Menu

Вибирання рідини глушіння і блокувальної рідини

Глушіння свердловин є комплексом заходів з вибирання, приготування і закачування у свердловину рідини глушіння.

Раціональне вибирання рідини глушіння здійснюють з урахуванням гірничо-геологічних і технічних умов роботи свердловин. Це дає змогу вжити заходів щодо попередження ускладнень, а саме: поглинання рідини продуктивним пластом, нафтогазопрояви, зниження продуктивності свердловин у післяремонтний період, корозійне руйнування підземного устаткування і ін.

Вибираючи рідини для глушіння свердловин (рідини глушіння) чи блокувальні рідини, необхідно враховувати:

а) колоїдно-хімічну взаємодію на контакті пластовий флюїд – рідина глушіння;

б) фізико-хімічну і молекулярно-поверхневу взаємодію на контакті гірська порода-рідина глушіння.

Ці взаємодії за даними ЦНДЛ "Укрнафта" зумовлюються зі сторони нафти асфальтенами, парафінами, смолами, зі сторони пластової води – загальною мінералізацією, йонами полівалентних металів, а зі сторони гірських порід – літологічним складом (наявність піщаної і карбонатно-доломітової компонент, наявність монтморилонітових глин у глинистому, карбонатно-глинистому чи кварцовому цементі), змочуваністю мінералів, ємнісно-фільтраційною характеристикою колекторів за коефіцієнтами пористості m і проникності к.

Мінерали скелету нафтонасичених пластів переважно гідрофільні, хоч, наприклад, підвищеною гідрофільністю характеризуються породи верхнього та середнього карбону Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) і підвищеною гідрофобністю – породи нижнього карбону. У випадку контактування з нафтою змочуваність поверхні змінюється, адсорбція різних за поверхневою активністю компонент нафти на поверхні мінералів спричинює її гідрофобізацію, створення на поверхні мінералів бімолекулярних адсорбційних шарів, які є основою для формування так званого граничного шару – полімолекулярного шару, що сягає десятих часток мікрометра, а інколи – й 1–2 мікрометрів. Безперечно, це залежить від вмісту поверхнево-активних компонентів у нафті.

Стосовно до нафтових родовищ ДДЗ за ємнісно-фільтраційною характеристикою виділяють три групи колекторів: 1) добрі колектори (m > 17%, к > 6·10–3 мкм2); 2) погіршені (m = 6–17%, к = (1–6)·10–3 мкм2); 3) ущільнені (m < 6%, к = 10–3 мкм2).

З урахуванням характеристик (характерних ознак) цих же порід-колекторів і пластових флюїдів проведено диференціацію модифікацій рідин для глушіння свердловин (табл. 2.24 і 2.25). Відповідно до пластових нафт здійснено розподіл ПАР за ефективністю щодо диспергуючого, емульгуючого і відмиваючого діянь (табл. 2.26), при цьому враховувались компонентний склад нафт і характеристики ПАР (коефіцієнт розподілу, поверхнево-адсорбційна активність, критична концентрація міцелоутворення, крайовий кут змочування, термотривкість і солестійкість, вплив на реологічні властивості водонафтових дисперсій).

За ступенем підвищення негативного впливу на продуктивність свердловин рідини глушіння розподіляються в такому порядку: обернені емульсії, пластова вода з додатком ПАА, пластова вода з додатком ПАР і ПАА, розчин хлористого кальцію з додатком ПАР і без них. Так, обводненість видобувної продукції з початковою обводненістю до 60% підвищується після глушіння свердловин на родовищах Башкортостану пластовою водою і розчинами хлористого кальцію, а за більшої обводненості продукції цього не спостерігається. Дані по свердловинах родовищ Башкортостану свідчать про зниження коефіцієнта продуктивності після глушіння пластовими водами на 10-20 %, розчинами хлористого кальцію на 14 % (за рахунок погіршення проникності привибійної зони на 10-25 %). Застосування поверхнево-активних речовин і поліакриламіду дещо зменшує негативний вплив водних рідин глушіння на пласт. Якщо у випадку застосування пластової води (густина 1120 кг/м3; загальна мінералізація 13,9 %; вміст іонів Ca2+ 11022 мг/л, іонів Mg2+ 1216 мг/л; рН = 6,2) наслідки кольматації порід-колекторів Охтирського нафтопромислового району після глушіння порівняно незначні, то в разі застосування пластової води, дообважненої хлоридом кальцію CaCl2 до густини 1310 кг/м3, спостережено зниження коефіцієнта відновлення проникності до значин 15–45 %. Те ж стосується і розчинів поліакриламіду ПАА, які широко застосовуються як технологічні рідини.

Таблиця 2.24 – Диференціація модифікацій рідин для глушіння свердловин з урахуванням характерних ознак порід колекторів ДДЗ

Ознаки

Компоненти активного діяння

Нижній карбон

  • HCl, CaCl2

  • інвертні емульсійні композиції

  • гідрофілізуючі додатки (сукринол АФ9–12)

  • вуглеводневі гелі-блокатори

  • розчини на нафтовій основі, HCl

Середній карбон

  • гідрофілізуючі додатки

  • HCl, CaCl2

  • інвертні емульсійні композиції

  • спиртові форми ПАР

Наявність адсорбційно-активних глин

  • KCl

  • катіонні ПАР

  • HCl, NaOH, NaCl (KCl)

  • CaCl2

Цемент вапняно-глинистий

  • аніонні ПАР, слабкі кислоти

  • загущені вуглеводні + HCl

Висока проникність

  • грубо дисперсні наповнювачі

  • HCl, NH4OH, амфіонні ПАР

 

Таблиця 2.25 – Диференціація модифікацій рідин для глушіння свердловин з урахуванням характерних ознак пластових флюїдів ДДЗ

Ознаки

Компоненти активного діяння

Підвищений вміст парафінів

  • CH3OH + карбамід

  • CH3OH, CaCl2, HCl

  • нейоногенні ПАР

  • рідини з високою буферною ємністю

Висока в’язкість нафти

  • полімер + слабка кислота

Високосмолиста нафта

  • рідини з високою буферною ємністю

  • спиртові розчини ПАР солюбілізуючого діяння

Присутність іонів заліза

  • NH4OH + NH4Cl (NH4NO3)

  • синтетичні ПАР, NH4OH

Водонасиченість > 30%

  • суміш ПАР

  • нейоногенні ПАР + KCl

 

Таблиця 2.26 – Ряд ефективності ПАР щодо диспергуючого, емульгуючого і відмиваючого діяння

Нафти з родовищ НГВУ "Охтирканафтогаз"

Показники

Густина, кг/м3

Вміст водної фази, %

Ряд ефективності ПАР

Вплив підвищення pH

Анастасіївська

900

33

жиринокс > совенол > синтанол > сукринол АФ9–12 > дисольван > сульфонол

+

Високов’язка бугриватівська (свердловина №79–Б)

940

20

совенол

В’язкопарафіниста рибальська (свердловина №119–Р)

836

синтанол > дисольван > сукринол АФ9–12 > сульфонол

+

Високосмолиста бугриватівська (свердловина №230–Б)

950

41

жиринокс > сукринол 2ІАФ > сульфонол

Малов’язка козіївська (свердловина №26–Коз)

830

44

совенол > синтанол > сульфонол > дисольван > сукринол 2ІАФ > жиринокс

+

Парафінистий конденсат (свердловина 5–Г)

820

синтанол > совенол > дисольван > сульфонол

 

Застосування гарячої технічної води збільшує тривалість освоєння в результаті закупорювання фільтрової частини свердловини загуслою нафтою і парафіносмолистими речовинами, змитими зі стінок свердловин і НКТ.

Як рідина глушіння може бути використана суміш води, мінеральної солі, хімічно осадженої крейди, КМЦ, а також сульфонолу і лугу. Така рідина глушіння має невелику в’язкість, підвищену тривкість і ефективна в разі здійснення подальшого солянокислотного оброблення пласта. Чим вища концентрація солі, тим значнішим є стабілізувальне діяння на неї сульфонолу. Технологія приготування системи охоплює розчинення у воді сульфонола і лугу з подальшим додаванням солі і КМЦ, витримування суміші протягом доби для гідратації полімера (у разі нагріванні до 70°С процес прискорюється) і введення крейдового порошку. Така рідина придатна для глушіння свердловин у теригенних колекторах з коефіцієнтами карбонатності до 15% і проникності не вище 2 мкм2.

Полімери, які регулюють в’язкість прісної води, за їх термотривкістю розміщуються таким чином: ПАА, КМЦ-600, сіркогель Е-55, МЦ-65 (деструкція метилцелюлози розпочинається вже за 50°С).

Мінералізація води впливає на реологічні властивості полімерних розчинів. Наявність солей у них призводить до часткової нейтралізації зарядів полімера, згортання молекул, різкого зменшення в'язкості рідини.

10-20% водні розчини хлористого натрію NaCl знижують термотривкість КМЦ-600, що проявляється в різкому зменшенні в'язкості розчинів за температур понад 50°С. За таких температур із названих реагентів можна використати тільки ПАА.

Зміна в’язкості розчинів хлористого кальцію СаСl2 залежить від стійкості полімерів до агресії йонів кальцію і здатності утворювати з ним нерозчинні сполуки. Полімери типу КМЦ не мають стійкості до двовалентних іонів. Активність МЦ-65 зберігається за вмісту в розчині СаСl2 до 15%, а далі розчин спінюється.

Хоч ПАА відноситься до класу полімерів, нестійких до агресії хлоридів багатовалентних металів, але він є єдиним реагентом, здатним загущувати розчини густиною до 1250 кг/м3.

Для обважнення рідини глушіння на основі водного розчину ПАА з додатком нейоногенної ПАР використовують хлориди натрію, кальцію, заліза, цинку, сірчанокислий магній, а як структуроутворювач - глинопорошок. Ступінь стабілізації таких систем, який оцінюється за величиною водовіддачі, залежить від концентрації хлоридів у полімерній рідині.

Розчини на основі броміду кальцію CaBr2 мають високу інгібувальну дію відносно глинистих мінералів продуктивного пласта.

Оброблення розчинів броміду кальцію CaBr2 густиною до 1500 кг/м3 амінодекстрином і модифікованим крохмалем забезпечує регулювання в’язкості і фільтраційних властивостей за температур до 100°С. Властивості розсолів густиною 1500-1800 кг/м3 ефективно регулюються додаванням модифікованого крохмалю, а розсолу густиною до 1700 кг/м3 – додаванням оксиетилцелюлози (реагент термотривкий до 150°С; втрата його значно менша, ніж двох попередніх). Величини фільтрації розсолів на основі бромиду кальцію CaBr2 добре регулюються комбінованим введенням оксиетилцелюлози і карбонатів (крейда, вапняк, сидерит).

Існуюче розмаїття складів рідин глушіння на водній основі густиною до 2300 кг/м3 з вмістом твердої фази або без неї дає змогу в кожному конкретному випадку глушіння свердловини підібрати економічно вигідну, вибухо- і пожежобезпечну рідину глушіння, яка виявляє мінімальну забруднювальну дію на продуктивний пласт, сприяє швидкому й ефективному освоєнню свердловини в післяремонтний період.

Рідини глушіння на вуглеводневій основі, в основному, представлені оберненими емульсіями з широким діапазоном технологічних властивостей, але густина таких систем без вмісту твердої фази не перевищує 1160 кг/м3. За кордоном такі рідини використовують переважно в умовах високих температурах (до 260°С).

Застосування обернених емульсій спричиняє короткочасне зниження висоти динамічного рівня без втрат у видобутку нафти. Глушіння розчином МЛ-72 дає незначне зниження висоти динамічного рівня, короткотривалий (до 32 год) період освоєння свердловин, високий рівень видобутку нафти.

Той чи інший тип рідини глушіння використовують у залежності від технологічних особливостей ремонтних робіт.

У рідинах глушіння на водній основі часто є необхідним застосовувати інгібітори корозії, що зумовлюється їх іонним складом, величинами рН і ступенем мінералізації. Так, розсоли, що не містять бромідів і хлоридів цинку, звичайно, мають слабколужну реакцію і низьку корозійну активність. Але в них може розчинятися кисень у значних кількостях, що зумовлює підвищення їх агресивності відносно сталі. Найактивнішими інгібіторами корозії в сольових розчинах є плівкотвірні азотовмісні ПАР, зокрема катіонні. Ефективними є сульфонати, інгібітор І-1-Д, ДС-РАС.

Деякі зарубіжні фірми випускають полімер-карбонатні розчини, які містять у своєму складі хлорид натрію (або хлорид калію), правильно підібрані полімери, частинки карбонату кальцію певного фракційного складу, чистий і кислоторозчинний обважнювач, а також деемульгатори, інгібітори корозії, бактерициди, термостабілізувальні додатки і поглиначі кисню.

Ефективність використання рідин глушіння для поточного і капітального ремонту свердловин не визначається однозначно за яким-небудь одним показником, наприклад, за скороченням тривалості ремонту свердловин, збільшенням строку служби занурених електровідцентрових насосів, величиною дебіту свердловини після глушіння і т.д. Мабуть, це зумовлюється тим, що застосовувана рідина глушіння не може бути високоефективною за всіма показниками.

Із рідин глушіння на водній основі завдяки простоті їх приготування і застосування можуть обмежено використовуватися, якщо маємо відповідні умови (величина пластового тиску, відсутність взаємодії з пластовими водами продуктивних пластів і т.п.), стічні води, сольові розчини з ПАР, особливо нейоногенного типу, а також водні розчини солей, загущені лігносульфонатами, полімерами, обважнені до 1250-1450 кг/м3 карбонатно-глинисті (глинисто-крейдові) і крейдові розчини (розчини, які не містять баритових і залізистих обважнювачів, що не розчиняються під час кислотних оброблень).

Але більш прийнятними, в аспекті збереження проникності привибійних зон і коефіцієнта продуктивності свердловин після їх глушіння і ремонту, є розчини на вуглеводневій основі, на нафтовій основі та інвертно-емульсійні розчини як необважнені, так й обважнені. У випадку високопроникних продуктивних поглинальних пластів можна застосовувати розчини на вуглеводневій основі, а в разі потреби високоструктуровані і високов’язкі розчини на вуглеводневій основі, а також стабілізовані піни.

Перспективними напрямками досліджень слід вважати розробку рідин глушіння, які не змішуються з водою і нафтою (не розчиняються в них), пошук обважнювачів, які можна було б видаляти із привибійної зони пласта після глушіння свердловин (шляхом розчинення), та створення рідин глушіння, які додатково ще й очищали б привибійну зону продуктивного пласта від асфальтено-смолистих речовин і парафіну, що містяться в нафті.

Для попередження ускладнень внаслідок глушіння свердловин неструктурованими системами застосовується метод зниження інтенсивності їх поглинання подаванням у зону фільтра і частково у привибійну зону пласта буферних об’ємів, наприклад, водного розчину КМЦ з додатком ПАР або крейдової пульпи.

Буферний об’єм є прямою емульсійно-суспензійною композицією, до складу якої входять: вода, дизельне пальне, крейдовий порошок і превоцел. Рідина має густину 1200-1300 кг/м3, величину водовіддачі не вище 1 см3/30 хв.

Для запобігання поглинань рідини глушіння високопроникними пластами, тобто для блокування продуктивного пласта, застосовують буферні рідини (об’ємом близько 1 м3), в ролі яких широко використовують водні розчини карбоксилметилцелюлози (КМЦ) і в’язкопружний склад (ВПС).

Використання водорозчинних полімерів дає змогу регулювати реологічні властивості рідин для глушіння. Найчастіше з цією метою застосовують поліакрилати, зокрема поліакриламід (ПАА) в кількості 0,2-0,5%.

Зниження фільтрації розчинів солей, полімерних розчинів та розчинів, одержаних шляхом їх комбінації, досягають додаванням до них карбонату кальцію. Крім того, з цією метою використовують смоли, розчинні у вуглеводнях, а також різні органічні колоїди, що здатні утворювати антифільтраційну кірку-плівку.

В’язкість буферної рідини в межах 1-2 Па×с є достатньою для ефективного зниження приймальності поглинальних пластів.

Буферну рідину на основі КМЦ готують шляхом розчинення КМЦ у сольовому розчині, густина якого вибирається з урахуванням того, що 5-6% додаток КМЦ підвищує густину розчину на 30 кг/м3. На одну операцію глушіння беруть 1 м3 буферної рідини. Буферну рідину на основі КМЦ готують у ємності шляхом циркуляції через насос.

У разі великих поглинань рідин глушіння, коли використання водних розчинів КМЦ малоефективне, як буферні рідини можуть використовуватися в’язкопружні суміші (ВПС). В’язкопружну суміш готують, наприклад, шляхом поліконденсації поліакриламіду (ПАА) з формальдегідом у слабколужних і нейтральних середовищах з додаванням смоли (СФ-282, ФР-12, ФР-50, ТС-10 або гексарезорцинової). Після конденсації (24-48 год) ВПС перетворюється у пружну гелеподібну масу, яка має слабке зчеплення з поверхнями труб, гірських порід і цементного каменю. Суміш зберігає свої властивості за температур до 90°С, під час тривалого контактування з нафтою, соляною кислотою і пластовою водою. Об’ємне співвідношення компонентів таке (%): 2% водний розчин ПАА (100): смола (1,5) : формалін (1,5). ВПС готують шляхом змішування з допомогою насосних агрегатів розчину ПАА зі смолою, після отримання однорідної суміші до неї додають формалін, а відтак суміш перемішують ще 5-10 хв, закачують у свердловину і витримують у спокої до перетворення в гелеподібну масу.

Під час глушіння свердловин, що експлуатуються устаткованням ЕВН, небажаною є наявність у рідині глушіння завислих, нерозчинних у воді частинок, які призводять до заклинювання і руйнування насоса.

Последние материалы

Заключение (Грунты)

При построении курса учитывалась необходимость его использования для различных гидротехнических специальностей и специализаций. В качестве основной части для студентов всех гидротехнических специальностей следует считать обязательным прочтение гл. 1—7. В гл. 8...

25-08-2013 Просмотров:4223 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Представления о решении задач нелинейной механики грунтов

На современном этапе развития нелинейного направления механики грунтов оформились два основных подхода к решению практических задач расчета грунтовых оснований и сооружений: нелинейно-упругий и упругопластический (А. К. Бугров, С. С. Вялов...

25-08-2013 Просмотров:7423 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Прочность грунтов при сложном напряженном состоянии

Для сред и материалов, обладающих сплошностью, предложено много различных условий прочности. Для оценки прочности грунтов наиболее широкое распространение получило условие Мора—Кулона (2.38), не содержащее промежуточного главного напряжения а2 и тем...

25-08-2013 Просмотров:4412 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Еще материалы

Надвиги

Надвигами называют разрывы взбросового строения, возникающие одновременно со складчатостью или накладывающиеся на складчатые структуры. Они характеризуются хрупким отрывом или вязким разрушением горных пород без заметных предварительных пластических деформаций, либо сопровождаются...

01-10-2010 Просмотров:11586 Геологическое картирование, структурная геология

Технології глушіння свердловин

Рідину глушіння готують біля свердловини або централізовано. Ланка з глушіння виконує наливання, зливання, транспортування рідин для глушіння, їх закачування, збирання і розбирання нагнітальних ліній для глушіння, збирання і розбирання викидних ліній...

19-09-2011 Просмотров:5035 Підземний ремонт свердловин

Светодальномеры, электронные тахеометры.

Светодальномер – прибор, измеряющий расстояние по времени прохождения его световым сигналом. В комплект светодальномера входят приёмопередатчик и отражатель. Приемопередатчик 1 (рис. 8.6) устанавливают на штативе на одном конце измеряемой линии...

13-08-2010 Просмотров:17994 Инженерная геодезия. Часть 1.