Концепция сохранения коллекторских свойств пластов при глушении скважин в ОАО «Татнефть»

Применение водных растворов моющих ПАВ-препаратов

Физико-химические основы применения моющих препаратов

Применение моющих ПАВ (МЛ-81, МЛ-81Б, ФЛЭК-ДГ-002, неонолы и др.) для промывки подземного оборудования и забоя скважин основано на поверхностно-активных свойствах их полярных молекул избирательно адсорбироваться и ориентироваться на поверхностях раздела «металл – загрязнения», «нефть-вода» и т.д. При этом изменяются в благоприятную сторону фазовые и энергетические взаимодействия на этих границах, проявляется «расклинивающий» эффект Ребиндера, мицеллы (пространственные агрегаты ПАВ) солюбилизируют водонерастворимые вещества. При этом моющие растворы обладают смачивающей способностью, а также важными пептизирующими, антиресорбционными, деэмульгирующими, пенообразующими свойствами.

       Основное предназначение моющих растворов при промывке скважин – удаление вязких углеводородсодержащих загрязнений (окисленная нефть, асфальтено-смолистые отложения, парафиновые суспензии и агрегаты, нефтяные эмульсии и т.д.)  с поверхности эксплуатационной колонны, прифильтровой зоны и забоя скважины. Отмыв металлических поверхностей труб, подземного оборудования, призабойной зоны, очистка зумпфа скважины от органно-минеральных загрязнений обеспечивается за счет проявления комплекса отмеченных физико-химических свойств ПАВ-препаратов, сопровождаемого механическим воздействием их водных растворов на загрязнения и отмывающую поверхность.

Базовые составы моющих водных растворов

Моющие ПАВ-препараты применяются в виде водных растворов 0,1-0,3 %-ной концентрации. Базовыми рабочими промывочными жидкостями являются следующие составы:

- пресная вода +  МЛ-81Б (0,1 %),  плотностью 1,0 г/см3;

- подтоварная (техническая) слабоминерализованная вода, плотностью                   1,01-1,1 г/см3 +  МЛ-81Б (0,1%);

- пластовая высокоминерализованная  вода, плотностью 1,1-1,18 г/см3 + МЛ-81Б    (0,2 %) (или ФЛЭК концентрацией 0,3 %);

Промывочные составы на нефтяной основе

Товарная нефть 

После проведения операций физико-химических ОПЗ пласта осуществляется промывка прифильтровой зоны и забоя скважины от продуктов реакций. Эта операция производится

товарной нефтью с плотностью 0,88-0,89 г/см3 и динамической вязкостью 6-15 мПа·с. Применение нефти позволяет сохранять фазовую проницаемость продуктивного пласта. Ограничениями применения нефти являются: малая вязкость и небольшая плотность, последнее обусловливает подбор скважин с относительно низкими величинами пластового давления.

Загущенные углеводороды

В таблице 6 приведены составы промывочных жидкостей на углеводородной основе, с регулируемыми вязкостными, тиксотропными, растворяющими и вымывающими свойствами.

При необходимости для деструкции нефтяного геля рекомендуется дозировать 2 дм3/м3 жидкого реагента BREAKER OMS. Вязкость системы падает с 300-200 мПа·с (исходная) до 32-36 мПа·с (через сутки).

При дозировании загустителей  в разрушенный гель (при меньших номинальных концентрациях) структура и вязкость системы через сутки восстанавливаются. Этот эффект надо учитывать для экономии и многократного применения нефтяного геля.

Промывочные составы на эмульсионной основе

Достоинством этих жидкостей является регулируемость в нужном диапазоне плотности и вязкости, а также наличие структурно-механических (тиксотропных) свойств (таблица 5).

 

 

Т а б л и ц а 9. Физико-химические параметры промывочных составов на углеводородной основе

Состав	Объемная доля %	Значения параметров
		Плот-ность, г/см3	Динами-ческая вязкость, мПа·с	Отмывающая спо-собность, %	Способ-ность к очистке, %	Дисперг. способ- ность, %
Нефть девонская Загуститель HGA37 Загуститель HGA48	85 87	0,85-0,88	125-68	62-72	92-94	35-40
Нефть девонская Загуститель HGA37 Загуститель HGA48 Ялан-Э-1 (ПАВ)	86 56 3	0,85-0,88	135-82	82-89	90-95	65-71
Нефть девонская Дистиллят К-2 Загуститель HGA37	45 45 10	0,78-0,81	100-50	90-93	95-96	72-79
Нефть девонская Дистиллят К-2 Загуститель HGA37 Ялан-Э-1	55 35 9 1	0,79-0,81	120-68	93-95	96-97	89-91

 

 

Базовыми промывочными составами являются следующие рецептуры обратных эмульсий:

- нефть - 42-53 %,   ПДВ - 45-55 %,  ПАВ-эмульгатор («Ялан» или др.) - 2-3 %. Плотность -0, 98-1,06 г/см3, вязкость - 90-300 с по вискозиметру ВП-5, статическое напряжение сдвига - 8-18 дПа.

- нефть - 42,5-53,5 %;  раствор СаС12 (плотностью 1,30 – 1,35 г/см3) - 45-55 %; ПАВ - эмульгатор - 1,5-2,5 %. Плотность – 1,07-1,15 г/см3, вязкость - 100-320 с по ВП-5, статическое напряжение сдвига - 7-20 дПа.

- нефть - 17,5-30,0 %; дистиллят - 16,5-30,0 %; ПДВ (или раствор СаС12) - 50-60 %; ПАВ - эмульгатор – 2,5-3,5 %. Плотность - 0,94-1,10 г/см3, вязкость - 55-200 с по ВП-5, статическое напряжение сдвига - 6-15 дПа, растворяющая способность по АСПО - 70 - 90 %, диспергирующая способность по АСПО - 15-20  %.

Первые два состава (на нефтяной основе) предназначены для промывки ствола скважины и забоя от крупных механических частиц и загрязнений (песок, цемент, стружка и т.д.); они обладают большей вязкостью и тиксотропной структурой.  Последний состав на нефте-дистиллятной основе предназначен для промывки скважин и забоя от АСПО; он обладает растворяющими и диспергирующими свойствами и необходимой тиксотропией.

Промывочные составы на основе полимерносолевых растворов

Физико-химические свойства полимерносолевых промывочных составов на водной основе приведены в таблице 10.

Т а б л и ц а 10. Физико-химические свойства полимерносолевых промывочных составов на водной основе

Состав	Плотность, г/см3	Динамическая вязкость, мПа·с	Отмывающая способность, %
2 % -ный р-р ОЭЦ (пр.вода) с 0,1  % МЛ-81Б	1,00	42-45	80-83
2 %-ный р-р ОЭЦ (сточн. вода) с 0,15 % МЛ-81Б	1,07-1,09	70-78	86-88
2 % -ный р-р ОЭЦ (пласт. вода) с 0,3 % ФЛЭК	1,16-1,18	150-160	90
1 % -ный р-р ПАА (пр.вода) с 0,15 % МЛ-81Б	1,00	65-70	75-80
1 % -ный р-р ПАА (сточная вода) с 0,2 % МЛ-81Б	1,05-1,07	40-45	71-76
2 % -ный р-р КМЦ (пр. вода) с 1,0 % МЛ-81Б	1,00	45-50	75-77

 

 

Отмывающая способность – свойство промывочной жидкости очищать поверхность металлических труб от органических высокомолекулярных отложений за счет растворения, диспергирования и отмыва. В данных составах эта способность достигнута за счет введения отмывающего многофункционального препарата МЛ-81Б и ФЛЭК.

Способность к очистке и подъему на поверхность мелкодисперсных загрязнений достигается за счет придания растворам моющих препаратов класса МЛ определенных реологических свойств – динамической вязкости и структурных (тиксотропных) свойств. Эти свойства регулируются дозированием в растворы определенных полимерных систем в небольших количествах. Таким образом, приведенные составы обладают комплексом физико-химических свойств и достоинствами, как водных моющих растворов, так и регулируемой вязкостью и тиксотропией, присущей эмульсионным системам.

Составы технологических жидкостей для промывки сероводородсодержащих  скважин

Рекомендуются к применению следующие составы промывочных и задавочных жидкостей с нейтрализующими свойствами по сероводороду, приведенные в таблице 11.

Т а б л и ц а 11. Концентрация компонентов технологических жидкостей для

промывки сероводородсодержащих скважин

Наименование жидкости глушения	Плотность ОЖГ, г/см3	Концентрация ПАВ, %	Концентрация нейтрализатора сероводорода, кг/м3
Пресная вода , сточная, техническая вода	1,00-1,10	МЛ-81Б - 0,1-0,2; ФЛЭК - 0,3	Двуокись марганца  (0,8-1,2 кг);
Глицериновый состав	1,20-1,25	МЛ-81Б -0,1 ФЛЭК - 0,3	Отсутствует, т.к раствор обладает нейтрализующими сероводород щелочными свойствами
Обратная эмульсия	до 1,00	-	Двуокись марганца  (0,8-1,2 кг);
Пластовая вода (р-р СаС12)	1,10 -1,18	МЛ-81 Б - 0,2 ФЛЭК - 0,3	Двуокисью марганца (0,8-1,2 кг)
Нефть девонская	0,87-0,90	-	Двуокисью марганца (0,8-1,2 кг)

 

 

3.12. Расчет прямой и обратной промывки

            Выбираем способ глушения в зависимости от пластового давления, приемистости и литологического пласта, вида спущенного в скважину оборудования, вида применяемой жидкости.

       Глушение  может производиться следующими  способами:

   

       а) Полной заменой скважинной жидкости, если колонна НКТ или хвостовик спущены до продуктивного пласта: башмак колонны НКТ или насос находиться выше пласта, но пласт имеет хорошую проницаемость; при значительной величине пластового давления; поднасосная жидкость может быть продавлена без опасности ухудшения ПЗП.

       б) Частичной  заменой скважинной жидкости (без  задавки в пласт), если проницаемость ПЗП низкая и есть опасность загрязнения пласта продавочной жидкостью при небольшой величине пластового давления, при насосном способе эксплуатации.

       Определяем  плотность жидкости глушения  из условий создания противодавления  на пласт по формуле:

       ргл = (Рпл +0,1 *Рпл)/ L *g, кг/м3                                                               (4)

       ргл =(22.6 +0.1 *22.6)/ 1853 *10 =1341.6 кг/м3

      где Ргл -величина противодавления на пласт согласно требованиям правил безопасности ведения работ.

       Выбираем  жидкость глушения в соответствии  с рассчитанной плотностью и  особенностью пласта.

       Для  глушения применяют жидкости:

       а) техническую  воду, обратную ПАВ или пластовую  воду –для пород с приницаемостью более 0,16 мкм и пористостью более 16%, плотностью до 1120…1190 кг/м3;

       б) водный  раствор хлористого кальция (плотностью  до 1396 кг/м3), хлористого натрия (плотностью до 1175 кг/м3), обработанный ПАВ;

       в) глинистый  раствор (плотностью до 1700 кг/м3) – для песчаных коллекторов с проницаемостью более 0,2 мкм;

       г) гидрофобно – эмульсионные растворы (ГЭР) – стабилизированные полиамидами и содержащие при необходимости утяжелители (барий, гематит и др.), плотностью от 950 до 2000 кг/м3 – для любого типа коллекторов.

       Определяем  объём жидкости глушения 

       - при  полной замене скважинной жидкости:

       Vгл =0,785 *Dвн *L * , м3                                                                  (5)