Menu

Вимоги до рідин глушіння

Головними критеріями, на основі яких формулюються вимоги до рідин глушіння, є: а) величина густини рідин глушіння; б) величина їх в'язкості та структурно-механічні властивості; в) вплив на привибійну зону продуктивного пласта; г) ступінь корозійного й абразивного діяння на устаткування; ґ) токсичність; д) вогне- і вибухонебезпечність; е) ціна і дефіцитність.

Розглянемо ці вимоги зокрема.

Величина густини рідин глушіння. Необхідна густина рідин глушіння зумовлюється, в основному, величинами тиску і глибини залягання продуктивного пласта.

Для глушіння використовують рідину такої густини, щоб створити протитиск на пласт. Густина рідини глушіння має відповідати пластовому тиску у свердловині. Визначити необхідну густину r (в кг/м3) рідини для глушіння можна за формулою:

[image] , (2.1)

де рпл – пластовий тиск, Па; Н – глибина свердловини (від гирла до продуктивного пласта вздовж вертикалі, м); n – коефіцієнт безпеки; g -прискорення вільного падіння, м/с2.

Коефіцієнт безпеки розраховується за формулою:

[image] , (2.2)

де k – процент перевищення гідростатичного тиску стовпа рідини над пластовим, який залежить від категорії свердловини.

Густина може коливатися в широких межах – від 200 до 2000 кг/м3. Як правило, низькі величини (менше 500-600 кг/м3) густин рідини глушіння потрібні для газових свердловин та для інших свердловин на пізній стадії розробки родовищ, коли тиск у продуктивних пластах нижче гідростатичного (наприклад, Битківське, Шебелинське, Джанкойське газові родовища). Високі величини густин рідини глушіння (понад 1500 кг/м3) потрібні, в основному для заповнення свердловин на нових нафтових і газових родовищах, а також при розробці нафтових родовищ з застосуванням методів заводнення.

Правильний вибір величин густини рідин глушіння відображається як на самому процесі глушіння свердловин, так і на його результатах. Вибір рідин глушіння з недостатньою величиною густини може призвести до фонтанування у процесі ремонту свердловини. А при використанні рідини глушіння з густиною, що перевищує необхідну за гідростатичним тиском, створюються репресії тиску на пласт, які зумовлюють поглинання пластом великої кількості рідини глушіння (об'єм її може перевищувати об'єм свердловини в 10-20 разів). Поглинання пластом рідини глушіння зменшує продуктивність свердловини в результаті зниження проникності привибійної зони пласта і є причиною збільшення тривалості освоєння свердловини після ремонту.

Очевидно, що тиск на вибої свердловини повинен бути більшим, ніж величина тиску нафтогазопроявів, і меншим, ніж тиск гідророзриву пласта (інтенсивного поглинання рідини глушіння), тобто для успішного (без нафтогазопроявів) і ефективного (без поглинання рідини глушіння) глушіння свердловини необхідно виконати умови співвідношення тисків

[image] (2.3)

або градієнтів тисків, які віднесені до конкретної глибини, зокрема до глибини вибою свердловини,

[image], (2.4)

де [image], [image] — тиск і градієнт тиску нафтогазопроявів; [image], [image] – тиск і градієнт тиску на вибої свердловини; [image], [image] – тиск і градієнт тиску гідророзриву пласта.

Ці граничні величини тисків у конкретних умовах, особливо при вираженій тріщинуватості колектора, можуть бути дуже близькими, а в процесі ремонту також можливі коливання вибійного тиску. Зміна тиску в основному спричинена опусканням та підніманням труб. Вплив різних чинників, що зумовлюють коливання тиску [image], не піддається детермінованому врахуванню. Тому є підстави розглядати тиск у свердловині [image] як випадкову величину.

Тиск гідророзриву пласта [image] і, відповідно, градієнт тиску [image] змінюються в широких межах навіть для одного і того ж покладу, що можна пояснювати впливом різних природних геологічних чинників (тріщинуватість порід, напружений стан і т. д.), а також впливом властивостей застосовуваних рідин, які фільтруються або не фільтруються в пласт. Аналіз фактичних даних показує, що [image] і [image] можна розглядати як випадкові величини.

Коли не маємо вірогідних даних щодо величини пластового тиску і характеристики проникних пластів, а також враховуючи випадкову величину додаткового фільтраційного опору в привибійній зоні пласта, тиск [image] і градієнт тиску [image] нафтогазопроявів теж можна розглядати як випадкові величини.

Зрозуміло, що розглядати виконання записаної вище умови можна тільки з якоюсь імовірністю. Отже, враховуючи ймовірнісний характер явищ нафтогазопроявів і гідророзриву пласта, успішне глушіння свердловини можна розглядати в залежності від заданого рівня надійності його виконання (рис. 2.3).

Оскільки градієнти [image] є величинами незалежними, то ймовірність порушення умови щодо нафтогазопроявів запишемо так:

[image] (2.5)

або

[image]

[image], (2.6)

де [image], [image], [image] – відповідно щільність і функція розподілу градієнта тиску [image] та імовірність нафтогазопроявів; [image], [image], – відповідно щільність і функція розподілу градієнта тиску [image] – градієнти тисків [image] і [image], які зокрема отримують значини [image] і [image].

 

[image]

Рис. 2.3 – Щільності розподілів градієнтів тисків нафтогазопроявів Gп, на вибої свердловини Gс і гідророзриву пласта Gг

 

При записуванні останньої формули беремо до уваги, що функції розподілу при мінус і плюс нескінченностях дорівнюють відповідно нулю та одиниці, а також, узагальнюючи запис рівнянь, умовно припускаємо зміну градієнтів тиску в межах нескінченностей.

Надійність відсутності нафтогазопроявів визначаємо як імовірність, при цьому використовуємо формулу для [image]:

[image]. (2.7)

Аналогічно записуємо надійність відсутності гідророзриву пласта:

[image]

[image], (2.8)

де [image], [image], [image] – щільність і функція градієнта тиску [image] та імовірність гідророзриву пласта; [image] , [image] – градієнти тисків [image] і [image], які зокрема можуть отримати максимальну [image] і мінімальну [image] значини.

Коли [image] і [image], то надійності відсутності нафтогазопроявів і гідророзриву пласта будуть дорівнювати одиниці, тобто нафтогазопрояви і гідророзрив не спостерігатимуться.

Оскільки відсутності нафтогазопроявів та гідророзрив є явища незалежні, то можна ввести поняття надійності успішного й ефективного глушіння свердловини як добуток розглянутих надійностей, тобто

[image]. (2.9)

Закони статистичного розподілу градієнтів тисків необхідно виводити за фактичними даними. Для визначення градієнта тиску гідророзриву запропоновано ряд відомих методик.

Нафтогазопрояви виникають, коли на пласт діє депресія тиску. Отже, найбільшою значиною градієнта тиску нафтогазопроявів слід вважати величину [image], де [image] – пластовий тиск; [image] – глибина залягання пласта.

Відомо, що форма кривої нормального закону розподілу статистичних величин характеризується величиною середньоквадратичного відхилення, тобто при збільшенні його величини крива розподілу стає більш плоскою. Для нормально розподіленої величини весь розподіл (з точністю до часток відсотка) вміщується на відрізку [image], де [image] – середня значина (математичне сподівання); [image] – середньоквадратичне відхилення. Пов’яжемо для градієнта тиску нафтогазопроявів математичне сподівання [image] і середньоквадратичне відхилення [image]:

[image], (2.10)

де [image]ρg = pпл/H; [image]– коефіцієнт аномалії тиску; [image] – густина води; [image] – прискорення вільного падіння. Тут [image] характеризує стан привибійної зони пласта, оскільки для припливу рідини із пласта, за наявності закупореної привибійної зони треба створити депресію тиску, що дає змогу перебороти наявний додатковий гідравлічний опір.

Єдині технічні правила ведення бурових робіт, якими можемо користуватися і при глушінні, регламентують статичний тиск на вибої свердловини величиною

[image], (2.11)

тоді градієнт тиску

[image], (2.12)

де [image] — коефіцієнт резерву.

Величину [image] беремо за математичне сподівання [image] градієнта тиску у свердловині. Зміна градієнта [image] зумовлена гідродинамічною складовою тиску. Її характеризуємо середньоквадратичним відхиленням [image].

Із цієї математичної моделі маємо змогу розв’язувати й обернену задачу: знайти [image] і [image], за якими буде забезпечено апріорі задану надійність успішного й ефективного глушіння свердловини або окремо надійності щодо відсутності нафтогазопроявів і гідророзривів. Знайшовши ці величини, зможемо регламентувати параметри глушіння свердловини, зокрема регламентувати швидкість спуско-підіймання ремонтного інструменту.

Проведемо практичні розрахунки. Градієнт тиску гідророзриву продуктивних пластів на нафтових родовищах Передкарпаття змінюється в межах 0,099-0,0219 МПа/м при середній значині 0,0159 МПа/м і середньоквадратичному відхиленні 0,0016-0,0025 МПа/м. Беремо: [image]; [image]; [image]; [image]; [image]; [image]; [image]; [image]; [image]. Знаходимо: [image]; [image]. Межа зміни [image] і [image].

За умови [image], або у розгорнутому вигляді

[image], (2.13)

одержуємо [image], а за умови [image], або у розгорнутому вигляді

[image], (2.14)

маємо [image].

Далі обчислюємо надійності:

  1. відсутності нафтогазопроявів [image];

  2. відсутності гідророзривів [image];

  3. успішного й ефективного глушіння свердловини [image].

Тоді маємо, що у 0,8 % випадків можливі нафтогазопрояви, у 0,05% – гідророзриви пласта, а в 1,3 % – аварійні ситуації під час ремонту свердловини, які зумовлені нафтогазопроявами і гідророзривами пласта.

Обчислюємо також надійність, коли [image] і [image] характеризуються їх середніми значинами відповідно [image] і [image], тобто [image] і [image] не є випадковими величинами, як це звичайно припускається, а [image] змінюється в межах [image]. Тоді, взявши [image] і [image], маємо: [image]; [image]; [image]; [image]; [image]; [image]; [image].

Звідси випливає, що у 75,1% випадків матимуть місце нафтогазопрояви, у 52,5% – гідророзриви пласта, а у 98,2 % – аварійні ситуації, що пов’язані з нафтогазопроявами і гідророзривами пласта. Тобто, коли користуватися середніми значинами градієнтів тиску [image] і [image], то надійності є дуже низькими. Така низька надійність практично недопустима, тому необхідно зменшувати інтервал зміни [image]. Таким чином, маємо змогу обгрунтувати межі зміни тиску на вибої свердловини, за якими із заданою надійністю можна уникати аварійних ситуацій, пов’язаних з поглинанням рідини глушіння пластом, а також з нафтогазопроявами.

Величина в'язкості і структурно-механічні властивості. Ці вимоги визначаються необхідністю запобігання поглинання рідини глушіння продуктивним пластом у залежності від його колекторських властивостей (проникність, пористість).

Рідина глушіння повинна мати достатню в'язкість, добру тиксотропію (здатність перетворюватися з рухомої рідини на гель) для того, щоб запобігти поглинання продуктивним пластом. Але в той же час кінцеві величини характеристик структурно-механічних властивостей рідини глушіння не повинні бути надто високими, оскільки рідина, яка має велику статичну напругу зсуву (СНЗ) і проникла у привибійну зону пласта, настільки загущується, що не може бути видалена із неї при градієнтах тиску, створюваних у ході освоєння, а також потоком пластових флюїдів під час експлуатації свердловини. У результаті проникність пласта і, як наслідок, продуктивність свердловини будуть погіршені. Величини в'язкості і характеристик структурно-механічних властивостей рідин глушіння можуть регулюватися застосуванням загущувачів, поверхнево-активних речовин і т.д.

Вплив рідини глушіння на привибійну зону продуктивного пласта. Погіршення фільтраційної здатності колектора в результаті глушіння відбувається через поглинання рідини глушіння продуктивним пластом по тріщинах; проникання фільтрату (рідкої фази, дисперсійного середовища) рідини глушіння в поровий простір; проникання твердих частинок (дисперсної фази) рідини глушіння в поровий простір. Негативний вплив рідини глушіння на продуктивність видобувних свердловин у післяремонтний період зумовлюється в основному типом рідини глушіння, репресією тиску на пласт і його проникністю. Проникання в пласт складових частин рідини глушіння призводить до поступового погіршення продуктивності свердловини, що часто носить асимптотичний характер у результаті багатократного глушіння. Природна проникність пласта, як правило, погіршується ще в процесі первинного (буріння) і вторинного (перфорація) розкриття.

Якщо рідина глушіння є дисперсною системою (наприклад, глинистий розчин), то в пласт проникає дисперсна фаза. Глибина поступлення у пласт твердих частинок глинистого розчину може сягати до 40 мм, фільтрату – до 3 м і глинистого розчину – до декількох метрів. У поровий простір також із тріщин проникають тверді частинки і фільтрат. У процесі проникання твердих частинок відбувається утворення кірки на поверхні пористого середовища і внутрішньопорова кольматація. Вони залежать від співвідношення поперечних розмірів пор і твердих частинок (див. розділ ізоляції вод), а також від концентрації твердої фази в рідині. Чим більша концентрація, тим менша глибина проникання. Наявність у глинистих розчинах обважнювачів і цілого комплексу хімічних реагентів, а в розчинах мінеральних солей – механічних домішок, призводить до погіршення проникності пластів під час використання таких систем як рідини глушіння. Частинки обважнювачів неглибоко проникають у породу, але зумовлюють її закупорення на 75-100%, одночасно прискорюючи процес кольматації, а деякі з них, наприклад, барит, навіть не видаляються із пор хімічним розчиненням. Хімічні реагенти і додатки до глинистого розчину сольватизують, флокулюють або диспергують частинки твердої фази, утворюють гелі й суспензії, забезпечують молекулярно-глобулярну (в слабкопроникних породах), полідисперсну або об'ємну кольматацію.

У процесі ремонту свердловини рідина глушіння вступає в контакт з продукцією свердловини; мінералами гірських порід, що утворюють продуктивний пласт; флюїдами пласта; спеціальними матеріалами і технологічними рідинами, які використовуються під час проведення ремонтних робіт; поверхнею обсадних і насосно-компресорних труб; елементами насосного устатковання. Звідси в рідину глушіння можуть надходити глинисті мінерали, обважнювачі, домішки в матеріалах, із яких приготовлена рідина глушіння, окалина і продукти корозії з поверхні підземного устаткування та насосів, окремі хімічні реагенти, наповнювачі, що призводять до додаткової кольматації. Під час порушення термобаричної і хімічної рівноваги в складі самої рідини глушіння і під час її контактування з пластовими флюїдами відбувається самовільна кольматація, що зумовлюється виділенням осаду із неорганічних солей, кристалізацією парафіну.

Фільтрат рідини глушіння спричиняє: а) набрякання глинистих мінералів, що містяться в породі колектора (глинистого цементу колектора); б) утворення у привибійній зоні стійких водонафтових емульсій, броньованих глинистими частинками і парафіном (внаслідок охолодження рідиною привибійної зони нижче температури насичення нафти парафіном); в) блокувальне діяння води, зумовлене капілярними і поверхневими явищами, які відбуваються в поровому просторі внаслідок взаємного витіснення рідин, що не змішуються; г) утворення в поровому просторі нерозчинних осадів (сульфатів кальцію, заліза, барію, гідроксидів кальцію, магнію), як результат взаємодії фільтратів і пластових флюїдів; ґ) закупорювання пор твердими частинками, що проникли в пласт разом з фільтратом (рідкою фазою); д) утворення пристінних шарів рідини на поверхні зерен гірських порід, що зменшує прохідний переріз порових каналів.

Нафтогазоносні колектори, які утворені піщаником, у більшості випадків містять у своєму складі ще й глинистий матеріал у кількості від 1 до 50 % від загального об’єму цементувальної речовини. При контактуванні води з породою відбувається набрякання глин (монтморилоніту, гідрослюди, каолініту), яке супроводжується зменшенням пористості і проникності породи колектора. В найбільшій мірі набрякають бентонітові натрієві глини, особливо в прісній та лужній водах і менше в жорсткій високомінералізованій воді. Кальцієві глини набрякають однаково і в прісній, і в мінералізованій водах, хоч загальна величина їх набрякання менша, ніж натрієвих глин. Набрякання зменшується при додаванні ПАР до води. Зменшення проникності внаслідок набрякання глин залежить від кількості і мінералогічного складу глини, характеру розподілу глини в породі колектора, хімічного складу рідини глушіння і тривалості часу її контактування з пластом, рН середовища, розмірів пор (умовний діаметр пор від 1 мкм для дрібнозернистих піщаників до 150 мкм для гравійних конгломератів) та структури порового простору.

Механізм утворення емульсій типу “вода в нафті” може бути різним (самочинне диспергування, нерівномірність витіснення нафти рідиною глушіння із привибійної зони, пульсації тиску). Стійкість емульсії підвищується із збільшенням у нафті асфальтено-смолистих речовин, із зменшенням температури, особливо яка супроводжується виділенням твердого парафіну із нафти, із ростом вмісту мінеральних дрібнодисперсних частинок у рідині, із зменшенням вмісту Na2CO3, NaOH, CaCl2, NaCl і т.д. Асфальтено-смолисті речовини і мінеральні дрібнодисперсні частинки, твердий парафін концентруються на поверхні розділу нафта-вода, утворюючи на ній тверді плівки (оболонки), які перешкоджають зливанню крапель води. Оскільки емульсії мають високу в’язкість і граничну напругу зсуву, то для фільтрації нафти через об’єми, зайняті емульсією, необхідно створити великі перепади тиску, що іноді практично не можливо.

Під час проникання насиченого розчину NaCl у пласт, у водах якого містяться активніші солі Са і Mg, останні внаслідок своєї більшої розчинності можуть витіснити із розчину NaCl з випаданням його в осад. Під час контактування води, яка містить іони барію, з пластовою водою, в якій є сульфати, в пласті може утворюватися осад сульфату барію. Оскільки в рідині глушіння завжди є розчинений кисень, то змішування рідини глушіння з пластовою водою, яка містить двовалентне залізо Fe2+, супроводжується окисленням двовалентного заліза Fe2+ у тривалентне Fe3+ з випаданням в осад гідроксиду заліза Fe(OH)3. Якщо ж рідина глушіння має рН у межах дев’яти (лужне середовище), то в осад також може випасти двовалентне залізо у вигляді гідрозакису. Контактування сірководню пластової води з розчиненим у рідині глушіння киснем може призвести до утворення сірки з подальшим випаданням її в осад. У результаті взаємодії вод, які містять NaOH чи Na2CO3, з хлоркальцієвою водою, утворюються осади типу СаСО3 і Са(ОН)2, а з хлормагнієвою — аморфний осад Mg(ОН)2. Із рідини глушіння, яка містить іоногенні ПАР типу сульфонолу, сульфонату тощо, під час її взаємодії з мінералізованою пластовою водою ці ПАР “висолюються” із розчину.

Глушіння свердловин буровим розчином або водою може супроводжуватися таким різким зниженням їх продуктивності, що витрати на тривале освоєння перевищать вартість буріння.

На родовищах Західного Сибіру і Мангишлаку внаслідок діяння на пласт глинистого розчину з водовіддачею 8-10 см3/30хв фільтрат проникає на глибину 2-3 м за 2 доби і на 8 м за 1-5 місяців, що призводить до погіршення проникності привибійної зони пласта в 1,6-22,6 разів. Зона погіршеної проникності поширюється в радіусі 6,5-13,6 м. Найглибше проникання фільтрату і твердої фази буває під час роботи в тріщинуватих колекторах. Так, на родовищах Комі внаслідок інтенсивного поглинання бурового розчину тріщинуватим колектором середня витрата рідини глушіння на 44 % перевищує розрахунковий об’єм, а час освоєння свердловин складає 3-6 діб. На родовищах Білорусії, які складені тріщинуватими й пористо-тріщинуватими колекторами, глибина проникнення бурового розчину сягає 20-70 м.

Ситуація ще більше ускладнюється під час проведення складних ремонтних робіт, що пов’язані з багатократним опусканням-підійманням інструменту. В окремих випадках під час опускання інструменту, через значний приріст гідродинамічного тиску, є можливим навіть гідравлічний розрив пласта, який супроводжується катастрофічним поглинанням.

Аналіз результатів використання бурових розчинів та інших дисперсних систем з твердою фазою як рідин глушіння свердловин показує, що найбільш проникна частина колектора заблокована твердими частинками. І хоч глибина кольматації в цьому випадку невелика (2-40 мм), саме останні закупорюють пористе середовище на 75-100 %, прискорюючи в цьому випадку і процес кольматації в цілому. Особливо несприятливий вплив виявляють рідини високої густини, що обважнені баритом, та інші рідини, які хімічно важко видаляються.

З метою виключення несприятливого впливу твердої фази на родовищах з низьким пластовим тиском часто використовують пластову або технічну воду. Однак у цьому випадку, як свідчать результати промислових досліджень на родовищах Татарстану, період освоєння свердловин після глушіння пластовою водою, становить понад 3 доби, а вихід їх на робочий режим досягається тільки через 30-40 діб з дебітом нижче доремонтного на 20 %. При цьому на усіх родовищах відмічається стійка тенденція до зростання обводненості продукції. Такий несприятливий вплив води на фільтраційні властивості пористого середовища зумовлено капілярним просочуванням низькопроникних пористих блоків. У результаті, в цій частині колектора створюється незборимий бар’єр і в післяремонтний період освоюється тільки роздренована високопроникна частина продуктивного пласта. Крім того, технічна вода завжди містить від 50 до 250 мг/л тонкодисперсних завислих частинок, які є ефективними кольматантами. Поряд з цим вода спричиняє набрякання глин, диспергування й переміщення їх частинок потоком рідини, а отже, звуження і закупорювання порових каналів.

Дослідженнями питань забруднення привибійної зони пласта і зменшення її проникності під час буріння і ремонту свердловин виявлено багато шкідливих чинників. Стосовно до нафтогазових пластів зменшення проникності може бути зумовлено забрудненням привибійної зони глинистим розчином, утворенням малопроникної глинистої кірки, набряканням глинистого цементу і утворенням гетерогенних шарів рідин на поверхні частинок гірської породи.

Шари рідини на поверхні частинок характеризуються аномальними властивостями – підвищеною в’язкістю і пружним опором зсуву, але за високої мінералізації вод і в добре проникних пластах їх вплив на фільтраційні властивості привибійної зони вкрай слабкий.

Істотніший вплив може мати внутрішньопорова кольматація твердою фазою бурового (глинистого) розчину чи рідини глушіння свердловин. У цьому аспекті проникні пласти розділяють на два класи : з зоною внутрішньої глинизації і без неї. Проникання глинистих частинок у пори починається при проникності порід близько 0,27 мкм2. Глибина проникання дисперсної фази розчину визначається порометричною характеристикою колектора, дисперсністю твердих частинок, репресією тиску. Для дрібнозернистого піску глибина становить 2-4 мм, середньозернистого – 12-20 мм, тобто глибина внутрішньопорової глинизації є малою і меншою глибини перфораційних каналів. Тут можна говорити про флокуляцію та осідання колоїдних частинок розчину.

Звідси, напрямком збільшення проникності привибійної зони є руйнування глинистої кірки і внутрішньопорового бар’єру глинистих частинок. Зменшення коагуляції завислих частинок глинистого розчину можна досягнути, як відомо, шляхом адсорбції поверхнево-активних речовин на поверхні частинок глини і утворення адсорбційних сольватних оболонок. Також виявлено, що для ефективності стабілізації суспензій та емульсій необхідно утворення полімолекулярних адсорбційних шарів, які мають в’язко-еластичні властивості. Це має місце під час застосування розчинів великої концентрації з істотно нелінійними характеристиками. Звичайно як стабілізатори емульсій застосовують нейоногенні та аніоноактивні поверхнево-активні речовини.

Для підвищення продуктивності свердловин необхідно відновити фільтраційні властивості після буріння і підземного чи капітального ремонту свердловин, інтенсифікувати осушування привибійної зони газового пласта і прискорити освоєння свердловини по всьому продуктивному розрізу пласта.

Поверхнево-активні речовини (ПАР) розміщено в ряди за основними характеристиками (табл. 2.1 – 2.5). Величина поверхневого натягу σ в залежності від концентрації досліджувалась на приладі УфНДІ, а піноутворювальна здатність розчинів ПАР і стабільність отриманої піни – на устаткованні Росс-Майлса. Піноутворювальна здатність оцінювалась об’єктом піни, утвореної із фіксованого і однакового у всіх дослідах об’єму вхідного розчину різних ПАР. Стабільність піни, як здатність зберігати свої початкові властивості (об’єм, тривалість “життя”, товщина плівки), оцінювалась за величиною руйнування її об’єму протягом певного (10 хв.) проміжку часу.

 

Таблиця 2.1 – Поверхнева активність розчинів ПАР в інтервалі концентрацій 0-0,02 % (= 20 0C) (дн/см. %)

Назва ПАР

[image]

Назва ПАР

[image]

Лисаполь

2150

Синтанол ВН-7

1725

Неонол 2В1315-9

2150

Неонол В1020-30

1700

ОП-7

2075

Превоцел FPC

1675

Конокс I-109

2075

Дисольван 1736

1600

Тержитол

2050

Превоцел WOF-100

1500

Синтанол ДТ-7

2000

Проксанол 186

1450

Ноіген ЕА-130

2000

ОП-10 СНХК

1300

Неонол В1416-12х

2000

Сульфанол НР-3

1025

ОП-4

1900

Неонол В1020-40

1025

Аркополь

1850

ОКМ

800

Марвелан

1850

Катапін

100

Превоцел ЕО

1825

ДС-РАС

75

ОП-10 ДХК

1800

КТР

25

Саопаль

1750

 

 

 

Для глушіння свердловин слід вибирати стабільну і високоякісну піну, тобто керуватися ступенем стійкості пін, стабілізованих відповідними ПАР (табл. 2.3) і зниженням відносної газопроникності пористого середовища за наявності в ньому піни із розчину цього ПАР (табл. 2.5). У процесі визначення кількості реагентів для глушіння свердловини слід враховувати піноутворювальну здатність (табл. 2.2) і мінімальну граничну адсорбцію (табл. 2.4). Для утворення високов’язкої піни при заданій концентрації розчину об’єм газової фази повинен бути таким, щоб поверхнева концентрація ПАР у піні була в межах найвищої активності розчину (табл. 2.1). Найбільш ефективними тут є нейоногенні ПАР, які мають у мінералізованій пластовій воді високу піноутворювальну здатність і низький поверхневий натяг.

 

Таблиця 2.2 – Ряд ПАР з піноутворюючою здатністю, складений для розчинів ПАР на дистильованій воді при t = 20 0С і концентрації 0,25 %

Назва ПАР

Піноутворююча здатність, (мл)

Назва ПАР

Піноутворююча здатність, (мл)

Тержитол

310

Синтанол ВН-7

207

Аркополь

280

Ноіген ЕА-130

202

Сульфонол НП-3

280

Саопаль

198

Синтанол ДТ-7

275

Превоцел WOFР-100

198

Конокс I-109

265

Неонол В1020-40

140

Превоцел ЕО

260

Неонол В1020-30

110

Неонол 2В1315-9

256

Превоцел FО

80

Неонол В1416-12х

250

Катапін

77,0

ОП-10 Д

250

ОП-10 СНХК

70

Превоцел WOF-100

235

КТР

70

Марвелан

235

Проксанол 186

61

Превоцел WON

225

Стенол -100

45

ДС-РАС

225

ОКМ

38

ОП-7

220

Дисольван – 1738

25

Лисаполь

210

ОП-4

15

 

Таблиця 2.3 – Ряд ПАР за стійкістю піни, утвореної з 0,25 % розчину ПАР на дистильованій воді при t = 20 0С за 10 хв.

Назва ПАР

Стійкість б/р

Назва ПАР

Стійкість б/р

ОП-4

1,0

Превоцел FО

0,75

КТР

0,87

Ноиген ЕА-130

0,75

Синтанол ВН-7

0,86

Стенол –100

0,7

Синтанол ДТ-7

0,85

Проксанол – 186

0,55

ДС-РАС

0,85

Катапін

0,35

Саопаль

0,84

Неонол В1020-40

0,35

Сульфонол НП-3

0,83

ОП-10 ДХК

0,3

Тержитол

0,8

Неонол В1416-12х

0,25

Аркополь

0,8

Неонол 2В1315-9

0,2

ОКМ

0,8

Неонол В1020-30

0,15

ОП-10 СНХК

0,8

Превоцел WOFР-100

0,15

Превоцел WON

0,8

Дисольван – 1738

0,15

Конокс I-109

0,8

ОП-7

0,1

Превоцел WOF-100

0,75

Марвелан

0,1

Таблица 2.4 – Ряд поверхнево-активних речовин, за мінімумом граничної адсорбції на кварцовому піску з питомою поверхністю 1 м2

Назва ПАР

Адсорбція мг/г

Назва ПАР

Адсорбція мг/г

Превоцел WOFР-100

0,25

Превоцел FО

1,2

Прохалит ОП-1040

0,26

Саопаль

1,4

Неонол В1020-30

0,3

Проксанол 186

1,5

Дисольван 1733

0,34

Превоцел WOF-100

1,6

Неонол В1020-40

0,40

ОП-7

1,6

Неонол В1416-12х

0,6

Аркополь

1,7

ОП-10

0,6

Сульфонол НП-1

2,18

Неонол 2В1315-9

0,7

Тержитол

2,3

ОКМ

0,7

Превоцел ЕО

2,3

Шкопагол АГ-010

0,85

ДС-РАС

2,53

ОП-4

0,9

Превоцел WON

2,7

Ноіген ЕА-130

1,0

Катапін

6

 

 

ОП-45

8

 

При застосуванні розчинів ПАР для осушування привибійної зони неоднорідного пласта необхідно мати високоякісну і в’язку піну (табл. 2.2) із розчину з високою значиною ds/dс. Тут можуть бути піни з коротким терміном “життя”.

Для відновлення фільтраційних властивостей привибійної зони необхідно застосовувати висококонцентровані розчини ПАР з великою адсорбцією (табл. 2.4).

Технологія відновлення фільтраційних властивостей привибійної зони пласта в газових свердловинах полягає в наступному. У свердловину закачують 1-10% розчин ДС-РАС за активною речовиною (в залежності від мінералізації пластової води) об’ємом, достатнім для заповнення привибійної зони радіусом 0,8-1 м, і витримують його в привибійній зоні до 6 год., а відтак освоюють свердловину продуванням в атмосферу. Метод виявився ефективним у газових свердловинах Щелковського газосховища після їх капітального ремонту, при освоєнні свердловин, пробурених на нижню зону нижньо-щигровського горизонту, коли їх приймальність з моменту підключення під нагнітання протягом декількох годин знижувалась з 40-50 тис. м3/доб, практично до нуля (з точністю до чутливості витратомірів). Якщо без застосування ДС-РАС протягом 7 років середня приймальність свердловин після ремонту і буріння становила 190 тис. м2/доб, тривалість освоєння 430 год., а кількість газу, випущеного в атмосферу під час освоєння 3,8 млн. м3 (по 23 свердловинах), то з застосуванням розчину ДС-РАС ці параметри відповідно сягали 400 тис.м3/доб, 192год і 0,8 млн.м3 (по 49 свердловинах).

 

Таблиця 2.5 – Ряд ПАР за ступенем зниження газопроникності пористого середовища пінами, утвореними із 0,3 % розчинника (досліди з водопровідною водою, абсолютна проникність взірця – 3,5·10–12 м2, градієнт тиску 0,05 МПа/м.

Назва ПАР

Газопроникність взірця, насиченого піною (10–15 м2)

Назва ПАР

Газопроникність взірця, насиченого піною (10–15 м2)

Превоцел WON

0,07

Лисаполь

45,0

Саопаль

3,0

Превоцел F

60

Аркополь

3,5

ОП-10 ДХК

60

Превоцел FО

4,5

ОП-7

70

ОП-45

8,0

ОП-10 СНХК

80

Превоцел WOF-100

8,0

Стенол –100

90

 

Технологія циклічного оброблення шарово-неоднорідного пласта з метою підвищення ступеня осушення і оброблення полягає в тимчасовому зниженні водопроникності високопроникного пласта за рахунок створення в ньому облямівки піни невеликої протяжності або закачування газу перед обробленням газонагнітальної свердловини розчином ПАР, а відтак у закачуванні чергової порції розчину ПАР, який відносно гірше проникає у високопроникний пропласток і порівняно краще – в низькопроникний. Подальше закачування газу, завдяки збільшенню кількості розчину в малопроникному пропластку, призводить до утворення піни в ньому і підвищує ступінь осушення пропластка.

Одним із методів полегшення припливу пластової води є технологія, суть якої полягає в закачуванні у привибійну зону хімічних реагентів, здатних гідрофобізувати пористе середовище, розчинів поверхнево-активних речовин, нафти і продуктів її переробки тощо.

Відомо, що ПАР являють собою хімічні сполуки, молекули яких мають асиметричну будову і здатність адсорбуватися на границі розділу середовищ, внаслідок чого відбувається зниження величини поверхневого натягу. Молекула ПАР з фізичної точки зору є диполем, одна частина якого є гідрофобним вуглеводневим радикалом, не розчинним у воді, але розчинним у вуглеводневих рідинах, друга – полярною гідрофільною групою, розчинною у воді. Залежно від природи поверхні пористого середовища адсорбція на ній молекул ПАР може призвести або до гідрофобізації, або до гідрофілізації. У випадку гідрофільної поверхні молекула ПАР адсорбується на ній своєю полярною гідрофільною частиною, яка має більшу спорідненість з контактною поверхнею.

Більшість природних мінералів, з яких складаються пористі середовища, мають яскраво виражену гідрофільність поверхні. Під час контактування з вуглеводневою рідиною (нафта, газоконденсат, гас та ін.) змочуваність поверхні водою погіршується, хоч остання залишається всетаки гідрофільною, оскільки кути змочування становлять 45-60°, але ефект зниження фазової проникності за рахунок часткової гідрофобізації вже є значним.

Адсорбція на поверхні пористого середовища молекул ПАР із розчинів призводить до утворення стабілізованих шарів, які своїми вільними неприєднаними частинами утворюють так званий “частокіл Ленгмюра”, який зумовлює фільність поверхні, тобто в даному випадку поверхня в результаті адсорбції молекул ПАР стає гідрофобною. Оскільки з причини неоднорідної будови пористого середовища розчин ПАР проникає головним чином у високопроникні зони, а низькопроникні і водонасичені залишаються поза діянням, то не можна вважати поверхню пористого середовища повністю гідрофобізованою в результаті закачування розчину ПАР у привибійну зону.

Як гідрофобізатори застосовують найчастіше ПАР та інші реагенти малої концентрації, високоактивні нафти, продукти їх переробки, зокрема ніогрін, універсін та інші хімреагенти, ізотерма сорбції яких істотно нелінійна (типу ізотерми Ленгмюра на відміну від ізотерми Генрі).

З метою запобігання набрякання глин, як правило, використовують сольові розчини. У промисловій практиці найбільше поширення одержали хлориди кальцію, натрію і калію, а в умовах з підвищеними пластовими тисками – хлориди, броміди і нітрати кальцію й цинку чи їх суміші. Разом з тим багатократними дослідженнями встановлено, що одержання на промислах чистих сольових розчинів дуже проблематичне й дороге, оскільки в технічній воді і солях, що використовуються для приготування розчинів, концентрація завислих частинок і твердих домішок сягає понад 1 г/л. У той же час вміст твердої фази в розчині вже з концентрацією 10-15 мг/л, що візуально не визначається в промислових резервуарах, викликає зниження проникності кернів на 90 %. До того ж, відновлення проникності вдається здійснити в лабораторних умовах лише на 10-50 %. Отже, неочищені сольові розчини є небезпечнішими для продуктивного пласта, ніж глинисті дисперсії. Поряд з кольматацією пористого середовища твердими частинками, в промислових умовах у разі використання сольових розчинів спостерігається значне зниження продуктивності свердловин внаслідок високої фільтрації і глибокого проникання водних розчинів у продуктивний пласт, утворення ними гідратних й емульсійних пробок, кристалізації й осадження солей в пористому середовищі. Часто об’єми розчинів за такого глушіння свердловини сягають 160-1200 м3. У результаті цього освоєння свердловини затримується до 3-10 діб, а початкові коефіцієнти продуктивності зовсім не відновлюються чи досягаються через 3-7 місяців неперервної експлуатації. Дебіти неокомських газоконденсатних свердловин Уренгойського газоконденсатного родовища знижуються після глушіння водними розчинами хлористого кальцію на 60-63 %, а сеноманських газових – у середньому на 20 %. Як правило, об’єми використовуваних рідин у 2-3 рази перевищують об’єми свердловин, що подовжує строки їх освоєння до 4-20 діб для неокому і до 2-5 діб для сеноману. В цьому випадку, за екстраполяційними кривими перебігу відновлення продуктивності свердловин, час виходу на доремонтний режим становить у середньому, відповідно, 218 і 207 діб. Для запобігання викидів на 1/3 свердловин здійснюють повторні глушіння хлористим кальцієм чи глинистим розчином, що призводить до різкого зниження їх продуктивності через кольматацію пористого середовища і протікання необоротних процесів. Витрати на відновлювальні роботи і тривале освоєння таких свердловин часто перевищують вартість їх будівництва. Аналіз петрографічного складу порід-колекторів Уренгойського газоконденсатного родовища свідчить про високий вміст у них іонів заліза, які в результаті гідролізу утворюють нерозчинний осад гідроксиду заліза. Отже, погіршення фільтраційних характеристик може бути і внаслідок вторинного осадоутворення в процесі фільтрації і взаємодії рідини глушіння з мінералами пористого середовища та пластовими флюїдами. Поширеним проявом цього ефекту є також утворення в пласті високов’язких емульсій.

У такому аспекті найкращими можуть бути дисперсні системи із тривкістю, яку вдається регулювати в широких межах, і які забезпечують утворення надійного екрану проти проникнення як технологічних рідин вглиб пласта, так і поступлення пластової продукції у свердловину.

Якість рідини глушіння з позицій впливу на привибійну зону пласта можна оцінити за лабораторними і промисловими даними. Суть методики оцінки якості рідини глушіння за лабораторними даними зводиться до наступного. Спочатку визначається проникність керна для моделі нафти [image]. Відтак протягом певного часу у зворотному напрямку через керн фільтрують рідину глушіння (аналогічно може бути будь-яка технологічна рідина чи буровий розчин). Після витримування керна в досліджуваному середовищі протягом деякого часу знову здійснюють фільтрацію моделі нафти через керн у початковому напрямку до настання постійної витрати, за якою визначають нафтопроникність [image]. Тоді якість рідини глушіння, тобто ступінь шкідливого впливу її на нафтопроникність керна, характеризують коефіцієнтом відновлення проникності

[image], (2.15)

що є відношенням коефіцієнта нафтопроникності керна після оброблення рідиною глушіння [image] до початкового коефіцієнта нафтопроникності [image]. Для досліджень необхідно:

а) брати неекстраговані керни конкретних продуктивних пластів (сталий мінеральний склад), максимально зберігши їх природну водонасиченість і природний стан поверхні порового простору (гідрофільна чи гідрофобна поверхня);

б) використовувати пластову нафту того ж продуктивного пласта;

в) створювати відповідні перепади тиску, які визначаються реальними градієнтами тиску, що мають місце під час надходження фільтрату в пласт і під час фільтрації нафти у свердловину в процесі її освоєння та експлуатації;

г) підтримувати температуру і тиск відповідно до пластових умов.

Оцінку якості рідини глушіння за фактичними промисловими даними можна здійснити шляхом зіставлення питомих дебітів чи, краще, питомих коефіцієнтів продуктивностей по групах свердловин або шляхом визначення відношення коефіцієнтів продуктивностей (коефіцієнтів гідропровідностей) чи скін-ефекту для однієї конкретної свердловини. Нагадаємо, що під питомим дебітом розуміється відношення дебіту свердловини до ефективної товщини пласта, а під питомим коефіцієнтом продуктивності – відношення коефіцієнта продуктивності до ефективної товщини пласта. Метод зіставлення полягає в тому, що визначається відношення названих середніх параметрів по групі свердловин, отриманих під час глушіння з допомогою досліджуваної рідини, до таких же параметрів по групі сусідніх свердловин, для глушіння яких використовували іншу (базисну) рідину глушіння. Але за цим методом не оцінюється безпосередньо стан привибійної зони (краще-гірше порівняно з базисом), а вибірки свердловин у обох групах повинні бути досить великими, репрезентативними, тобто повинні враховувати неоднорідність пласта за проникністю (від свердловини до свердловини) як по площі, так і по товщині, бо інакше не буде вірогідного результату щодо оцінки.

Для якісної оцінки враховують і тривалість часу освоєння. Але швидкий пуск свердловини в експлуатацію ще не свідчить про хорошу якість рідини, бо приплив може бути отриманий за рахунок лише окремої високопроникної частини нафтонасиченої товщини пласта.

Найкраще оцінку якості рідини глушіння здійснювати за результатами гідродинамічного дослідження свердловини в умовах усталених і неусталених режимів фільтрації до і після глушіння свердловини. Тоді ступінь зменшення продуктивності свердловини оцінюють відношенням коефіцієнтів продуктивностей або гідропровідностей після і до діяння рідини глушіння (параметр ВП)

[image], (2.16)

де [image], [image] – коефіцієнт продуктивності відповідно до і після глушіння свердловини; [image], [image], [image] – коефіцієнт проникності, ефективна товщина продуктивної частини пласта і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти в пластових умовах відповідно; [image] – коефіцієнт гідропровідності пласта; [image], [image] – відповідно привибійна і віддалена зона пласта (середню проникність усієї системи, в основному, відображає проникність привибійної зони, хоч розміри її є невеликими). Якщо [image], то стан привибійної зони не змінився; якщо [image], то фактична продуктивність становить таку частину її теоретичної продуктивності; якщо [image], то проникність у привибійній зоні пласта більша, ніж у віддаленій його частині. Іноді в літературі зустрічається і параметр – коефіцієнт привибійного закупорювання [image], який є величиною, оберненою ВП.

Методика визначення скін-ефекту розглядається у відповідних розділах підземної гідрогазомеханіки і технології видобування нафти.

Ступінь корозійного й абразивного діяння рідини глушіння на устаткування. Корозійне й абразивне діяння рідини глушіння як на наземне, так і на підземне устаткування повинно бути незначним або не проявлятися.

На швидкість корозії може замітно впливати йонний склад води, а також різні колоїдно-хімічні домішки, що містяться в ній. До агресивних іонів відносяться Сl–- і HS. При цьому, з підвищенням температури води швидкість хімічної (електрохімічної) реакції, яка призводить до корозії металів, збільшується приблизно в 2-3 рази на кожне підвищення в 10°С.

Із водних розчинів солей хлоридів більшою корозійністю характеризується ZnCl2. Для інших розчинів солей хлоридів (NaCl, CaCl2, KCl) або їх сумішей (NaCl+CaCl+CaCl2, CaCl2+CaBr2) корозійне руйнування навіть при 150°С становить для сталі 80 менше 0,12 мм за рік, що є допустимою нормою. Для сталей групи міцності Д і групи міцності Р-110 найбільш агресивним середовищем виявився розсіл MgCl2, відтак CaCl2, Na2SO4, KCl і найменш агресивним – розсіл NaCl. Так, діяння розсолів MgCl2 і CaCl2 в 10 разів агресивніше від діяння розсолу NaCl. При цьому леговані труби із сталі групи міцності Р-110 більш корозійнотривкі, ніж нелеговані труби із сталі групи міцності Д.

Запобігання або зниження корозійного діяння мінералізованих середовищ і рідин глушіння можна досягнути введенням у них ПАР та інгібувальних додатків.

Абразивне діяння на устатковання може бути зумовлено застосуванням рідин глушіння, які містять абразивні частинки. До них відносяться глинисті розчини, в яких використано залізисті обважнювачі (менш абразивними є розчини, обважнені баритом і крейдою), розчини солей, що містять велику кількість нерозчинних домішок (забруднені солі, відходи солей і т.д.) чи обважнювачів тощо.

Токсичність. Рідина глушіння повинна бути не токсичною або характеризуватися її малою величиною. Досвід застосування рідин глушіння показує, що деякі з них містять токсичні або слабкотоксичні нафтові й хімічні продукти: емульсії прямі – гідрофільні, обернені – гідрофобні; розчини на нафтовій основі, на основі розчинників, із загущувачами і т.д. Тому під час використання рідин глушіння, що містять такі компоненти, необхідно дотримуватися правил санітарії і гігієни, які рекомендуються в разі виконання робіт з токсичними речовинами.

Вогне- і вибухонебезпечність. Рідини глушіння не повинні бути вогне- і вибухонебезпечними. До вогне- і вибухобезпечних рідин глушіння відносяться сольові розчини і стічні води (з ПАР чи без них, або з загущувачами) тощо, а до вогне- і вибухонебезпечних розчинів – розчини на вуглеводневій основі (розчини на нафтовій основі та інвертні емульсійні розчини). Якщо виконувати правила пожежної безпеки, які чинні в галузі, то під час використання інвертних емульсійних розчинів, як показує виробничий досвід, вогненебезпечних умов практично не виникає.

Ціна і дефіцитність компонентів рідини глушіння. Рідини глушіння не повинні бути дорогими, а їх компоненти – дефіцитними. Разом з тим використання рідини глушіння навіть високої вартості може бути економічно виправданим, якщо врахувати ефективність її використання і передбачити повторне використання на іншій свердловині.

Отже, рідина глушіння повинна відповідати таким вимогам:

мати густину, достатню для забезпечення необхідного протитиску на пласт;

мати достатню в'язкість і характеризуватися доброю тиксотропією для запобігання поглинання рідини глушіння пластом;

забезпечувати максимальне збереження колекторських властиво-стей продуктивного пласта і не утворювати твердих осадів;

не чинити корозійного та абразивного діяння на труби і ремонтне та експлуатаційне устаткування;

бути термотривкою в конкретних умовах (не замерзати взимку; не розкладатися чи закипати за високих температур);

бути сумісною з іншими технологічними рідинами, що використовуються під час ремонту свердловин, не утворювати з ними осадів;

не погіршувати колекторських властивостей пласта під час здійснення перфораційних робіт;

не повинна виявляти впливу на результати геофізичних досліджень у свердловині;

бути технологічною в приготуванні і використанні;

характеризуватися технологічними властивостями, регульованими в широких межах гірничо-геологічних умов експлуатації свердловин;

не повинна бути вогне- і вибухонебезпечною;

не повинна бути дорогою, а також містити дефіцитні компоненти.

Оставьте свой комментарий

Оставить комментарий от имени гостя

0
  • Комментарии не найдены

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:2729 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:5528 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:2728 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Еще материалы

Структурные и петрографические исследова…

Структурные исследования проводили на рентгеновском дифракто- метре на СиК2 излучении. Юстировка дифрактометра осуществлялась по стандарту-эталону образца кварца. Точность определения параметров кристаллической решетки составила по направлениям "а" - ±0.002 А, "b...

15-11-2010 Просмотров:4471 Сейсмический процесс

Статическое напряженно-деформированное с…

Влияние внешней нагрузки и глубины акватории. Оценку влияния отдельных факторов на статическое напряженно- деформированное состояние моноопоры целесообразно начать с определения худших условий ее нагружения. Очевидно, что чем больше волнение, тем...

12-01-2011 Просмотров:3456 Морские буровые моноопорные основания

Типы и фации метаморфизма

В зависимости от природы и территориальной распространённости выделяются несколько типов метаморфизма – региональный, локальный, ультраметаморфизм и полиметаморфизм. ☼ Типы метаморфизма Региональный метаморфизм – совокупность метаморфических изменений горных пород, вызываемых односторонним и гидростатическим...

14-10-2010 Просмотров:17010 Геологическое картирование, структурная геология