охоплюють товарну або загущену нафту, вапняно-бітумні розчини, обернені емульсії (типу В/Н з вмістом водної фази до 70%).

2.3.3.1 Водні рідини глушіння без твердої фази

Технічна вода. Для глушіння свердловин на родовищах з пластовим тиском, близьким до гідростатичного, звичайно, як рідину глушіння без твердої фази використовують прісну технічну воду (густина до 1040 кг/м³), оброблену ПАР; пластову воду (густина 1180–1230 кг/м³), яку видобувають із продуктивних і обводнених свердловин родовищ, що розробляються; стічні води (суміш пластових і прісних вод густиною 1080-1120 кг/м³), які отримуються в результаті промислової підготовки пластової продукції видобувних свердловин; водні розчини хлористого натрію (густина до 1160 кг/м³) або кальцію (густина до 1382 кг/м³), а також морську воду (табл. 2.6). Однак великим недоліком їх є висока чутливість глин колектора до набрякання в цих рідинах.

Таблиця 2.6 – Водні рідини глушіння без твердої фази

Рідина	Джерело або спосіб отримання	Густина, 103 кг/м3	Фізико-хімічна характеристика
Технічна пріс-на вода Стічна вода       Високомінера-лізована плас-това вода Штучний розчин різних солей           Гідрофобний емульсійний розчин ГЕР (ін-вертно-емуль-сійний розчин) Вуглеводнева важка рідина (ВВР)             Обважнена робоча рідина     Морська вода	Промисловий водовід (дже-рело) технічної води Промислове устатковання під-готовки нафти і води     Водовиливаючі свердловини     Промислове устатковання під-готовки рідини глушіння. Ус-татковання бувають різного ступеня централізації і індуст-ріалізації в залежності від по-трібної продуктивності, необ-хідних властивостей рідини глушіння та інших факторів Промислове устатковання під-готовки ГЕР       Продукт, який отримується при виробництві трихлоретану на стадії реактифікації             Устатковання з підготовки бу-рових розчинів     –	0,99-1,04   1,05-1,12       1,12-1,22     1,05-1,23 1,23-1,45             0,95-1,7         1,55-1,65                 1,3-1,7       1,1-1,2	Гомогенна рідина   Гомогенна рідина з залиш-ковим вмістом розчинених хімічних реагентів (деемульгаторів, інгібіторів) Гомогенна рідина з високим вмістом розчинених солей   Гомогенна рідина з високим вмістом розчинених солей             Емульсія типу “вода в нафті” з додаванням ПАР для стабі-лізації і за необхідності з обважнювачем   Гомогенна багатокомпонент-на рідина. Хлорорганічний склад ВВР негативно відоб-ражається на процесах під-готовки і переробки нафти. Це накладає жорсткі вимоги щодо технології освоєння свердловини після ремонту. Застосовується обмежено Суспензія з глинистими час-тинками і частинками обваж-нювача як диспергованої фази Гомогенна рідина з вмістом розчинених солей

 

Введення в рідину глушіння на водній основі 0,05-0,3% нейоногенної поверхнево-активної речовини (типу ОП-10, превоцел, неонол та інших) сприяє деякому покращанню стабілізуючої здатності і підвищенню поверхневої активності рідини глушіння, що позитивно впливає на колекторські властивості продуктивних порід. Так, аналіз даних по родовищах Пермі (Російська Федерація) показує, що коефіцієнт продуктивності свердловин, заглушених прісною водою, знижується в 2-5 разів, а початкові їх значини можуть відновитися тільки через 3-5 місяців безперервної роботи. Після глушіння свердловин на родовищах Татарстану пластовою (аналогічно стічною) водою їх дебіт за рідиною на 10-20% менший початкового, тривалість освоєння біля 3 діб, а вихід на початковий режим роботи перед ремонтом відбувається через 30-45 діб. Через наявність глин у колекторах застосування морської води також призводить до зниження дебітів свердловин після їх глушіння у 2 рази і більше. Зниження дебітів свердловин при застосуванні води (без ПАР чи оброблених ПАР) пояснюється недостатньою мінералізацією використовуваних рідин глушіння, тому що в системі мінералізована вода-ПАР основний вплив на зміну об'єму каолініто-гідрослюдистих і бентонітових глин внаслідок їх набрякання виявляє мінералізація.

Водні розчини мінеральних солей. У групі рідин глушіння на водній основі провідна роль належить водним розчинам мінеральних солей, які не містять твердої фази.

У різних нафтовидобувних регіонах випробувано велику кількість водорозчинних солей як базових реагентів для створення рідин глушіння: хлористий натрій (NaCl), хлористий кальцій (CaCl₂), хлористий цинк (ZnCl₂), двозаміщений фосфорнокислий натрій (NaH₂PO₄), двозаміщений фосфорнокислий калій (K₂HPO₄·3H₂O), тризаміщений фосфорний калій (K₃PO₄·7H₂O). Крім вказаних використовують бромід натрію (NaBr), карбонат калію (K₂CO₃), нітрит натрію (NaNO₃), хлорид олова (SnCl₂) і інші. Всі ці реагенти використовують для регулювання основного параметра рідини глушіння – густини.

У робочі рідини можуть додаватися допоміжні реагенти – загущувачі для регулювання в’язкості і здатності проникати в ПЗП. Як загущувачі використовують сульфіт-спиртову барду (ССБ), сульфіт-дріжжову бражку (СДБ), поліакриламід (ПАА) та інші.

Використання сольових розчинів зумовлюється їх інгібіювальним діянням та відсутністю твердої фази. При достатньому співвідношенні в рідині між іонами Na⁺ та Са²⁺ або Mg²⁺ обмінний комплекс глинистих мінералів, які містяться в породі-колекторі, набуває полівалентної форми, що запобігає їх подальше набрякання навіть у дистильованій воді. Так, хлоркалієвий розчин забезпечує коефіцієнт відновлення проникності 99 %.

Із комплексу причин, які викликають погіршення проникності продуктивного пласта внаслідок діяння на нього рідин глушіння, у випадку використання таких розсолів часто виключається необоротна, некерована кольматація пор твердими частинками. Особлива увага надається ступеню чистоти сольових розчинів, оскільки експериментальні дослідження показали, що використання забруднених рідин може більш ніж на 80% знизити коефіцієнт проникності пласта. Відсутність необхідної чистоти розсолів робить їх більш шкідливими для продуктивного пласта, ніж глинисті розчини на водній основі. Розроблені за границею системи очищення розсолів дають змогу видалити всі тверді частинки розміром вище 2 мкм.

У випадку використання мінеральних солей можна досягнути таких максимальних значин густин (в кг/м³) їх водних розчинів (розсолів):

Хлорид амонію NH4Cl	1070
Хлорид калію KCl	1170
Хлорид натрію NaCl	1200
Хлорид магнію MgCl2	1300
Бромид калію KBr	1370
Хлорид кальцію CaCl2	1400
Бромид натрію NaBr	1510
Карбонат калію (поташ) K2CO3	1550
Бромид кальцію CaBr2	1820
Бромид цинку ZnBr2	2300
NaCl+Na2CO3	1200-1270
NaCl+CaCl2	1200-1400
NaCl+NaBr	1200-1510
CaCl2+CaBr2	1400-1810
CaBr2+NaBr2	1800-2300
CaCl2+CaBr2 +ZnBr2	1800-2300
Фосфорнокислий натрій двозаміщений Na2HPO4	1460
Фосфорнокислий натрій однозаміщений NaН2РО4	1500
Суміш 62% NaH2PO4+38%Na2HPO4	1580
Фосфорнокислий калій двозаміщений K2HPO4·3H2O	1800
Фосфорнокислий калій тризаміщений K3PO4·7H2O	1620
Суміш 50% K3PO4·7H2O+50%·Na2HPO4	1440

 

Хлористий натрій (кухонна сіль) – безколірна кристалічна речовина з кубічною структурою кристалів.

Хімічна формула Молекулярна маса Густина, кг/м3 Температура, °C плавлення кипіння Молярна теплоємність при 25 °C і 101,3 кПа, Дж/(моль·К)

NaCl 58,44 2165   801 1465 49,71

 

Значини розчинності NaCl у воді такі:

Температура, °C	0	20	40	60	80	100
Розчинність, г/100г	35,7	35,9	36,4	37,2	38,1	39,4

 

Розчинність NaCl в інших розчинниках при температурі 25 °C така:

Розчинник	Етанол	Метанол	Гліцерин
Розчинність, г/100г	0,065	1,31	8,2

 

Найчастіше як рідину глушіння без твердої фази з густиною до 1180 кг/м³ використовують розчин хлористого натрію NaCl, який отримують із солевидобувних свердловин, із морської води, із соляних шахт та відходів. За густини таких розчинів понад 1080 кг/м³ уже практично виключається набрякання глинистих мінералів. Розчин NaCl не виявляє помітного кородуючого діяння на обладнання. Для захисту від корозії рН розсолу збільшують до 9-10 шляхом додавання приблизно 0,1 кг каустичної соди на 1 м³ рідини. Для приготування 1,133 м³ розсолу NaCl густиною 1190 кг/м³ (при температурі 20° С) до 1 м³ прісної води треба додати 300 кг NaCl.

Хлористий калій KCl, звичайно, додають до хлористого натрію NaCl для надійнішого запобігання гідратації пластових глин (оптимальна концентрація 1-3%). Для отримання 1,135 м³ розсолу KCl густиною 1150 кг/м³ треба до 1 м³ прісної води додати 320 кг KCl.

Бромид калію KBr використовують для глушіння свердловин, які експлуатують пласти, чутливі до іонів кальцію Ca²⁺, оскільки під час змішування з водами, що містять іони сульфату і бікарбонатів, він не спричиняє утворення осадів.

Розчин бромиду натрію NaBr призначений для пластів, води яких мають великий вміст сульфатів, сульфітів, бікарбонату і фториду.

Хлористий кальцій – безколірна кристалічна речовина з ромбічною (CaCl₂) або тригональною (CaCl₂·6H₂O) структурою кристалів.

Хімічна формула Молекулярна маса Густина, кг/м3, при 25 °C Температура, °C плавлення кипіння Молярна теплоємність при 25 °C і 101,3 кПа, Дж/(моль·К)

CaCl2 110,99 2512   772 1600 72,63

CaCl2·6H2O 219,08 1650   29,2-250 – –

Розчинність CaCl₂ у воді така:

Температура, °C	0	10	20	25	40	60	80	100
Розчинність, г/100г	59,5	60	74,5	100	116	137	147	158

Розчинність CaCl₂ в інших розчинниках така:

Розчинник	Метанол	Етанол	Ацетон
Розчинність, г/100г, при температурі, °C 0 20 40	21,8 29,2 38,5	28,3 25,8 35,3	– 0,01 –

 

Хлорид кальцію CaCl₂·6H₂O дуже добре розчиняється у воді.

Існує широкий асортимент солей, на базі яких можливе приготування рідини глушіння. У практичних умовах використовують всього 5-6 типів сольових розчинів, при цьому найчастіше свердловини глушать водним розчином СаСl₂. Для свердловин з підвищеним пластовим тиском як основна рідина глушіння є водний розчин хлористого кальцію СаСl₂ з густиною до 1390 кг/м³. Густина його може сягати 1400 кг/м³, але кристалізація в рідині починається уже за 13°С. Розсіл густиною 1300 кг/м³ кристалізується за температури близько -51°С, що зумовлює його широке використання під час ремонтів свердловин. Разом з тим лабораторні і промислові дослідження свідчать про зниження коефіцієнта відновлення проникності кернів на 13-30% і коефіцієнта продуктивності свердловин на 20-25% після діяння на них цієї рідини. Для захисту від корозії величину рН збільшують до 8-9 шляхом додавання приблизно 1 кг вапна на 1 м³ рідини. Для одержання 1,206 м³ розсолу густиною 1390 кг/м³ треба до 1 м³ води додати 700 кг СаСl₂.

У табл. 2.7 наведено значини густини стійких розчинів СаСl₂ у залежності від типів води, яку використовують, стосовно до умов родовищ Татарії.

Для отримання розчинів більшої густини використовують суміші розчинів CaCl₂ і ZnCl₂. У табл. 2.8 наведено значини густини такої суміші з різними співвідношеннями CaCl₂, ZnCl₂ і розчинника за температури -40 °С.

Рідини глушіння, приготовлені на базі суміші хлоридів цинку і кальцію, склад яких наведений в табл. 2.7, мають температуру замерзання близько -40 °С. Вони мають задовільну сумісність з пластовими водами.

Для високотемпературних умов суміш реагентів CaCl₂ і ZnCl₂ дає змогу отримати розчин густиною до 2030 кг/м³.

Таблиця 2.7 – Значини густини стійких рочинів CaCl₂ в залежності від типів води

Тип води	Густина розчинника, г/см3	Густина стійкого розчину глушіння, г/см3
Прісна технічна Стічна з устатковання підготовки нафти і води Пластова	1,04 1,08 1,18	1,22-1,24 1,26-1,28 1,33-1,35

Таблиця 2.8 – Склад рідин глушіння, приготовлених на базі суміші хлоридів цинку і кальцію

Вміст компонентів, % CaCl2 ZnCl2 Розчинник (вода)

Густина, кг/м3

Вміст компонентів, % CaCl2 ZnCl2 Розчинник (вода)

Густина, кг/м3

27,3 18,2 32,6

11,1 22,2 19,6

61,6 59,6 48,4

1395 1425 1460

21,6 10,7

28,8 39,5

51,6 49,8

1520 1560

 

Дані про розчинність солей хлориду кальцію і цинку у воді за різних температур і їх густини з різними концентраціями подано в табл. 2.9, а залежність густини від вмісту солей – у табл. 2.10.

Значини густин водного розчину кристалогідратної модифікації хлориду кальцію (CaCl₂·6H₂O) у залежності від концентрації в умовах насичення такі:

Температура, °C	-55	-25	0	10	20
Вміст реагенту, %	20	26	30	35	40
Густина, кг/м3	1177	1338	1281	1337	1345

 

Таблиця 2.9 – Розчинність солей хлориду кальцію і цинку у воді

Сіль	Температура, °С	Розчинність*, %	Концентрація*, %	Густина, кг/м3
CaCl2×6H2О	-55 -25 0 10 20 40	29,9 33,3 37,5 39,4 42,7 53,5	20 26 30 35 40 –	1177 1238 1281 1337 1345 –
ZnCl2×2H2O	-40 -30 -10 0 10 20 40	55,9 61,5 65,4 67,5 73,1 78,6 81,9	40 50 60 70 – – –	1417 1568 1749 1962 – – –

* Масовий вміст

 

Таблиця 2.10 – Залежність густини сольових розчинів від вмісту солей

Густина, кг/м3

Масовий вміст, % CaCl2 ZnCl2 H2O

1395 1425 1460 1520 1560

27,3 18,2 32,6 21,6 10,7

11,1 22,2 19,6 26,8 39,5

61,6 59,6 48,4 51,6 49,8

 

Широке використання хлоридів кальцію зумовлено властивостями його розчину: низькою температурою замерзання; незначними витратами теплової енергії для приготування розчину; задовільною сумісністю з більшістю типів пластових вод; невеликою вартістю і малою дефіцитністю.

Водний розчин бішофіту (кристалогідрату хлориду магнію МgСl₂) за ГОСТ 7759-73 (табл. 2.11) також використовується як рідина глушіння. З використанням цієї легкорозчинної солі можна отримати рідину з густиною до 1300 кг/м³. Але розчин бішофіту такої густини має температуру кристалізації біля 3°С. Розчин густиною 1250 кг/м³ має температуру кристалізації нижче –16°С; коефіцієнт набрякання глин менший, ніж у розчині хлориду кальцію СаСl₂, а величина показника рН– на рівні 5-6. Під час змішування розчину бішофіту з пластовими водами будь-якого ступеня мінералізації та іонного складу відсутнє утворення нерозчинних осадів.

 

Таблиця 2.11 – Компонентний склад розчинів бішофітів різних родовищ України

Іонний склад розчину

Затуринське*, густина 1258 кг/м3 Східно-Полтавське*, густина 1300 кг/м3 Новоподільське**, густина 1273 кг/м3 мг/л екв.% мг/л екв.% мг/л екв.%

Cl	252652,5	48,715	325522,8	49,07	245737,8	48,43
SO42-	8850,54	1,261	8164,16	0,91	10722	1,56
HCO3-	170,8	0,019	195,2	0,02	48,8	0,005

CO32-

24,0

0,005

відсутній

48

0,005

Сума аніонів

261697,84

50

333882,16

50

256606,59

50

Ca2+

1002,0

0,34

відсутній

1002,0

0,35

Mg2+	82080,0	46,15	102144,0	44,90	73568,0	42,28
Na+,K+	11798,77	3,51	21923,6	5,10	24264,45	7,37
Сума катіонів	94880,77	50	124067,6	50	98884,45	50
Загальна сума йонів	356578,61	100	457949,76	100	355441,04	100

Примітки. Родовища знаходяться в Полтавській (*) і Чернігівській (**) областях.

 

Практично всі розсоли густиною понад 1400 кг/м³ представлені розчинами бромвмісних солей. Найширше використовується бромид кальцію CaBr₂. У США його виробляють у вигляді розчину густиною 1700 кг/м³ або 95%-го концентрату (решта – вода гідратації). Даний розчин густиною 1700 кг/м³ має температуру кристалізації –13,3°С; значину pH=7, динамічний коефіцієнт в'язкості 8 мПа×с (при 21⁰С). Розчин бромиду кальцію має високу інгібіювальну здатність щодо глинистих матеріалів продуктивного пласта, корозійно інертний, малотоксичний, але дуже дорогий.

В інтервалі густин 1400-1810 кг/м³ найчастіше використовують розсоли на основі суміші хлориду і бромиду кальцію (CaCl₂+CaBr₂). Базовим є розчин CaBr_{2 густиною близько1670 кг/м}³_. Додаток хлориду кальцію CaCl₂ підвищує густину базової рідини, знижує його вартість. Густина розсолу зменшується введенням розчину СаCl₂ густиною 1360 кг/м³, а підвищується введенням гранульованого або пластівцеподібного хлориду кальцію CaCl₂. З 1 м³ прісної води, додаючи 1428 кг CaBr₂ і 753 кг CaCl₂, одержують 1,654 м³ розсолу густиною 1800 кг/м³ з рН=7-9. Насичений розчин суміші цих солей густиною 1810 кг/м³ має температуру кристалізації 18⁰С.

Наприклад, якщо густина 60% розчину бромиду кальцію при 25°С становить 1857 кг/м³, то розчин із суміші бромиду кальцію (48%) і хлориду кальцію (14,3%) має густину 1871 кг/м³.

Розчини на основі бромиду кальцію CaBr₂ за корозійною активністю ідентичні з розчинами хлориду кальцію CaCl₂ і мають перевагу над розчинами хлориду цинку ZnCl₂. Для зниження корозійної активності і підвищення термотривкості можна додавати гідроксид кальцію Ca(OH)₂ і вільний аміак NH₄.

Для регулювання технологічних властивостей розсолів на основі бромиду кальцію успішно було випробувано амілодекстрин і модифікований крохмаль для розчинів густиною до 1500 кг/м³ за температури до 100 °С та оксиметилцелюлозу для розчинів до 1700 кг/м³ за температури до 170°С. Величина фільтратовіддачі розчинів на основі бромиду кальцію добре регулюється комбінованим введенням оксиетилцелюлози (до 1 %) і карбонатів (до 10 %; крейда, вапняк, сидерит).

В інтервалі густин 1810-2300 кг/м³ використовуються розсоли, основним компонентом яких є бромид цинку ZnBr₂. Додаючи до нього концентрат бромиду кальцію CaBr₂, можна отримати розсіл з максимальною густиною 2380 кг/м³. Такий розчин густиною 2300 кг/м³ має температуру кристалізації –10⁰С; величину pH=4 і динамічний коефіцієнт в'язкості 27 мПа×с (при 21⁰С). Ці розчини є дуже дорогими, але потрібні вони для глушіння невеликої кількості свердловин (до 5% усього фонду). Вони є екологічно небезпечними (втрати його не допускаються), корозійноактивними (не можна залишати у свердловині на тривалий час; для захисту від корозії додають інгібітор).

Дешевший розчин густиною до 2300 кг/м³ можна отримати на основі солей хлориду (СаСI₂) і броміду кальцію (СаВr₂) та броміду цинку ZnBr₂. Вони мають величину показника рН = 4-6 і кристалізуються за температур від –34 до +21°С у залежності від іонного складу. Чим більший вміст бромиду і хлориду кальцію, тим вища температура кристалізації і дешевший розчин. Змішування двох-трьох солей дає змогу не тільки підвищити густину розсолу, але й зменшити витрату дуже дорогого бромиду кальцію.

Наприклад, для отримання водного розчину густиною 1614 кг/м³ тільки із одного ZnCl₂ необхідно 45 % води і 55 % ZnCl₂ (масові частки). 1 м³ розчину солі такої густини має масу 1614 кг, кількість ZnCl₂ в ньому становить 1614·0,55=890кг. При отриманні розчину такої ж густини із суміші солей ZnCl₂ і СаCl₂ витрати компонентів розчину становитимуть: води – 38,5 %; СаCl₂ – 25,7 % і ZnCl₂ – 35,6 %. Частка ZnCl₂ в розчині буде уже меншою і становитиме 1614×0,356=575 кг. Економія ZnCl₂ при приготуванні 1 м³ водного розчину такої ж густини, але із суміші двох солей становить 890-575=315 кг. У разі використання трьох солей хлоридів – NaCl, СаCl₂ і ZnCl₂ витрата останнього буде ще меншою, ніж у розглянутому випадку. Склад компонентів для отримання 1 м³ водного розчину густиною 1613 кг/м³ із трьох солей хлоридів: вода – 39,1 %, NaCl – 7,8 %, СаCl₂ – 23,5%, ZnCl₂ – 29,6 %. Кількість ZnCl₂ у цьому разі 1613×0,296=476 кг або на 98 кг менше, ніж при використанні двох солей хлоридів. При цьому витрата СаCl₂ також нижча на 39 кг (417-378=39).

Для обважнення рідини глушіння на основі водного розчину поліакриламіду (0,3-0,5%) з додаванням поверхнево-активної речовини (до 0,5 кг/м³) було запропоновано використати хлориди заліза, цинку і сірчанокислий магній. Але застосування хлоридів заліза FeCl₃ і цинку ZnCl₂ супроводжується високою корозійною активністю, а сірчанокислого магнію MgSO₄ – гіпсоутворенням у порах пласта.

За порівняно невисоких температур (до 40°С) можна приготувати водні розчини натрієвих солей ортофосфорної кислоти (Na₂HPO₄; NaH₂PO₄) з густиною 1460-1500 кг/м³. Суміші цих солей внаслідок синергетичного ефекту дають розчин підвищеної густини (1580 кг/м³). Калієві солі ортофосфорної кислоти (К₂НРО_4.3Н₂О; К₃РО₄.7Н₂О) утворюють розчини вищої густини (1800 і 1620 кг/м³), ніж натрієві. Солі ортофосфорної кислоти характеризуються доброю розчинністю у воді; для повного розчинення (з метою отримання насичених розчинів) потрібна невисока температура нагрівання (30-40 °С); розчини тривкі до зміни температури; зворотна кристалізація солей наступає під час досягненні температури 26 °С і нижче; солі недефіцитні. Але рідини глушіння на основі фосфорнокислих солей не набули широкого промислового використання через свою невисоку густину в умовах низьких температур, складності приготування, а також можливості утворення твердого осаду під час контактування з мінералізованими пластовими водами.

Наприклад, під час змішування водного розчину К₃РО₄×7Н₂О густиною 1300-1600 кг/м³ з пластовими водами гідрокарбонатнонатрієвого типу уже за 40 °С утворюються пластівцеподібні осади фосфатів кальцію і магнію.

У табл. 2.12 наведено значини густин рідини глушіння, приготовленої на базі трикалійфосфату K₃PO₄ в залежності від вмісту реагенту. Недолік реагенту – значні витрати теплової енергії та часу для розчинення його у воді, що характеризується так:

Температура, °C	11	11	16	100
Час розчинення К3РО4, год	18	4	3	0,6
Густина розчину, кг/м3	1450	1440	1500	1580

 

Таблиця 2.12 – Значини густин рідини глушіння, приготовленої на базі трикалійфосфату К₃РО₄ в залежності від вмісту реагенту

Вміст, % Витрата на приготування 1 м3 розчину, кг прісної води К3РО4 прісної води К3РО4

Густина розчину, кг/м3

75 70 65 60 55 50 45 35 30 25

25 30 35 40 50 50 60 65 70 75

876 846 805 760 684 684 557 500 430 347

293 360 437 524 684 684 890 1000 1120 1250

1169 1206 1242 1284 1368 1368 1447 1500 1550 1597

 

Відомо також і застосування кальцієвої селітри Ca(NO₃)₂ як одного із компонентів рідини глушіння, що випускається у вигляді сухої речовини або рідини.

На основі водного розчину суміші хлориду і нітрату кальцію (СаСI₂ + Ca(NO₃)₂) можна отримати рідину глушіння густиною 1600 кг/м³, яка кристалізується за температури –(8-16)°C, а густиною 1450 кг/м³ – нижче –50°С. В’язкісні і фільтраційні властивості рідини за температур до 100 °С можна регулювати додаванням модифікованого крохмалю (1-4%), а до 150 °С – оксиметилцелюлози (0,2 – 1%). Рідина може бути використана для глушіння свердловин, схильних до нафтогазопроявів і поглинань. Інгібіювальна здатність цієї рідини по відношенню до глинистих мінералів дуже висока.

Отже, застосування хлоридів натрію і калію в конкретному випадку визначається величиною їх густини (до 1200 кг/м³). Для одержання розчинів з більшою густиною використовують солі полівалентних металів, зокрема в Україні розчини хлориду кальцію та бішофіту, які забезпечують густину до 1300 кг/м³. Для одержання важчих рідин застосовують розчини бромідів кальцію та цинку, хлориду цинку, йодовмісних солей тощо, але їх застосування обмежується високою вартістю. Дещо зменшити вартість таких систем вдається шляхом поєднання важких розчинів з солями меншої густини і вартості. Так, у результаті поєднання броміду СаВr₂ і хлориду СаСl₂ кальцію густина суміші може навіть перевищувати густину розчину однієї важкої солі. В іншому разі доводиться обважнювати рідини твердими обважнювачами.

 

Задача 2.1. Розрахувати необхідні кількості солі та розчину для глушіння свердловини з метою ремонту для заміни свердловинного насоса. Відомо: внутрішній діаметр колони ; глибина свердловини ; середній зенітний кут нахилу свердловини нижче глибини ; зовнішний діаметр НКТ ; глибина опускання НКТ (опускання ЕВН) ; пластовий тиск ; об’єм водного розчину бромиду кальцію з густиною ; додатково необхідно використати розчин хлориду кальцію.

Розв’язування. Послідовно визначаємо:

– об’єм металу НКТ

де – товщина стінки НКТ; 1,1 – коефіцієнт, який враховує збільшення на 10 % об’єму металу у свердловині (занурений агрегат відцентрового насоса, електричний кабель тощо);

– площу прохідного перерізу обсадної колони

;

— зниження рівня рідини глушіння у свердловині після витягування НКТ

;

— об’єм внутрішнього простору обсадної колони труб

;

— густину рідини глушіння (з розрахунку неповного заповнення свердловини після витягування НКТ)

;

— кількість рідини глушіння

;

— необхідну кількість бромиду кальцію

;

— об’єм водного розчину хлориду кальцію

;

— необхідну густину розчину хлориду кальцію із формули

,

звідки

;

— необхідну кількість хлориду кальцію

.

 

Розсолам не є властивою суспензійно-втримувальна здатність, що призводить до швидкої седиментації на вибої твердих частинок після припинення циркуляції в процесі глушіння свердловин.

Розчини солей чутливі до забруднювальних матеріалів. Під час контактування з діоксидом вуглецю СО₂ в пласті утворюється бікарбонат кальцію Са(НСО₃)₂. Компоненти, що присутні у привибійній зоні (вода, каустична сода NaОН, кальцинована сода Na₂CO₃, вапно Са(ОН)₂, буровий розчин, цементний шлам), а також різні йони, які попадають у розсіл із недостатньо чистої тари, затруднюють регулювання і підтримування хімічного складу та властивостей розсолу.

Розсоли великої густини кристалізуються за досить високих температур навколишнього середовища, що супроводжується зниженням їх густини і в’язкості. Зниження температури розсолів (особливо підвищеної густини) спричиняє кристалізацію солей.

Розсоли є дуже гігроскопічними і поглинають вологу з атмосфери, в результаті чого їх густина зменшується.

У процесі використання необхідно враховувати можливість термічного розширення і зниження густини розсолів, що залежить від концентрації солей і їх природи. Зниження густини, наприклад, розчинів NaCl i СaСl₂ становить 10 % з підвищенням температури від 15 °С до 205 °С, особливо помітно знижується густина розсолів з CaBr₂.

За високих температур зростає корозійна активність розсолів великої густини. Це вимагає постійного контролю за показником рН системи, застосування відповідних інгібіторів корозії та реагентів.

Хімічні властивості розсолів багато в чому визначаються концентрацією солей, що входять до їх складу. Розчинні у воді гази (сірководень Н₂S, діоксид вуглецю СО₂) гірше розчиняються у висококонцентрованих розсолах, але в останніх можуть розчинятися водонерозчинні матеріали. Наприклад, у розсолах з високим вмістом броміду цинку ZnBr₂ присутній у розчиненому стані гідроксид цинку Zn(OH)₂ під час розведення розсолів водою випадає в осад. Каустична сода NaOH і цемент вступають у небажані реакції з важкими розсолами. Гашене вапно Са(ОН)₂ в них розчиняється, а карбонат кальцію СаСО₃ і хлорид натрію NaCl випадають в осад. Змішування важких розсолів з буровими розчинами на водній основі призводить до коагуляції останніх. Розсоли під час проникання в привибійну зону пласта сприяють утворенню високотривких емульсій, руйнування яких може бути досягнуто тільки шляхом введення соляної кислоти або інших активних розчинників.

Очищені розсоли високої густини можуть стати причиною ускладнень, пов’язаних з їх інтенсивним поглинанням у пласт, оскільки вони не містять матеріалів для закупорювання (кольматації) пор. Як правило, після поглинання розсолу в ході ремонтних робіт дебіт свердловини, що існував до ремонту, не досягається. У разі поглинань рідину глушіння доводиться багатократно доливати (іноді до 20 об’ємів свердловини). Обмеження надходження рідин вглиб пласта-колектора можливе за рахунок надання їм структурно-механічних властивостей, а також за рахунок введення до їх складу твердих наповнювачів-кольматантів. При цьому тиксотропну структуру одержують шляхом створення в системі конденсованих гідрогелевих сполук різних типів, хоч вилучення таких рідин з пласта ускладнено процесами підсилення міцності коагуляційних структур у порах пласта. Через це поширюється застосування псевдопластичних нетиксотропних рідин.

Полімерні системи. Спеціальні полімерні системи розроблено в першу чергу з метою попередження їх поглинання продуктивним пластом. Як агент, який регулює в’язкісні і фільтраційні властивості рідини глушіння, використовують не бентоніт, а різні полімерні загущувачі. Полімерні системи залежно від типу використаного полімера можуть бути тиксотропними і нетиксотропними. Нагадуємо, що тиксотропія – це здатність колоїдів і суспензій загусати, перетворюючись з текучих рідин на гелі (драглеподібні дисперсні системи). Нетиксотропним рідинам глушіння властива підвищена в’язкість, але вони не здатні до гелеутворення. Їх використання обмежене лише необхідністю підвищити виносну здатність рідини під час циркуляції. Тиксотропні рідини глушіння характеризуються значною в’язкістю і високою структурованістю, що надає їм здатності утримувати в завислому стані тверді частинки тривалий час після припинення циркуляції рідини.

Високов’язка рідина глушіння нафтових і газових свердловин на основі полімера полікар забезпечує широке регулювання величини густини і реологічних характеристик. Цей полімер є порошком блідо-жовтого кольору з фракційним складом 0,08-1,0 мм або в гелеподібному вигляді – пастоподібною речовиною матово-голубого кольору. У воді полімер не розчиняється, а набрякає, багатократно збільшуючись в об’ємі. Так, у прісній воді полімер об’ємно збільшується в 160-170 раз (із порошку) і в 16-17 раз (із гелю), у високомінералізованих водах – у 70-80 раз (із порошку) і 7-8 раз (із гелю). Температура не виявляє істотного впливу на набрякання. Термічна деструкція полімера настає за температури 180 °С незалежно від мінералізації води, а механічна деструкція при швидкостях зсуву до 130 c^-1 не спостерігається. Під час змішування з водою полімер утворює стійку водно-полімерну дисперсію, яка термотривка до 170°С і має добре виражений неньютонівським характер руху. Ефективна в’язкість дисперсій при порівнюваних концентраціях і швидкостях зсуву в 20-30 раз вища ефективної в’язкості водних розчинів поліакриламідів (ПАА, Пушер-500, ПДА-1020). Реологічні характеристики зберігаються понад 5 років при контактуванні з водами мінералізації до 130-150 г/л. Полікар не токсичний, вибухопожежобезпечний. Глушіння свердловин цією дисперсією здійснювалось на газоконденсатних (Битківське, Уренгойське і Ямбургське) і нафтових (Спаське, Бугреватівське) родовищах. Так, свердловина № 26 Битківського родовища характеризувалася інтенсивними поглинаннями, що не давало змоги здійснити циркуляцію води через насосно-компресорні труби і затрубний простір з метою здійснення підземного ремонту. Водну дисперсію об’ємом 3 м³ (на 57 м інтервалу перфорації) приготували із 200 кг гелеподібного полімера (концентрація 67 кг/м³) з допомогою агрегату ЦА-320, подали у свердловину і протиснули 4,2 м³ води у привибійну зону. Цим була заблокована привибійна зона, що дало змогу заглушити свердловину і створити пряму циркуляцію води у свердловині.

Піни. Для глушіння свердловин в умовах аномально низьких пластових тисків часто використовують дво- і трифазні піни. До складу перших, як правило, входять вода (дисперсійне середовище), піноутворювачі – ПАР і стабілізатор із групи водорозчинних полімерів, а до складу других – додатково високодисперсна тверда фаза.

Найбільшим піноутворюванням характеризуються низькомолекулярні аніонактивні ПАР – піноутворювачі сульфонал (суміш натрієвих солей алкилбензолсульфокислот), ДС-РАС (суміш натрієвих солей алкиларилсульфокислот) та мийний реагент "Прогрес" (алкилсульфат або натрієва сіль сульфоефірів вищих жирних спиртів) концентрацією до 1%, а також низькомолекулярна нейоногенна ПАР – піноутворювач ОП-10 концентрацією 1,5-2%. Як реагенти стабілізатори (структуроутворювачі) використовують карбоксилметилцелюлозу (КМЦ-600) і модифіковану метилцелюлозу (ММЦ) 0,5-1% концентрації, які є високомолекулярними аніонактивними ПАР.

Тривкість пінних систем значно підвищують гідрофільні дрібнодисперсні стабілізатори – бентоніт, крейда, видутий вермикуліт. При цьому бентоніт серед них забезпечує найбільшу тривкість. Наприклад, додаток 5% бентоніту підвищує тривкість піни в 10 раз, а 10% – в 50 раз.

Необхідно врахувати, що метанол і електроліти значно знижують тривкість піни, тому їх необхідно попередньо видалити із вибою свердловини.

Застосування пін для глушіння свердловин дає змогу знизити величину протитиску на пласт і, відповідно, поглинання пластом рідини глушіння в значних об’ємах. Слід зазначити, що реологічно піни можна розглядати як псевдопластичні рідини.

Густину піни можна записати так:

r_п = r_р(1–j_г) + r_гj_{г, (2.17)}

або, якщо вважати газ ідеальним, тобто

, (2.18)

то

, (2.19)

де r_п – густина піни; r_р – густина піноутворювального розчину; r_г, r_г0 – густина газу (повітря) відповідно при тисках і температурах у свердловині p, Т і в стандартних умовах ( p₀, Т₀); j_г – дійсний газовміст піни.

Для двофазної піни на основі експериментів можна брати, що

j_г = (1 + k) b_г, (2.20)

де b_г – витратний газовміст піни, b_г = Q_г / (Q_p + Q_г); Q_г, Q_p – витрата відповідно газу і розчину; k – коефіцієнт проковзування, який враховує відносний рух фаз у піні, k = ±0,05 (знак мінус відноситься до випадку висхідного потоку піни, плюс – спадного).

Вважаємо, що газ підлягає закону Бойля-Маріотта, тобто

, (2.21)

тоді

, (2.22)

де а – ступінь аерації – відношення витрати газу Q_r0 в умовах стандартного тиску і температури до витрати розчину Q_p.

Тоді густина піни

, (2.23)

або у випадку відсутності відносного руху фаз

. (2.24)

Під час руху рідини у свердловині газ проковзує відносно рідини, внаслідок чого у висхідному потоці фактична густина піни перевищує розраховану без урахування проковзування, а для спадного потоку маємо протилежне співвідношення. Густина підвищується від гирла до вибою.

 

Задача 2.2. Визначити густину водоповітряної піни зі ступенем аерації a = 40 для трьох випадків: а) спадного потоку; б) висхідного потоку; в) відсутності відносного руху фаз. Відомо: тиск і температура у розрахунковій точці глибини свердловини становлять 4,7 МПа і 32 °С.

Розв’язування. Густина піни спадного потоку

Густина піни висхідного потоку

Густина піни у випадку відсутності відносного руху фаз

Отже, маємо: ; . Як бачимо, нехтування відносним проковзуванням фаз призводить до незначної похибки.

 

Густина двофазної піни, яка складається із води, ПАР (ОП-10, сульфонол) з масовим вмістом, рівним 0,3-0,5% основної речовини, і газу (повітря, природного газу, азоту), може легко змінюватися за рахунок ступеня аерації від 900 до 200 кг/м³.

Наприклад, трифазна піна, якою здійснили глушіння свердловини на Шебелинському газоконденсатному родовищі, була отримана на основі води, бентонітового глинопорошку (5%), сульфонолу (1%) та природного газу і мала кратність 18-20 (відношення об’єму піни до об’єму розчину; характеризує піноутворювальну здатність піни або спінюваність) та густину 650-700 кг/м³. Перед закачуванням піни в затрубний простір подали 3 м³ води, що містила 0,2% ОП-10. Густина піни зростала з часом від гирла до вибою до 950 кг/м³, але поглинання її пластом не спостерігалось. Через 12 діб піна почала руйнуватися, появилися газопрояви. Свердловина була зразу ж підключена до промислового колектора. Продуктивність її після освоєння зросла, що можна пояснити додатковим очищенням вибою від пластової води і твердої фази під час руху піни до гирла свердловини.

Емульсії. Розрізняють емульсії прямого (нафта чи масло у воді – Н/В) і оберненого (вода в нафті чи маслі – В/Н) типів. Емульсії типу “нафта у воді” (або емульсії першого роду), коли краплі нафти (дисперсна фаза) розподілені у воді (дисперсійне середовище), називають нафтоемульсійним розчином. У емульсіях типу “вода в нафті”, навпаки, краплі води розподілені у нафті, тобто нафта є зовнішньою фазою (дисперсійне середовище), а вода – внутрішньою (дисперсна фаза); такі емульсії називають інвертними (або інакше оберненими чи другого роду) розчинами. Обернення (інверсія) суміші нафти і води настає при об’ємному вмісті води в нафті 50-90 %, найчастіше 70 %, тобто інвертні розчини можуть містити до 50 % води.

Будь-який розчин на водній основі можна перевести в емульсійний шляхом додавання відповідної кількості нафти чи інших вуглеводневих речовин і емульгатора. Позитивними результатами емульгування нафти (чи нафтопродуктів) у рідині глушіння є пониження густини і зменшення водовіддачі розчину. Останнє пов’язують із закупорювальним впливом крапель нафти та зі зв’язуванням вільної води завдяки емульгуванню з нафтою. Підтвердженням цього є те, що фільтратом добре емульгованого глинистого розчину є вода.

Для одержання нафтоемульсійних розчинів як емульгатори використовують високомолекулярні поверхнево-активні речовини аніонного (продукти окислення синтетичних жирних кислот, смоляних нафтенових кислот, талового масла, продукти сульфування масел та ін.) і нейоногенного типу (похідні нонилфенолу з вмістом понад 30 молекул оксиду етилену, продукти оксиетилювання жирів рослинного і тваринного походження та ін), а також полімери (поліамінокс і т.д.).

Рідина глушіння газових свердловин, яка містить водний розчин КМЦ з додаванням сульфонолу і гашеного вапна, має густину 900-960 кг/м³, умовний коефіцієнт в’язкості 780-960 с, величину водовіддачі 4 см³/30хв і величину статичної напруги зсуву (СН3) 0-3 дПа, а рідина глушіння газових свердловин з підвищеною в’язкістю (регулюється в широких межах розведенням суміші водою), що містить водний розчин КМЦ, ПАР (неонол П_12-14/2), технічний гліцерин і моноетаноламід, має густину 800-1120 кг/м³.

Для глушіння газових свердловин з метою попередження поглинання розроблено високов’язку, неструктуровану пряму емульсію, яка містить водний розчин сульфіт-спиртової барди (ССБ) і газоконденсат у співвідношенні від 1:1 до 1:3, а також гумову крихту (0,25-0,5% до об’єму газоконденсату). Тривка емульсія утворюється тоді, коли густина розчину ССБ не менша 1140 кг/м³ (вміст ССБ 30-40%). Розріджують емульсію прісною або пластовою водою. Гумова крихта запобігає спінювання. Густина емульсії, яка не тече через лійку, становить 900-1000 кг/м³, а величина водовіддачі – 1,5-3 см³/30 хв. Для приготування емульсії в ємність послідовно завантажують розрахункову кількість газоконденсату і гумової крихти, перемішують протягом 30 хв, додають необхідну кількість розчину ССБ і старанно перемішують суміш.

Пряму емульсію, що містить воду, хлористий кальцій СаСl₂, бентонітову глину, газовий конденсат і сульфонол, розроблено як рідину глушіння свердловин для умов вічномерзлих порід.

Пряма емульсія на основі води, нафтопродукту (нафти або дизельного пального), лігніну, лугу, КМЦ, ПАР і етилендіаміну слабко фільтрується в пласт і прискорює відновлення проникності колекторів у свердловинах, що були заглушені для здійснення ремонтних робіт. Прискорення відновлення проникності забезпечує додавання етилендіаміну. Рідину глушіння готують так: послідовно розчиняють у лужному розчині лігнін, КМЦ, нафтопродукт, ПАР і під час інтенсивного перемішування вводять етилендіамін.